南方区域电力市场未来发展思考
区域电力市场的构建是实现资源在更大范围内优化配置的有效途径,是还原电力商品属性,推动电力工业良性发展的重要载体。从我国的资源禀赋和区域电力市场建设的经验教训不难发现,省间壁垒严重阻碍着跨省资源的合理流动。
南方区域是我国经济发展的桥头堡和电改排头兵。南方区域内东西部省区在经济结构和能源分布之间、用电需求和发电装机之间、用电负荷季节特性和一次能源供应自然特性之间存在着极强的互补性。但装机能力普遍过剩和省为实体的基本国情是区域市场建设避之不及的障碍,更不是完全交由市场可以解决的问题。目前电力市场的试点、建设都是由各省级政府部门主导开展,但对于区域市场的构建,却没有相关政府职能部门进行推进,多方利益缺乏协调统筹。各省区出于对本省区GDP 的考量和省区内发电企业的保护可以理解,但要实现资源的优化配置和经济长远的发展,更需要跳出眼前利益的局限。当壁垒一旦得到破除,更广阔的的公共福祉将会创造更大经济空间和社会效益。
建设南方区域统一电力市场的必要性
目前南方各省电力市场正处于快速发展阶段,除了海南,南方各省均率先开展了省内中长期电力市场建设。但随着发用电计划放开到一定程度,省内中长期市场发展将有可能遇到瓶颈,各地的宏观经济问题、电力供需矛盾、清洁能源消纳压力都难以在本省区内解决,市场效益将面临天花板。
原因之一:省区“小市场”优化潜力有限,区域电力市场更有利于发挥南方区域经济和能源互补的区域优势。
南方区域内东西部省区在经济结构和能源分布之间、用电需求和发电装机之间、用电负荷季节特性和一次能源供应自然特性之间存在比较强的互补性,其中90%的水电装机集中在云南、广西、贵州,90%的煤炭产量集中在贵州、云南,而75%的用电负荷和80%的国民生产总值集中在广东、广西、海南等省区,同时西部省区之间的区域优势、资源优势等又各不相同,这些区域特性决定了只有建立区域性的统筹协调机制,才能充分发挥区域优势,实现更大范围内资源优化配置,这是国家部署“西电东送”战略的重要前提,也是建设南方区域统一电力市场最主要的出发点。
原因之二:区域电力市场有利于缓解南方区域日益凸显的区域性电力供需矛盾。
目前,我国已经进入经济中高速增长的新常态,从需求侧看,经济下行压力仍然存在,拉动用电快速增长的基础尚未形成,南方区域用电维持5%左右的增长幅度并趋于稳定;从供应侧看,过去经济粗放式增长、电力“跑马圈地”式开发建设带来的问题逐步凸显,南方区域内发电装机过剩、发电利用小时持续下降等问题日益突出,云南富余水电消纳问题尤为严重,地域之间、流域之间、季节之间,以及一次能源之间的市场空间在省为实体、省内利益优先考虑的影响下被忽视,省间协调难度加大,一些问题由局部性逐渐向区域性蔓延。在此情况下,仅仅依靠省内市场机制在短时间难以彻底解决,必须从建设区域性、系统性的统一市场机制角度予以统筹考虑。
原因之三:电力体制改革政策文件要求大力推进建设南方区域统一电力市场。
9号文提出,要完善跨省跨区电力市场交易机制,按照国家能源战略以及经济、节能、环保、安全的原则,采取中长期为主、临时交易为补充的交易模式,推进跨省跨区电力市场化交易,促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力,充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用。
国家发改委、国家能源局《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体[2015]2752号)明确,区域市场和省级市场均为我国电力市场体系建设的重要内容。
《关于北京、广州电力交易中心组建方案的复函》(发改经体[2016]414号)提出,尽快发挥交易中心平台作用,为实现电力资源在更大范围优化配置提供公平规范的交易服务;推动国家能源战略的落地和南方电力市场建设。
国家发改委、国家能源局《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源[2017]1453号),将南方(以广东起步)作为第一批试点,加快推动电力现货市场建设工作,南方区域将分阶段完成区域现货市场的过渡。
原因之四:“西电东送”多年生产实践为建设南方区域统一电力市场积累了丰富的经验。
首先,“西电东送”是国家的一项长期战略,围绕“西电东送”,经过多年建设和发展,南方区域建成“八交十直”的跨省区输电网络,年输电能力达到3700万千瓦,南网五省区形成了紧密互联的大网络,为区域统一市场的建立奠定了坚实的物理网架基础。
其次,南方五省区围绕“西电东送”形成了区域电力生产运行机制,为促进东西部经济发展和节能减排作出了重要贡献,其中“西电东送”协议计划已经成为南方五省区政府部门在电力生产运行和管理协调过程中一项重要的工作内容和决策依据。
综上所述,发挥市场配置资源的基础性作用、推进区域电力市场建设是“西电东送”战略的重要组成部分。上述在贯彻落实国家“西电东送”战略过程中,所建立的机制和积累的经验,是南方区域市场化建设的重要成就,也是建设南方区域统一电力市场的重要基础,应该在本轮电力体制改革和市场化建设过程中予以坚持和完善。
“大市场”与“小市场”紧密结合、一体化运作
根据区域市场构成的特点,国外典型区域电力市场模式大致可分为PJM为代表的全区域统一平衡的集中式和北欧电力市场为代表的分区平衡的集中式两种。
统一平衡的集中式区域市场特点为:唯一交易调度机构、唯一市场规则、统一平衡。由多个区域实体组成,各个区域主体在唯一的交易机构中采用唯一的市场规则进行交易,并由唯一的区域调度进行统一平衡、集中优化。
分区平衡的集中式区域市场特点为:多个交易或调度机构、共同市场规则、分区平衡。以“大市场”为发用电资源统一优化配置的主要平台,“小市场”主要满足就近消纳平衡的个性化、差异化交易需求,各个“小市场”内可以分别使用不同的市场模式和交易品种。“大市场”由多个“小市场”组合而成,以市场成员公认的市场规约为基础,以调度配合机制、交易时序分工、数据通信接口规范等措施紧密衔接联合形成统一的“大市场”。这两类区域市场具有共性,即所有市场主体在大市场平台上的交易需求按照统一规则汇总优化,实现全区域资源优化配置最优。
在我国以省为实体的经济体制下,南方区域“西电东送”战略的执行,除国家指令性计划外,主要是在省区政府之间的框架协议范围内开展,并且当前南方区域内各省区电力发展所面临的问题和市场竞争环境差异较大,需要通过不同的市场机制加以解决。应在保障“西电东送”通道高效利用、落实国家指令性计划和省区政府框架协议的前提下,组织跨区跨省市场交易。在此情况下,区域市场和省级市场并存的情况将长期存在,北欧分区平衡的集中式对于建设南方区域统一电力市场更具有借鉴意义。
以南方区域市场的最终目标,建立南方区域 “大市场”与各省区 “小市场”紧密结合、一体化运作的南方区域统一市场。
国外成熟的电力市场具有一个显著特征,即不约而同地选择以多州、多国联合电力市场,同时以现货交易完成绝大多数电量交割,促进优势资源在更大范围内优化配置。结合国外现货市场建设经验,因此,统一的现货市场是实现南方区域统一“大市场”最有力的切入点。
第一,区域现货市场是解决中长期交易合同执行与系统安全运行之间矛盾的有效工具。区域现货市场电量虽然占比不高,但为市场主体尤其是售电公司提供了一个修正中长期发电计划的交易平台,减少系统安全风险与交易的金融风险,避免了中长期交易计划对一次能源市场变化、用电需求变动反应滞后的问题,也是发用电计划平衡向市场主导平衡转变的最有力的工具。
第二,区域现货市场是推动清洁能源跨省区流动的突破口。西部清洁能源具有良好的价格和外部性优势,但其间歇性、随机性和季节性等特点使其在区域市场中长期交易规模受限,难以发挥出边际成本优势,有必要跨出本省区的“小市场”,拓展交易范围和渠道,促进最大限度成交。即时交易、即时交割的区域现货市场正是应对清洁能源发电需求的最合适的渠道。
第三,区域现货市场是挖掘区域“大市场”潜力的最有效手段。中长期交易频次低、偏差大,难以满足临时交易需求,价格信号严重滞后,市场主体预判不足,跨区跨省输电网难以充分利用,市场满意度遇到“天花板”。区域现货市场可以在中长期交易的基础上,充分利用输电能力、发电能力,以精确及时的交易服务满足市场主体的诉求。
第四,区域现货市场是中长期市场的有益补充。区域中长期市场要想做强做大、吸引市场主体加入,离不开范围广、渠道多、参与度高、灵活及时的现货市场平衡偏差与调剂余缺。因此,区域现货市场与中长期市场二者必须密切耦合,搭建全面反映电力商品价格信号、稳定中长期市场生产用能预期、灵活应对短期发用电需求的完整市场体系。
综上所述,省为实体的基本国情决定了南方区域内发电资源无限制自由流动不可行。南方区域现货市场类似于关税体制下的进出口贸易,以中长期协议计划优先保障为基础,紧密联合各省区中长期市场、现货市场,通过更广阔的交易渠道激发市场活力,不断培育更多的跨区跨省综合营销服务商,是推进区域市场融合统一的强大驱动力。
实现南方区域统一市场的发展路径
建议按照“三步走”的发展路径,推进南方区域统一市场建设。
第一阶段是市场培育阶段。从规范全区域中长期交易体系起步,逐步实现交易平台、交易规则的统一,为区域市场和省级市场融合奠定基础。
第二阶段是市场融合阶段。各省区价格机制、交易时序、结算规则与跨区跨省市场规范衔接,中长期跨区跨省交易同平台运作,探索建立部分交易品种全区域统一出清的价格机制;以跨区跨省增量现货作为区域统一市场建设的过渡方式,实现两级市场的同步运作。
第三阶段是市场统一阶段。最终形成以跨区跨省中长期物理合约、日前现货交易和省内现货市场为主体的南方区域统一市场体系。
按照上述发展路径,一是要借势政策导向超前布局区域交易平台,建设统一规范的南方区域交易系统;二是要设计南方区域电力交易基本规则,提出标准化的中长期、现货市场交易规则和相关衔接规范,建立区域市场公约,同时兼容不同地区的发展个性化和差异化需求;三是要全面考虑南方区域市场配套机制,合理衔接中长期物理合约与现货交易,转变现有中长期交易计划管控机制,建立市场风险防控、信息披露及监管机制,不断强化市场交易服务能力;四是强化电力交易机构发展,超前储备、加快培养一批高素质、专业化的市场建设队伍,保持交易机构旺盛的发展创新动力。
本文刊载于《中国电力企业管理》2018年3期,作者就职于广州电力交易中心。
附:电改“云南模式”:公平公正的电力交易市场如何建立?
作为新一轮电改探路先锋的云南电力市场,目前改革成效初显,呈现出“有序放开、主体多元、竞争充分”的良好格局,进入了“电量稳步增长,电价趋于合理”的多方共赢良性循环。
日前,《瞭望》新闻周刊记者调研了解到,在水电“弃水”倒逼下,围绕供给侧结构性改革,作为中国水电工业“摇篮”的云南省,再度启动电力体制改革,创造了全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场,全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量,全国第一个开展日前增量交易试点等多个全国第一,成为中国新一轮电力体制改革的先行者。
尤其是2017年在各方共同努力下,云南电力市场供给侧结构性改革取得突出成效,弃水电量迎来下降拐点。相关专家向本刊记者表示,在云南消纳富余水电迎来拐点背后,不仅西电东送电量增加,新能源汽车蓄势待发,推出“以电代柴”、“以电代煤”、全国首个居民电能替代用电套餐等电能替代政策,旨在扩大电力消费。更主要的是这个清洁能源大省通过改革发挥市场的资源配置作用,还原电力的商品属性成为云南新电改的突出亮点。
发力新能源汽车的“底气”
“我们必须认识到,大力发展新能源汽车产业已经成为必然趋势,我国已将新能源汽车产业列为战略性新兴产业,而全省在新能源汽车产业方面确实有优越的条件和综合比较优势。”
云南省工信委副主任陈云生向《瞭望》新闻周刊记者介绍说,云南是“一带一路”和长江经济带等国家发展战略的交汇支点,有利于吸引和承接东中部产业梯度转移,在新能源汽车产业方面有区位、清洁能源、旅游和生态、气候等多重优势。
数据显示,云南水能蕴藏量达1.04亿千瓦,居全国第3位;可开发装机容量约0.9亿千瓦,居全国第2位。2016年云南省发电量为2469.5亿千瓦时,其中93%为清洁能源。
截至2017年末,云南省电力装机达到8550万千瓦;清洁能源装机占比达83.2%,比上年提高0.4个百分点;全年发电量2958亿千瓦时,同比增长9.7%。按照《云南省“十三五”能源发展规划》,到2020年全省电力装机容量9300万千瓦左右,其中水电和新能源装机超过8000万千瓦。
目前,在清洁能源大省云南,滇中城市群的新能源汽车充电基础设施建设正加快推进,新能源汽车公务出行分时租赁示范也在进行,新能源汽车安全监测与信息服务平台已建成并通过验收。
陈云生说,随着电力体制改革的进一步深入,云南以清洁水电为主的电力目录电价远低于其他地区,电价优势将逐步显现,可为企业提供富有竞争力的电价优势,为新能源汽车产业发展及推广应用提供充沛廉价的清洁能源。
清洁能源是大自然所赋予,而电价“洼地”来自电力市场化交易。云南省工业和信息化委员会的统计数据显示,通过电力市场化交易,云南电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位,形成优势明显的电价“洼地”。2014年全面推进电力市场化交易至2017年底,累计为实体经济降低用电成本超过214亿元,是云南除税费外“降成本”的最大贡献者。
富余水电消纳倒逼新电改
新能源汽车所需的充沛而廉价的清洁能源,就是电力市场化交易释放的红利之一。但2014年云南省经济发展一度陷入能源困局:一边是云南水电大量弃水,一边是以高载能为主体的原材料加工业开工不足,最严重时实体企业开工率不到20%。
云南电网公司相关负责人向《瞭望》新闻周刊记者介绍,为充分消纳清洁能源,一是调整发电结构。除保障电网安全的火电机组外,其他火电机组全部停机让电,2015年全省火电平均利用小时数(实际发电)仅1556小时,火电发电空间被严重挤压,经营举步维艰。
二是增大西电东送电量规模。“十二五”期间西电东送电量由2010年的322亿千瓦时增长至2015年的945亿千瓦时,形成了“四直五交”西电东送大通道,最大送电能力由780万千瓦增至1920万千瓦。
三是根据国家全面深化改革和实施能源战略的部署,2014年开始在全国率先开展电力市场化交易,并以此推动全省新一轮电力体制改革,用改革的办法来破解云南电力工业面临的深层次矛盾。
这次水电弃水及工业下行压力成为云南争取电力体制改革试点省的动力与契机。云南自2014年开始在全国率先探索开展电力市场化交易,是全国首批输配电价改革试点和电力体制改革综合试点。
实际上,重重压力之下,2014年云南省首开汛期富余水电竞价上网和大用户直购电试点,在云南电网公司成立了云南电力交易中心。作为市场化交易平台,70多家工业企业参与市场交易,当年市场化交易富余水电90亿千瓦时,达成云冶集团与华能澜沧江公司景洪电厂直接交易70余亿千瓦时。
云南电力交易中心作为全国首家电力交易中心,承担起富余水电进行市场化交易任务,这成为云南电力市场建设的最初雏形。据本刊记者了解,改革启动后,云南省严格遵循中发9号文、电力体制改革配套文件及国家发展改革委、国家能源局的有关精神落实推进改革,确保云南省电力体制改革始终沿着正确的方向不走样,并在新一轮电力体制改革中取得了瞩目成绩。
2014年底,经云南省政府同意,由省工业和信息化委牵头成立了云南电力市场化工作领导小组,并按“政府主导、共同组建、稳妥推进”的原则组建了云南电力交易中心,挂靠云南电网公司,按照政府批准的交易规则,负责云南电力市场交易的组织实施和管理,一直沿用至今。
期间,云南电网公司从人财物等各方面全力支持云南电力交易中心工作,从人员上,抽调了4名专职人员到交易中心负责日常交易组织和结算工作,另外配置了28名兼职人员,负责日常管理和技术支持;从资金上,公司投资1200余万元,建设了功能完善的电力交易系统、交易机房和交易大厅,为云南电力市场交易的顺利开展提供了重要保障。
2016年8月25日,昆明电力交易中心有限责任公司正式挂牌和云南电力市场管委会成立,这是云南电改乃至中国电改的标志性事件之一。昆明电力交易中心由云南省能源局牵头组织筹建,其中云南电网有限责任公司控股50%,以招募、竞争性谈判等方式确定电源企业、用户企业、配售电企业等参股,按自愿的原则共同发起成立。
进入“量稳价优”良性循环
昆明电力交易中心总经理杨强向《瞭望》新闻周刊记者介绍,该中心持续运行至今,推动电力市场有序放开、交易规则持续完善、交易品种不断丰富、交易行为规范有序,有效确保电力市场运营公平公正,已建立较为完善的市场体系和交易规则,云南电力市场初步呈现出“有序放开、主体多元、竞争充分”的良好格局,进入了“电量稳步增长,电价趋于合理”的多方共赢良性循环。
在省内市场化交易方面,2016年共成交市场化交易电量590亿千瓦时,占全省大工业用电量的85%,占全省全社会用电量的54%。2017年,共成交市场化交易电量703.14亿千瓦时,同比增长19.18%,占全省大工业用电量的92%,占全省全社会用电量的58.1%。
在西电东送市场化交易方面,2016年云南实现西电东送电量1100亿千瓦时,同比增长16.3%。其中,通过电力市场化交易实现134.5亿千瓦时,同比增长116.2%。2017年,云南实现西电东送电量1242.2亿千瓦时,同比增长12.88%,比年度计划增送276.6亿千瓦时,其中实现市场化交易电量233.9亿千瓦时。
杨强认为,电改“云南模式”最核心的内容就是建设日趋完善的高效规范与公平公正的电力交易市场。中心成立以来,准确把握“公益性服务平台”定位,以“服务市场主体各方”为核心,着力打造高效规范的电力交易平台,公平公正做好电力市场运营服务。
一是交易规则持续完善,更加符合云南经济发展需要。云南省内已放开全部大工业用户、全电量参与市场竞争,电厂侧放开2004年1月1日后投运的110千伏以上纳入省调平衡的全部火、电、风、光伏电厂参与市场竞争。进入市场的电力用户和发电企业全部取消基数电量、目录电价,全部电量、电价均由市场机制形成,市场初步呈现出“有序放开、主体多元、竞争充分”的良好格局。
二是交易品种不断丰富,更加贴合市场多样需求。深入了解全省载能行业用电需求,不断丰富交易品种,涵盖年、月、日前3个大类的9个交易品种贴合实体经济,充分满足市场主体多样化的交易需求。结合宏观经济形势,鼓励发用电企业以双边合同方式将电价与产品价格挂钩,例如云南铝产品价格与电量成交价格联动上涨,促进发电企业增效,实现了双方互利共赢。
据杨强介绍,目前全省超过92%的大工业用户主动选择参与电力市场化交易并共享改革红利,省内主要用电行业开工率由2017年年初最低的42%回升至当年10月上旬最高的66.8%,为近3年来最高水平;9大主要用电行业的平均开工率整体好于上年同期水平,有力促进了全省工业经济持续稳中有进、稳中向好。云南电力市场进入了“电量稳步增长,电价趋于合理”的多方共赢良性循环通道。
三是交易系统坚强高效,有力满足市场交易需要。昆明电力交易中心全面建成了基于“互联网++”的电力交易系统,电费结算“零误差”,实现了月结月清,充分保障了各方的合法权益。
四是市场主体管理规范,有效控制市场交易风险。昆明电力交易中心建立了市场主体管理标准,规范了入市与退市的流程和方式。同时与中国人民银行征信系统联网,准确把控电力交易中的业务风险,2017年发布预警提示4次,帮助市场主体规避风险。
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