中國儲能網(wǎng)訊：2021年3月15日，中央財經(jīng)委員會第九次會議明確提出“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，同年11月24日，中央全面深化改革委員會審議通過《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，明確了能源電力領(lǐng)域發(fā)展方向、發(fā)展目標和發(fā)展路徑。
實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，需要不斷推進電力市場建設(shè)和體制機制創(chuàng)新，不斷完善電力市場機制、運行機制、價格機制，發(fā)揮好市場配置資源的決定性作用，加快建設(shè)適應新能源快速發(fā)展的統(tǒng)一開放、競爭有序的電力市場體系。在推動構(gòu)建適應新型電力系統(tǒng)的市場體系過程中，需要重點做好三方面的工作，即充分發(fā)揮售電公司在電力市場建設(shè)中的作用，建設(shè)適應新能源的新型電力市場和積極平穩(wěn)推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。
充分發(fā)揮售電公司在電力市場建設(shè)中的作用
“中發(fā)9號文”中一個最大的特點是“管住中間、放開兩頭”，從而增加了售電公司這一角色，徹底打破了電網(wǎng)公司長期在售電領(lǐng)域的壟斷地位。通過這種方式確實引進了競爭的主體，但是從這幾年的實踐情況看，當前我國售電公司主要面臨兩個方面的問題。
一是技術(shù)水平參差不齊、抗風險能力差。據(jù)不完全統(tǒng)計，在全國已成立的上萬家售電公司中，有60%的售電公司未進入市場，沒有開展過實際業(yè)務。個別售電公司沖動入市，缺乏專業(yè)人員和技術(shù)能力，抗風險能力差，經(jīng)不起市場的“風吹草動”。尤其是2021年，受煤炭價格持續(xù)高位運行影響，年度交易價格“批零倒掛”，售電公司虧損嚴重。截至2021年12月，江蘇省已有19家售電公司退市。
二是售電公司業(yè)務模式過于單一，同質(zhì)化競爭嚴重。目前售電公司主營業(yè)務是電力銷售，收入來源于購售電差價，電力增值服務遠未形成有效的商業(yè)模式，甚至引發(fā)了通過降價來獲取市場的惡性競爭。以江蘇省為例，除了海瀾電力等極少數(shù)售電公司在綜合能源服務領(lǐng)域進行全面布局，其他售電公司基本停留在電力銷售業(yè)務層面，同質(zhì)化競爭嚴重，2018～2021年平均簽約價差逐年降低。
充分發(fā)揮售電公司在電力市場建設(shè)中的作用，要注重引導售電公司向綜合能源服務商轉(zhuǎn)型，更好地發(fā)揮其在規(guī)避市場風險、提高市場效率、引導節(jié)能服務、促進新能源發(fā)展等方面的積極作用。
一是幫助用戶規(guī)避市場風險。隨著電力市場建設(shè)的深入推進，電力交易種類、頻次不斷增多，對市場參與者提出了更高要求。單個電力用戶由于缺乏專業(yè)性，直接參與批發(fā)市場將面臨價格波動，其伴隨的盈虧和市場風險極大。售電公司要利用專業(yè)優(yōu)勢，深入研究規(guī)則、供需關(guān)系等相應的市場特性，做好價格預測，發(fā)揮好風險控制的作用，通過代理多個電力用戶有效對沖電力市場中的價格波動風險，通過現(xiàn)貨、中長期合同和金融衍生品的組合，有效控制用戶價格水平。
二是引導用戶提高用能水平。據(jù)初步估計，2022年市場用戶數(shù)量將從不到50萬戶躍增到約5000萬戶，增長百余倍，個性化增值服務的需求將大大增加。售電公司一方面要通過用電管理服務，統(tǒng)計用戶歷史負荷數(shù)據(jù)，分析電能消耗水平，制定合理的用電方案，滿足工商企業(yè)等大型用戶的需求；另一方面，要根據(jù)中型用戶及小型家庭用戶的用電習慣，細分客戶群體特點及消費規(guī)律，為用戶提供季節(jié)性、時段性、定制式電價套餐，幫助用戶節(jié)省用電支出。引導用戶錯峰用電，促進用戶改進用電曲線，實現(xiàn)用戶側(cè)節(jié)能降耗，資源優(yōu)化配置。用戶個性化增值服務需求增加將給售電公司帶來廣闊的機遇，引導用戶提高用能水平是下一步售電公司在競爭上最重要的體現(xiàn)。
三是促進市場競爭效率。在零售市場側(cè)，售電公司之間為爭取更多的市場份額，會積極優(yōu)化自身售電業(yè)務，主動為用戶提供各項電力服務，形成售電市場競爭，最終提升電力用戶的用能體驗。在批發(fā)市場側(cè)，售電公司會加快交易價格的收斂速度，倒逼發(fā)電企業(yè)積極進行能效改造，為市場中的高效機組帶來更多的機會，提高發(fā)電效率和產(chǎn)能利用水平，促進發(fā)電市場的競爭。
四是促進新能源發(fā)展。由于新能源特別是風力發(fā)電的出力曲線難以控制，單個新能源電站參與市場存在極大的風險，利益得不到保證，不利于新能源發(fā)展。通過售電公司可以聚合多個新能源電站參與市場，有效地平抑單條出力曲線的不可控性，甚至可以通過售電公司實現(xiàn)“火風”搭配、“水風”搭配，基本實現(xiàn)新能源出力可控，從而規(guī)避市場風險。售電公司通過管理風險獲得收益，更重要的是，新能源的利益得到了保障，有了發(fā)展的動力，才能促進以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)。
五是促進以分布式光伏為起點的綜合能源利用。目前，分布式光伏已經(jīng)成為實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標的重要手段，從沿海部分發(fā)達省市的“十四五”規(guī)劃看，分布式項目幾乎占據(jù)了可再生能源開發(fā)規(guī)劃容量的半壁江山。分布式光伏作為個體發(fā)電單位，往往面臨著資金缺乏、技術(shù)落后等方面的短板，作為專業(yè)的電力服務方，售電公司有足夠的資金和技術(shù)支持，可在資金上以參股的方式參與分成，以技術(shù)咨詢的方式參與施工建設(shè)，甚至直接控股開發(fā)運營?？傊垭姽旧鐣Y本進入分布式光伏市場，將極大促進分布式光伏項目的發(fā)展。
建設(shè)適應新能源發(fā)展的新型電力市場
近年來，新能源發(fā)電裝機與發(fā)電量占比不斷攀升，截至2020年底，新能源裝機占比達到24.31%，同比提高近4%，發(fā)電量占比9.54%，同比提高近1%。從目前開展現(xiàn)貨的甘肅、內(nèi)蒙古、山東、山西的情況來看，新能源占比都非常高，分別為45.05%、34.87%、32.63%、31.91%，但新能源的隨機性、波動性等發(fā)電特性，也加劇了現(xiàn)貨市場的價格波動，經(jīng)常觸及地板價和天花板價。
當前，新能源進入電力市場面臨的主要問題有：一是政策方面，現(xiàn)存的政策體系和電力市場體系相互之間存在矛盾，可再生能源保障性收購無法很好地執(zhí)行，保障利用小時數(shù)逐年降低，新能源項目的收益得不到合理保障。二是消納責任權(quán)重上，可再生能源電力消納保障機制沒有落到實處，目前存在與綠電交易機制、綠證交易市場多頭發(fā)力的問題。三是結(jié)算偏差風險方面，現(xiàn)貨市場價格下，經(jīng)常出現(xiàn)正現(xiàn)貨電量低電價、負現(xiàn)貨電量高電價的現(xiàn)象，對新能源中長期帶曲線合同起不到保收益、避風險的作用。
建設(shè)適應新能源發(fā)展的新型電力市場體系，需要從以下四個方面發(fā)力：
第一，推動政府授權(quán)合約應用，保障新能源消納。對新能源實行保障性收購仍是促進新能源發(fā)展的重要措施，需要做好新能源消納與既有保障政策的銜接。同時，對于沒有直接參與市場的新能源電量，可將保障性收購政策轉(zhuǎn)換為政府授權(quán)合同的形式，由政府授權(quán)電網(wǎng)企業(yè)或保底購電企業(yè)與新能源企業(yè)簽訂長期政府采購合同，固定收購價格或者明確價格調(diào)整機制，保障新能源企業(yè)的合理收益，實現(xiàn)與市場的銜接。
第二，建立用戶強制配額制度，促進開展各類綠色電力交易。出臺用戶強制配額制度，政府確定用戶用電量中新能源配額比例，進一步壓實用戶（售電公司）可再生能源消納權(quán)重責任，通過市場手段鼓勵電力需求側(cè)主動消納可再生能源。推動綠色電力“證電分離”，開展綠證交易并與自愿綠證交易配合開展。合理銜接清潔能源價格補貼機制和綠證交易機制，推動清潔能源與其他類型的電源同臺競爭，從“能量價值+綠色價值”兩個方面體現(xiàn)其價值。
第三，做好中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接。鼓勵新能源企業(yè)自主確定年度、月度交易電量比例，允許新能源以聚合商的形式參與市場。完善帶電力負荷曲線交易機制，實現(xiàn)中長期交易市場連續(xù)開市，提高交易頻率，縮短市場出清時間間隔，增加流動性強的交易品種，促進新能源企業(yè)靈活調(diào)整中長期合同。電力市場運營機構(gòu)應提升新能源的預測能力，規(guī)避新能源企業(yè)參與市場的風險。
第四，同步建設(shè)輔助服務市場。由于新能源占比提升增加的系統(tǒng)成本，不應由新能源企業(yè)或發(fā)電側(cè)承擔，要按照“誰受益、誰承擔”的原則，向用戶側(cè)進行疏導，由所有用戶共同承擔。
積極平穩(wěn)推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)
自2017年國家推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點以來，第一批8個試點地區(qū)已經(jīng)開展了整月結(jié)算試運行，電力體制改革邁出了一大步。當然，這個過程中也存在一些問題：一是市場規(guī)則不統(tǒng)一。各省的交易規(guī)則各不相同，且差異很大，雖然從同一省內(nèi)市場看問題不大，但隨著市場范圍的擴大，市場主體需要在不同省區(qū)參與交易，必須對其他省區(qū)的交易規(guī)則從頭開始深入了解，增加了交易成本。8個現(xiàn)貨市場試點省區(qū)在市場模式、交易組織、交易結(jié)算等方面都存在很大差異，統(tǒng)一協(xié)同難度巨大。二是限價水平不合理。“1439號”文件明確現(xiàn)貨市場地區(qū)上網(wǎng)電價浮動范圍不受限制，個別省區(qū)對現(xiàn)貨交易價格實行嚴格限制，對應燃煤發(fā)電價格，最高限價連單位燃料成本都包不住。這些情況阻礙了現(xiàn)貨市場發(fā)揮價格信號的作用，嚴重影響了發(fā)電企業(yè)的積極性。三是火電企業(yè)固定成本回收困難。目前試點省區(qū)多采用節(jié)點電價機制，對于火電企業(yè)而言，出清價格只能彌補單位變動成本，不能彌補固定成本。從8個試點省區(qū)的出清價格看，即便是在2021年煤炭價格大幅度上漲的情況下，市場整體出清的價格也僅略高于單位變動成本。
針對下一步積極平穩(wěn)推進電力市場建設(shè)，建議從以下五個方面統(tǒng)籌考慮：
一是加強市場的頂層設(shè)計。統(tǒng)籌考慮各省區(qū)市場與全國統(tǒng)一市場的銜接路徑，統(tǒng)籌國家層面政策調(diào)整、指導省級市場建設(shè)。按照先易后難、先簡后繁的原則設(shè)計方案規(guī)則，既有利于市場主體看得明白、想得清楚、做得明確，朝著正確的方向努力，也有利于交易調(diào)度機構(gòu)簡單操作，促進電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。
二是出臺容量補償機制。隨著新能源的快速發(fā)展，火電利用小時數(shù)將進一步下降。由于我國國情決定了采取稀缺電價機制的可能性不大，必須盡快出臺容量補償機制，既是對火電參與競爭只能獲得對應單位變動成本市場出清價格的彌補，也是對火電利用小時數(shù)降低、固定成本回收不足的彌補。否則，火電生存困難，系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力下降，容量可靠性充裕度不足，不利于電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。
三是合理設(shè)置限價水平。對于現(xiàn)貨價格，根據(jù)是否建立容量補償機制確定不同的價格限制，至少應涵蓋火電機組的燃料成本、排放成本、碳成本、機會成本。目的是實現(xiàn)發(fā)電企業(yè)通過頂峰高電價獲得合理收益，保證企業(yè)總體可持續(xù)發(fā)展。
四是推進用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場。實現(xiàn)上網(wǎng)-輸配電-售電價格的傳導，促進源網(wǎng)荷儲的互動；對進入中長期市場的電力用戶，必須同時全部進入現(xiàn)貨市場，解決發(fā)電側(cè)全電量參與現(xiàn)貨市場、而用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場的規(guī)模少，造成現(xiàn)貨價格不能向用戶傳導的問題。另外，直接參與市場的用戶、售電公司和電網(wǎng)企業(yè)代理購電應平等參與現(xiàn)貨交易，公平承擔責任義務。
五是合理補償保供熱機組。為保障供熱，熱電機組對應部分電量不能參與市場出清，高峰時頂不上去，低谷時壓不下來，暴露在現(xiàn)貨價格下，必須進行合理補償。當中長期電量覆蓋以外的部分電量現(xiàn)貨價格低于變動成本時，要建立補償機制，至少能夠彌補變動成本。同時，這部分的補償成本核算要及時，對應邊界參數(shù)也要及時更新。
未來，要進一步積極構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，推動構(gòu)建適應新型電力系統(tǒng)的市場體系，大力推動新時代可再生能源大規(guī)模、高比例、高質(zhì)量、市場化發(fā)展，加快實施可再生能源替代行動，著力提升新能源消納和存儲能力，健全完善有利于全社會共同開發(fā)利用可再生能源的體制機制和政策體系，為構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系提供堅強保障。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年02期，作者系中國大唐集團有限公司市場營銷部主任
