中國儲能網(wǎng)訊：為加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系，推動形成適合中國國情、有更強新能源消納能力的新型電力系統(tǒng)，蒙西于2022年6月1日啟動新一輪現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行。作為國內(nèi)目前唯一一個真正實現(xiàn)“單軌制”的電力市場，蒙西電力現(xiàn)貨市場在市場設計、發(fā)用電計劃放開、省內(nèi)市場與省間市場的銜接等方面率先破局。自試運行以來，電網(wǎng)安全穩(wěn)定，市場平穩(wěn)有序，峰谷價差逐步拉大的同時基本保障了用電價格的總體穩(wěn)定。試運行結果旗開得勝，充分證明了“雙軌制”帶來的問題不是無解題，而是先立后破的新機遇——“蒙西模板”驗證了“單軌制”市場在我國電力系統(tǒng)落地生根的可行性，實現(xiàn)了電力資源在更大范圍內(nèi)的共享互濟和優(yōu)化配置，提升了電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和靈活調(diào)節(jié)能力。
亮點1：
拉大現(xiàn)貨市場峰谷價差，有效保障電力供應
為更好地發(fā)揮市場價格引導作用，蒙西電力市場規(guī)則進一步拉大了峰谷價差，上限價格5.18元/千瓦時。相較前兩年部分試點試運行初期不足2元/千瓦時的天花板價，蒙西電力市場的步子邁得膽大心細。6月試運行期間，發(fā)電側最高出清價格達1.71元/千瓦時，高峰時段平均出清電價0.567元/千瓦時，分別較燃煤基準電價上漲504.5%和100.4%，有效激勵發(fā)電機組頂峰供電。在電力供應緊張時段，現(xiàn)貨市場通過高電價調(diào)動機組發(fā)電積極性作用明顯。較去年同期，增加機組開機容量118萬千瓦；增加發(fā)電能力245萬千瓦；降低非停容量356萬千瓦。電力供應緊張時段實際增發(fā)電量超過1億千瓦時，相比去年同期日限電約1100萬千瓦的情況，本次試運行以來未發(fā)生有序用電情況。有效驗證了現(xiàn)貨市場機制在保障存量發(fā)電能力、調(diào)動增量發(fā)電能力、減少非計劃受阻方面發(fā)揮出積極引導作用。需要注意的是，5.18元/千瓦時的價格并未在出清過程中出現(xiàn)，但是即使出現(xiàn)也只是短時尖峰電價，有尖峰就有尖谷，較長趨近于0價的時段會中和高價，對現(xiàn)貨均價影響不大。
亮點2：
發(fā)現(xiàn)不同維度電力價值，促進電力資源優(yōu)化配置
通過采用節(jié)點電價發(fā)現(xiàn)市場中不同時間、不同空間電力的價值，為市場提供了準確的價格信號，實現(xiàn)了優(yōu)化資源配置的目的。蒙西地區(qū)新能源占比較高，現(xiàn)貨市場價格整體受新能源出力變化影響明顯，試運行期間日最大峰谷差達到了1.5元/千瓦時，準確反映了不同時間、不同新能源出力情況下的市場供需形勢。由于6月新能源出力整體偏小，蒙西現(xiàn)貨市場平均電價0.413元/千瓦時，較燃煤基準價上漲46.3%，合理反映枯風季電力整體供求關系。單日來看，新能源電量占比超過35%和低于15%時，現(xiàn)貨市場價格由度電0.2元上漲至0.73元。同時，通過節(jié)點電價引導西部成本較低的燃煤機組多發(fā)電、中東部成本較高的機組少發(fā)電，提高了西部向東部的送電能力。以7月份響布坤德斷面為例，東西部送電主要斷面負載率同比提高約4個百分點，西部機組平均增發(fā)電力超過100萬千瓦，實現(xiàn)了電力供應總成本降低。
亮點3：
實現(xiàn)發(fā)用兩側全部市場主體平等參與電力市場
發(fā)電側方面，除93萬千瓦扶貧及分布式新能源、74萬千瓦水電、120萬千瓦抽蓄和39萬千瓦燃氣機組外，其余發(fā)電機組全部公平、公開、公正參與現(xiàn)貨市場，市場化機組容量6363萬千瓦，占公用機組的91.3%。新能源采用“報量報價”方式無差別參與市場競爭，現(xiàn)貨市場內(nèi)未設置優(yōu)先出清機制。
用戶側方面，嚴格落實發(fā)改辦價格〔2021〕809號及發(fā)改辦體改〔2022〕129號文件相關要求，秉承“簡單高效、平穩(wěn)起步”原則，通過月度電量典型曲線反向擬合技術，創(chuàng)造性地解決了代理購電，居民、農(nóng)業(yè)，低壓用戶等不具備電量分時計量條件用戶參與市場的問題，推動全部用戶側主體以不報量不報價方式參與現(xiàn)貨市場結算。市場化用戶方面，參與中長期交易的2212家用戶100%參與了現(xiàn)貨交易及結算；代理購電用戶與其他市場化用戶無差別參與現(xiàn)貨市場結算并承擔偏差經(jīng)濟責任；居民、農(nóng)業(yè)用戶視同為市場化用戶，按照現(xiàn)貨規(guī)則清算購電成本，產(chǎn)生的損益由全體工商業(yè)用戶分攤或共享；外送電視同為關口處負荷（用戶），同等參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場結算。實現(xiàn)了用戶側全部參與現(xiàn)貨市場，“雙軌”變“單軌”，徹底消除不平衡資金風險，推動各類補貼費用、運營收入、調(diào)節(jié)成本顯性化、透明化，為下一步持續(xù)深化電力市場化改革提供重要依據(jù)。
亮點4：
采用用戶側分區(qū)價格，引導負荷合理分布
依據(jù)蒙西電網(wǎng)主要斷面情況，將用戶側劃分為東部和西部兩個價區(qū)，邁出了用戶側差異化用能的第一步。6月試運行期間，東部區(qū)現(xiàn)貨均價0.431元/千瓦時，西部區(qū)現(xiàn)貨均價0.44元/千瓦時，市場價格信號與西部電網(wǎng)重大檢修造成負荷接帶能力明顯下降的情況相一致，有效引導西部區(qū)機組多發(fā)滿發(fā)，保障電力可靠供應。進入7月份以來，東部區(qū)均價0.467元/千瓦時，西部區(qū)均價0.466元/千瓦時，同一時段最大價差達到1.583元/千瓦時，與蒙西地區(qū)“西部富煤多水、電源集中，東部貧煤少水，負荷集中”的電網(wǎng)格局相吻合。隨著試運行工作的深入，區(qū)域價格信號將進一步發(fā)揮負荷側優(yōu)化引導作用，提升電力設備利用效率和電力系統(tǒng)承載能力，促進相關產(chǎn)業(yè)合理轉移、科學布局。
亮點5：
有效市場與有為政府相結合，保障市場化改革平穩(wěn)有序開展
蒙西在國內(nèi)首次嘗試使用用戶側節(jié)點價格作為用戶側現(xiàn)貨結算價格形成的依據(jù)，放棄了國內(nèi)普遍采用的用戶側價格由發(fā)電側節(jié)點電價加權形成的做法，完整還原了用戶側應承擔的包含阻塞成本在內(nèi)的真實購電成本，合理體現(xiàn)了電網(wǎng)結構及位置信號對于用戶側電價產(chǎn)生的影響，保障了市場機制和價格信號在優(yōu)化電力資源配置過程中的有效性、真實性和完整性，邁出了用戶側真正參與市場并承擔全部市場責任的重要一步。同時，為保障改革初期市場平穩(wěn)，更好發(fā)揮有為政府作用，對用戶和新能源實施了相應的風險防范機制，在不影響市場真實價格信號形成的基礎上，在結算環(huán)節(jié)增加用戶價格保護機制，設置結算價格浮動上下限，確保用戶側和新能源企業(yè)不發(fā)生重大價格風險。6月試運行期間，蒙西用戶側全月結算均價0.357元/千瓦時，較中長期價格基本持平，實現(xiàn)了現(xiàn)貨市場啟動后用戶價格“軟著陸”。
亮點6：
完善市場配套機制，有效保障新能源參與市場收益
蒙西是全國首個新能源無差別參與現(xiàn)貨市場的試點地區(qū)，通過優(yōu)化市場規(guī)則，現(xiàn)貨市場運行后不僅有力提升了新能源消納水平，同時也有效保障了新能源在參與市場后的合理收益。受現(xiàn)貨市場價格信號引導，6月燃煤機組申報最低負荷率降至47%，累計深調(diào)電量約3856萬千瓦時。同時，為適應新能源發(fā)電特性，蒙西市場中長期交易機制進行了相應的優(yōu)化，交易周期由10天縮短至5天，為新能源主體提供靈活調(diào)整中長期持倉的機會；考慮光伏出力曲線相對固定，在分配居民、農(nóng)業(yè)用戶對應的保障性收購電量時，優(yōu)先按照光伏典型曲線進行分解；鼓勵新能源自主參與市場，允許保量保價的新能源放棄保障性收購電量。當新能源企業(yè)認為保障性收購的電力曲線與自身發(fā)電曲線存在較大偏差可能產(chǎn)生市場風險時，可以選擇放棄保障性收購方式，通過自主參與市場交易的方式形成合約出力曲線。
亮點7：
破解新能源超短期預測難題，保障新能源高效消納
針對場站上報超短期預測偏差大、穩(wěn)定性低的問題，蒙西調(diào)度創(chuàng)新提出了適用于實時市場的主站發(fā)電能力預測技術，在國內(nèi)首次大膽嘗試了用主站預測替代場站預測。實踐證明，新主站預測方法大大提升了預測準確性，場站預測偏差絕對值累計值日均減少約90萬千瓦，避免了單個場站預測準確率低造成棄電的問題。此外，針對新能源出力波動頻率高的問題，通過改進出清算法，將實時市場出清時間由提前30分鐘縮短至提前10分鐘，將滾動周期由15分鐘縮短至5分鐘，并研究分鐘級的發(fā)電空間轉移與回收技術，在保證市場成員出清結果全部執(zhí)行、電網(wǎng)斷面安全可控的前提下，充分利用了單體新能源波動讓出的空閑發(fā)電空間，保障了新能源總量最大化消納。
亮點8：創(chuàng)新工作機制，最大限度凝聚社會共識
按照“共商、共建、共享、共贏”的思路，組織發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等20余名市場成員代表成立電力現(xiàn)貨市場工作專班，建立公開透明的專班研討機制，調(diào)度、交易機構列席參與、非主導，充分激發(fā)各類市場主體參與市場建設的積極性和主動性，把市場設計的主動權真正交給市場主體，在碰撞討論中最大程度尋求各方利益均衡點，凝聚改革共識，形成推動市場可持續(xù)發(fā)展的強大內(nèi)生動力，并將為持續(xù)完善蒙西電力市場繼續(xù)發(fā)揮巨大作用。
目前蒙西電力現(xiàn)貨市場已持續(xù)運行2個月，并順利完成了首月結算工作。作為我國首個沒有“不平衡資金”的電力市場，蒙西在市場設計中嚴格落實國家相關要求，維護了市場設計“技術中立”這一基本原則。市場建設牽頭單位在推動用戶側參與市場方面表現(xiàn)出了極大的政治智慧和勇氣；市場運營機構在市場建設過程中充分表現(xiàn)出開放的心態(tài)，吸引各類市場主體主動參與市場建設，以最大限度獲得全社會的理解和支持。
事實證明，在推進電力市場化改革的過程中，為確保市場平穩(wěn)起步，雖然需要采取一定的過渡措施，但我們?nèi)匀荒軌蛲ㄟ^市場化的方式化解“雙軌制”帶來的問題，厘清市場中的經(jīng)濟關系、釋放正確的價格信號、發(fā)揮現(xiàn)貨市場保供的作用。蒙西模式，為我們提供了開啟這扇大門的鑰匙。
