中國儲能網訊：近日，題為《過度干預下的湖北電力市場，火電企業(yè)何去何從？》的文章引發(fā)行業(yè)熱議，文章重點描述了湖北省電力現(xiàn)貨市場第二輪長周期結算試運行方案設定的“中長期與現(xiàn)貨價格聯(lián)動機制”，也就是對現(xiàn)貨價格設定權重來對中長期價格進行調整，將其歸結為“通過強力干預市場來降低電價”。據(jù)了解，文章敘述與實際情況差異較大，在低谷時段聯(lián)動機制也會使中長期價格升高，該文章更多是敘述了當前的現(xiàn)象，尚未深入分析背后的原因。
從市場設計的角度來看，“現(xiàn)貨發(fā)現(xiàn)價格、中長期規(guī)避風險”，但由于湖北的中長期電價與現(xiàn)貨電價出現(xiàn)了明顯偏差，為此引入了聯(lián)動機制，促進兩個價格趨同。實際上，這是因為把《做好2024年電力中長期合約簽訂履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2023〕1662號）與《關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知》（鄂發(fā)改價管〔2022〕406號）兩個文件要求合成后產生了“謬誤”，引起中長期價格出現(xiàn)偏離，聯(lián)動機制更多像是“補丁措施”。
兩個文件要求
我國電力市場建設過程是先有中長期交易而后建設現(xiàn)貨市場，發(fā)電機組按照中長期合同分解的曲線確定發(fā)電量，所有時刻電價基本相同，而在電力現(xiàn)貨市場中，電價由實時供需決定，國內普遍的現(xiàn)貨價格波動區(qū)間在-0.2元—5.18元/千瓦時之間。在分解中長期合同時，提高現(xiàn)貨高價時段對應的分解電量占比，會減少高價結算電量，使得對應時段結算電費減少，反之則會使結算電費增加，所以在現(xiàn)貨市場建設初期，中長期合同分解曲線的不同會造成發(fā)電企業(yè)、電力用戶最終結算電費產生很大不同，難以保證市場的公平性?！蛾P于做好2024年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》中要求，“可按需增加劃分尖峰、深谷時段，并做好與當?shù)胤謺r電價的銜接。探索時段劃分方式的動態(tài)調整機制；擴大分時段交易規(guī)模，現(xiàn)貨試點地區(qū)市場化電力用戶均應簽訂分時段電力中長期合同，非現(xiàn)貨試點地區(qū)市場化電力用戶簽訂分時段電力中長期合同電量的規(guī)模、比例均不得低于上一年度”。這是以市場建設為出發(fā)點，為了保證市場總體穩(wěn)定，同時能夠推動中長期交易與未來現(xiàn)貨市場進行銜接。
湖北省《關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知》中要求，“結合電網峰谷負荷特性，每年夏季、冬季用電高峰月份（夏季7月-8月、冬季12月-次年1月），用電尖峰時段（每日20:00-22:00）基礎電價浮動比例2，低谷時段（每日23:00-次日7:00）基礎電價浮動比例為0.45。其他月份尖峰、低谷時段基礎電價浮動比例仍分別按1.8和0.48執(zhí)行”。制度目的也很簡單，就是按照用戶負荷曲線特性，以“高峰高價、低谷底價”來引導發(fā)電側在負荷高峰時多發(fā)電、低谷時多調峰，引導用戶側在負荷高峰期少用電、低谷期多用電，起到削峰填谷、平衡供需的作用。
合成謬誤的產生
中長期合同是按照上述兩個文件要求簽訂的，而兩個文件的要求都是為了市場考慮，但是在這兩個文件共同作用下，中長期合同價格卻產生了偏差。
原因一：在現(xiàn)貨市場未運行時，沒有現(xiàn)貨市場的價格信號作為參考，在沒有準確的數(shù)據(jù)進行支撐時，只能結合歷史數(shù)據(jù)，參考多年的電力系統(tǒng)運行經驗來進行未來峰谷時段的劃分，而未來電力系統(tǒng)的具體運行情況與預測大概率存在偏差，并且預測周期越長，偏差范圍也就會越大，依據(jù)經驗人為劃分時段無法判斷是否合理。
原因二：在湖北原有的分時電價政策中，時段按照用戶側的用電負荷特性來進行劃分，缺少對“凈負荷曲線”的考慮（凈負荷是指負荷曲線疊加外送電曲線并扣減新能源、外來電等不可調節(jié)電源出力后形成的曲線，趨勢與現(xiàn)貨價格曲線相似）。后來湖北對分時電價政策就凈負荷曲線進行調整向外界征求過意見，但是2024年3月份下發(fā)的正式文件中并沒有對峰谷時段的優(yōu)化調整到位。
原因三：近年來受新能源組件成本下降的影響，新能源裝機規(guī)模不斷擴大，新能源出力（特別是光伏）的不可調節(jié)性對凈負荷曲線影響最大，湖北光伏裝機占比約為30%，現(xiàn)貨市場的競價空間實質上為凈負荷，現(xiàn)貨市場運行后將實際的供需關系通過電價反映（如下圖所示），中長期交易中劃定的高峰時段實際為現(xiàn)貨的低谷時段，劃定的低谷時段實際為現(xiàn)貨的高峰時段，按下圖所示兩者價差約為0.4元/千瓦時，按照2023年度市場運行情況來看，兩者價差最大約為0.5元/千瓦時。
湖北價格聯(lián)動機制只是表面現(xiàn)象，矛盾也不是由現(xiàn)貨市場運行引起，最根本的原因還是在于強制高比例中長期交易與時段劃分不合理，并且在光伏占比越大的地區(qū)，問題越容易顯現(xiàn)，聯(lián)動只是為了對中長期價格進行糾偏。
相關建議
高比例中長期與時段劃分問題并非湖北獨有，而是電力市場化改革過程中共有的市場結構矛盾，建議對中長期交易機制進行優(yōu)化完善。
一是圍繞現(xiàn)貨市場設計中長期交易規(guī)則。現(xiàn)貨市場環(huán)境下的中長期與傳統(tǒng)計劃體制下的中長期交易存在本質區(qū)別，國家在制定中長期方案時應統(tǒng)籌考慮市場建設情況，但是市場建設因地而異，因此中長期的頂層設計要避免“一刀切”的弊端，適當放權給地方。此外，自2020年6月修訂后，最新版的《電力中長期交易基本規(guī)則》一直使用至今日，而這幾年現(xiàn)貨市場快速發(fā)展，中長期交易基本規(guī)則應盡快進行修訂，以適應改革進程。同時中長期交易的電量電價限制也應適時“松綁”，在當前市場價格波動較大的環(huán)境中，未來市場價格預測較為困難，簽訂高比例的中長期電量后，若后續(xù)供需形勢等市場邊界條件變化過大，市場經營主體難以對合同進行調整，所以應優(yōu)化中長期簽約，靈活制定最低簽約比例要求、參考現(xiàn)貨限價設定中長期限價、探索靈活的避險機制，推動中長期交易價格向市場真實價格靠攏。
二是完善分時電價政策。現(xiàn)貨運行地區(qū)，對于代理購電用戶，以及由于缺乏現(xiàn)貨交易不能體現(xiàn)電力時間價值的非現(xiàn)貨地區(qū)用戶，仍然需要分時電價引導用電習慣。首先，要優(yōu)化分時電價政策時段劃分方式，參考各地實際的“凈負荷曲線”特性來進行峰谷時段的劃分，貼近電力系統(tǒng)的真實調節(jié)需求，起到對發(fā)電機組、電力用戶的正向激勵作用，避免中長期交易價格與實際價格偏差過大，出現(xiàn)電力用戶在光伏大發(fā)、系統(tǒng)平衡困難時段降低負荷，加劇系統(tǒng)運行風險的情況。其次，參考現(xiàn)貨市場出清的分時電價信號來劃定峰谷時段浮動比例，合理設定對各時段發(fā)用電調節(jié)的激勵程度，防止浮動比例過低對發(fā)用兩側激勵不足或浮動比例過高引起發(fā)用兩側過度調節(jié)。最后，推動分時電價政策向現(xiàn)貨地區(qū)代理購電用戶和非現(xiàn)貨地區(qū)完整用戶側完整覆蓋，最起碼要包含所有的工商業(yè)用戶（包含大用戶、售電公司以及代理購電），所有用戶側主體公平參與市場調節(jié)并享受調節(jié)收益。
三是以價格市場化為核心完善文件制定。電力市場化改革到現(xiàn)在，我們不難看出改革始終在圍繞價格進行市場設計，市場的核心就是價格，也是整個電力行業(yè)發(fā)展的核心。2024年，在廣東，現(xiàn)貨價格已經成功指導中長期交易合同簽訂，中長期已經自發(fā)完成了由“鎖定電量”向“規(guī)避風險”的功能轉變?？梢钥闯?，未來現(xiàn)貨電價的信號將會更好地發(fā)揮引導作用。同時，電力現(xiàn)貨價格信號還能體現(xiàn)網架結構、源荷分布的合理性，為優(yōu)化電力潮流流動提供準確參考。在進行電力行業(yè)規(guī)劃、運行相關文件制定時，可以進行長周期的電價仿真，根據(jù)仿真結果量化分析文件發(fā)布后產生的具體影響，有效減少試錯成本，提升電力規(guī)劃運行效率、促進電力行業(yè)高質量發(fā)展。
在進行電力現(xiàn)貨市場的建設探索中，難免會遇到諸多問題，應遵循市場客觀規(guī)律，科學地建設電力市場，減少市場干預手段，通過市場進行資源配置、政府進行宏觀調控，將“有形的手”和“無形的手”有機結合，從根源上解決市場發(fā)現(xiàn)的問題，早日實現(xiàn)電力改革目標。
