中國儲能網訊：2015年3月15日，中共中央、國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（簡稱“9號文”），正式拉開了新一輪電改大幕。按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，本輪電改旨在構建競爭性電力市場，有序推動發(fā)電側和用戶側參與市場化交易，讓發(fā)用電雙方進行“面對面”的交易，打破電力“統(tǒng)購統(tǒng)銷”的計劃格局，有效引導電力回歸商品屬性。可以說，用戶參與市場是本輪電改最大的制度性要求。過去的幾年，談起用戶側是否參與市場、如何參與市場，人們的腦海中立馬會閃現(xiàn)兩個概念：用戶是以“報量報價”的方式，還是以“報量不報價”的方式參與市場？難道用戶參與電力市場真的這么簡單嗎？
什么是用戶側參與市場
用戶側參與市場，什么樣的用戶怎樣參與什么樣的市場？首先需要明確以下四個問題：
常說的市場到底指的是什么市場？有觀點認為，讓發(fā)電企業(yè)和電力用戶在交易平臺進行自由協(xié)商或是集中競價交易，達成協(xié)議形成電子合同，由電網企業(yè)負責輸送電力并收取過網費，就是“電力市場”，這種觀點略顯簡單和淺薄，電力市場是一個既要體現(xiàn)電力作為普通商品能夠交易的特性、又要體現(xiàn)電力實時平衡的特殊商品物理特性的市場，能夠體現(xiàn)這兩個特性的電力市場只能是電力現(xiàn)貨市場。在沒有現(xiàn)貨的市場情況下，電力中長期交易的定價機制是“基準價+上下浮動”，并沒有滿足市場依靠供需定價的要求，而且該模式與“政府定價+煤電聯(lián)動”模式有著異名同實的效果。電力現(xiàn)貨市場才是實現(xiàn)電力實物交割的終極市場，只有在具有“價格發(fā)現(xiàn)”功能的現(xiàn)貨市場中，才能讓供需關系通過價格信號實現(xiàn)高效配置。
千差萬別的用戶怎么參與市場？電力用戶即通過電網消費電能的單位或個人，其構成是海量的、異質的、碎片化的。例如今年1~2月，全社會用電量累計15316億千瓦時，其中第一產業(yè)用電量192億千瓦時，第二產業(yè)用電量9520億千瓦時，第三產業(yè)用電量2869億千瓦時，城鄉(xiāng)居民生活用電量2735億千瓦時。如2020年，我國電解鋁行業(yè)平均綜合交流電耗為每噸13543千瓦時，而在2022年居民人均用電量約為947千瓦時。各類用戶在用電量上有著天壤之別，因此，電力用戶不可能全都直接參與市場報價。電力用戶參與市場有兩種方式：第一種是由于絕大多數(shù)電力用戶缺乏電能生產成本、電力市場交易等專業(yè)知識，對電價不敏感，參與交易成本高，考慮到交易的方便程度和成本問題，這類用戶選擇由售電公司代理參與市場，售電公司通過各種各樣的套餐一次性將電量電價傳導至用戶側，從而減少了這類用戶參與市場的成本和精力；第二種是有較強專業(yè)能力的用戶，有能力投入大量人力和時間直接參與市場，因為這類用戶直接參與市場的回報價值遠大于其投入。
報量報價和報量不報價是什么關系？用戶側報量報價和報量不報價其實是一回事，報量不報價只是報量報價的一種極端表現(xiàn)形式，二者只是報價方式不同，本質相同。報量不報價，相當于用戶作為價格接受者進入市場，市場中出現(xiàn)什么樣的價格，用戶均可以接受，可以理解為用戶報了一個市場中最高的價格。報量報價則相當于給了用戶一個選擇，是否接受市場中出現(xiàn)的超過自身承受范圍的高價電。同時考慮中小型用戶的市場交易成本和接受市場概念的能力，單獨的中小型用戶無法直接參與市場，所以就有上文提到的售電公司聚合這些中小型用戶參與市場。因此，用戶參與市場的核心是接受市場的價格而不是由報價方式決定。
用戶必須要有精確計量嗎？在電力現(xiàn)貨市場試點地區(qū)的市場建設過程中，總能聽到用戶不具備計量條件而不能參與市場的聲音。我國處于現(xiàn)貨市場建設初期，且擁有巨大體量的小微工商業(yè)用戶和居民農業(yè)用戶，一步到位實現(xiàn)全部用戶表計升級換代會引發(fā)大量投資，市場之“得”未必可以補償表計投資之“失”。為保證不具備電力計量條件的用戶參與市場，可參考英國和澳大利亞電力市場的歷史經驗和處理模式。英國電力市場至今還有數(shù)千萬用戶不具備半小時計量能力，對于這些用戶一直采用負荷配置曲線的方式解決結算問題。所以，可以建立技術性擬合方法，通過較低的成本來實現(xiàn)用電負荷曲線的獲取。
所以，用戶參與市場指的是參與電力現(xiàn)貨市場，可以通過售電公司或是直接參與，報量不報價和報量報價不是用戶參與市場的區(qū)別，關鍵是用戶能否接受電力現(xiàn)貨市場的價格進行結算，同時計量也不是用戶能否參與市場的前置條件。
用戶側參與市場存在的誤區(qū)
2023年，我國電力現(xiàn)貨市場建設進入加速期。山西、廣東電力現(xiàn)貨市場先后轉入正式運行，其他試點地區(qū)或是非試點地區(qū)也都在持續(xù)完善迭代，積極進行探索實踐。但是通過近兩年的實際運行發(fā)現(xiàn)，市場建設者和參與者對用戶側參與市場還存有一些誤區(qū)。
一是個別地區(qū)全部用戶均不允許參與現(xiàn)貨市場結算。現(xiàn)貨市場的本質是根據(jù)供需關系形成真實的市場價格。遺憾的是，現(xiàn)在仍有用戶可以繼續(xù)執(zhí)行直接交易的結果、而不參與現(xiàn)貨市場結算的市場方案。用戶不參與現(xiàn)貨市場結算的模式相當于讓市場建設又回到了“計劃時代”，電網仍是現(xiàn)貨市場唯一的買方，調度優(yōu)化的標的其實是發(fā)電企業(yè)手里的合同，沒有辦法將供需變化和燃料價格波動引發(fā)的價格變化及時傳導至用戶，市場中出現(xiàn)供不應求或是燃料大漲大降時，市場還是一味地進行中長期合同優(yōu)化而沒有將價格信號傳導至用戶。用戶無法感知市場的變化，市場就變成了發(fā)電企業(yè)間的“零和游戲”，“政府定價+煤電聯(lián)動+節(jié)能調度”的計劃模式，使得電力現(xiàn)貨市場失去了建設的意義，在經濟關系上也違反了“9號文”提到的“管住中間、放開兩頭”的體制架構。
二是用戶側參與市場只重視時序價格差異，而忽略地理位置電價差異。由于電力是通過電網使用的商品，所以電力價格是由供需、阻塞、網損三部分價格構成，形成不同位置不同節(jié)點電價（由阻塞和網損電價造成）的現(xiàn)象。同時，資源優(yōu)化配置的客體不但包括全部電源還包括全部用戶。7年的電力現(xiàn)貨市場試點最大的欠缺就是對用戶沒有使用真實位置價格，而且形成了“以窮補富”的交叉補貼。
在電力現(xiàn)貨連續(xù)運行的地區(qū)，僅有甘肅和蒙西在用戶側采用了分區(qū)電價。但在2024年，甘肅實施“強省會”戰(zhàn)略，市場取消了用戶分區(qū)電價機制而采用全網統(tǒng)一節(jié)點電價。在電力市場建設初期，甘肅地區(qū)以750千伏武勝變電站為界分為河東區(qū)及河西區(qū)，其中河西地區(qū)由于有國家規(guī)劃的清潔能源大基地建設使得新能源發(fā)電資源富集，而河東地區(qū)則為用電負荷的集中區(qū)域，因此，河西地區(qū)的價格明顯低于河東地區(qū)，但是分區(qū)電價的取消雖然讓河東地區(qū)的白銀市等負荷集中區(qū)域的用戶電價得到一定的降低，但是這部分降價空間并非市場釋放的紅利，而是犧牲河西地區(qū)低價用戶的位置信號的結果，是兩個價區(qū)的電力用戶之間進行的交叉補貼。
近期，蒙西電力市場也有意取消用戶側分區(qū)電價，蒙西電力現(xiàn)貨市場以呼包斷面為分界，將市場分為呼包東與呼包西兩個價區(qū)，其中西部價區(qū)煤炭資源比較豐富，但用電負荷主要集中在包頭地區(qū)，若分區(qū)電價不細化會形成和甘肅一樣的結果，地理位置信號的缺失只會讓用戶側形成地區(qū)之間的交叉補貼。詬病多年的用戶側交叉補貼問題非但沒有解決，還在繼續(xù)新增交叉補貼，一邊打著口號要消滅交叉補貼，一邊又在制造交叉補貼，這是典型的對電力市場的“葉公好龍”。
三是沒有把外送電看作送電省的“負荷”。歷史上的“網對網”送電和“點對網”外送電，只要送電線路融入到當?shù)卣麄€電力網絡中，就形成了物理層面上的“網對網”及交易結算關系上的“點對網”。但是現(xiàn)貨市場是個實物市場，不能按照交易方式來確定對應的經濟責任，必須按照物理接線方式確定相應的經濟責任。由于省內電力系統(tǒng)以交流電網為主，電量上送端交流網后無法區(qū)分每度電的生產者，與送端電網進行物理連接的“點對網”“網對網”送電量在外送關口上被取出時，無法確定其外送的每一度電能是從哪里來的。在送出關口取出外送電量的時候，外送電表現(xiàn)出了和用戶相同的行為特性，即都是從電網的“池子”里抽水。但是在目前容量電費、輔助服務費用等系統(tǒng)運行費用的分攤中，都沒有明確外送電作為送端用戶應承擔的經濟責任。
四是負荷聚合商錯誤地響應價格信號。隨著電力市場的不斷擴大和逐漸開放，負荷聚合商逐漸成為電力市場中的新生角色，從發(fā)展趨勢來看，電力用戶也將越來越多地通過負荷聚合商參與市場交易。負荷聚合商作為一種重要的電力交易服務的提供商，能夠整合分散的需求側資源的可調節(jié)潛力，形成市場需要的規(guī)?；脩粜枨箜憫芰?。對于負荷聚合商自身而言，開展需求響應項目，引導用戶高峰時段削減負荷，或者跨時間轉移電能，可以實現(xiàn)削峰填谷，減少經濟損失。但是這些好處要在市場環(huán)境下才可以正確實現(xiàn)。在非市場環(huán)境下的負荷聚合商發(fā)送的價格信號只有時間信號，而沒有將位置信號發(fā)送給用戶，在有輸電阻塞的情況下不考慮位置信號，錯誤的需求響應只會加劇系統(tǒng)的輸電網絡阻塞。
五是居民和農業(yè)用戶不需要參與市場。為保持居民和農業(yè)的用電價格穩(wěn)定，目前，我國只有居民、農業(yè)用電由電網企業(yè)保障供應，執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。我國的電力現(xiàn)貨市場均采用的是全電量優(yōu)化的集中式市場模式，市場是技術中立的，調度機構在電力潮流優(yōu)化過程中無法在物理層面區(qū)分優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電、市場化發(fā)電和市場化用電，居民和農業(yè)用戶的優(yōu)先用電量不進入市場，當優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先用電量出現(xiàn)時段性的不匹配時，就會造成市場運行中出現(xiàn)不平衡資金。
推動用戶側參與市場走深走實
隨著“無現(xiàn)貨、不市場”的概念深入人心，在允許試錯的科學態(tài)度下，要正確認識和深化用戶側參與市場，促進電力市場的健康發(fā)展，提高市場的效率和競爭力。
推動用戶側全電量參與市場。用戶側全電量參與市場要包括居民和農業(yè)用戶的用電量。電網企業(yè)代理居民和農業(yè)用戶參與市場出清、結算，對居民、農業(yè)用戶可將分區(qū)統(tǒng)一結算點電價作為用戶現(xiàn)貨結算電價，或是仍然采用目錄電價對居民、農業(yè)用戶進行結算，由此產生的損益在交叉補貼環(huán)節(jié)轉移至工商業(yè)用戶，按月由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。只有所有電力用戶都參與到市場中，才能真正發(fā)揮供需決定市場價格的作用，最大程度地實現(xiàn)社會福利最大化。應減少對市場交易的行政干預，在保障市場出清價格的同時，改由事后約定場外保障措施以逐步減少優(yōu)先購電量對電力現(xiàn)貨市場的影響。同時全部用戶參與市場通過雙邊市場的競爭，準確反映不同時段真實的市場供需情況，才能讓電改紅利向用戶側傳導。
堅持用戶側分區(qū)電價，準確傳導地理位置信號。在用戶側還無法承擔節(jié)點電價帶來的風險前，應在節(jié)點電價結算和全市場統(tǒng)一電價之間求得妥協(xié)，控制位置電價交叉補貼范圍。用戶側電價機制應該不斷細化分區(qū)，以行政區(qū)域進行分區(qū)，經濟百強縣可以按經濟體量優(yōu)化到縣。通過不同區(qū)域差異化的電價信號，引導電力用戶更多考慮在電源中心或低價區(qū)域投資建廠，在降低自身用電成本的同時，減少輸電網絡阻塞，起到就地消納和減少網損的作用。如果單純地根據(jù)最大負荷的增長，而不去限制阻塞區(qū)負荷，投資建造更多的輸電網絡，只會帶來巨大的投資浪費。準確地將電能量的空間價值傳導到用戶側，可以進一步節(jié)約資源、釋放社會福利。
正確看待外送電角色，承擔相應的經濟責任。對于與送端省份存在交流連接的、無論是弱連接（節(jié)點價差較?。┻€是強連接（節(jié)點價差較大）的外送電都應該被視為送端省負荷，應承擔上網節(jié)點與送出節(jié)點的價差，以及送端省份的系統(tǒng)運行費，否則會造成送端省份用戶補貼受端省份用戶的情況，形成地區(qū)間交叉補貼。實際上，國家發(fā)展改革委、國家能源局在《關于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕129號）中已經明確跨省跨區(qū)交易電量的角色定位，即跨省跨區(qū)交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源參與省內市場。我國遠程送電量占比較大，對送受兩端電力供需平衡均起到一定作用。在已經明確外送電角色的前提下，要落實外送電應該承擔的經濟責任。將外送電量在送端省份作為用戶主體參與容量和輔助服務等系統(tǒng)運行費用分攤，承擔送端電網中“用戶”的責任。
優(yōu)化負荷聚合商的價格信號。經過聚合的用戶不能再使用平均電價進行結算，應該采用節(jié)點電價進行結算。為緩解電網出現(xiàn)電力不平衡、系統(tǒng)可靠性受到威脅的現(xiàn)象，電力市場引入了需求響應。所以，無論是價格型需求響應還是激勵型需求響應，負荷聚合商作為聚合眾多電力用戶的整合者，應充分考慮衡量市場價格信號，向用戶發(fā)送正確的價格信號。人們常說市場發(fā)現(xiàn)價格，發(fā)現(xiàn)的不僅有時間信號還有位置信號，二者結合才是電能綜合價值的體現(xiàn)。只有把握好最基礎的市場節(jié)點電價問題，才能充分發(fā)揮聚合商的作用，需求響應才能真正解決系統(tǒng)運行中出現(xiàn)的問題。
