深評|8地將試點電力現貨交易市場“價格發現”功能重啟

2017-09-12 17:30:10 中國經營報　點擊量：評論 (0)

沒有現貨、沒有商品、沒有交割，這能算真正的市場嗎?當國家電網、南方電網兩大企業搭建的國家級電力中心和30余家省級電力中心掛牌后，一位電力從業者直指現貨電力交易缺失弊端，并認為各電力交易中心的中長期交易

“沒有現貨、沒有商品、沒有交割，這能算真正的市場嗎?”

當國家電網、南方電網兩大企業搭建的國家級電力中心和30余家省級電力中心掛牌后，一位電力從業者直指現貨電力交易缺失弊端，并認為各電力交易中心的中長期交易本質上仍是一種“計劃交易”。

在電力業內，一直有“無現貨，不市場”一說。隨著電改的推進，電力現貨交易也終于要來了。

9月5日，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批試點，要在 2018年底前啟動電力現貨市場試運行，同時，積極推動與電力現貨市場相適應的電力中長期交易。

據了解，在第一批試點完成后，全國較大范圍的電力現貨市場建設，將不再采取試點的方式。

電力現貨市場和具有金融屬性的中遠期市場共同組成一個成熟的電力交易市場。但現行的電力中長期交易很難起到對沖風險的金融屬性，同時現貨市場也要求更高的監管、金融以及法律法規等配套機制。

可以預見，隨著未來推行的現貨電力交易，將對電力市場各方的利益格局以及電力定價機制產生深遠影響。

試點8地各具代表性

現貨市場通常指的是商品即時物理交割的市場。由于電力的特殊物理屬性，電力現貨市場不僅包括了實時電能交易，還有日前、日內交易以及備用、調頻等輔助服務交易。

現實中，電力的需求和供給在不同的時間都存在較大差異，不同電源之間也有成本差異。但是，現行的電力中長期交易是一種計劃調度，對于需求和供給都是計劃的，交易價格也缺乏彈性。

正因如此，電力現貨交易也被賦予價格發現和資源優化配置的作用。

但是在2002年中國開始電力市場化改革之初，對于是否要建立現貨市場，業內一直存在爭議，爭議的焦點主要集中在中長期交易所占比例高，現貨市場是否有必要性。

這個局面直到2015年新一輪電力改革重啟。2015年底出臺的電改配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》明確提出“逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場”。

今年7月，國家能源局法制和體制改革司司長梁昌新正在發改委舉行的電改吹風會上提出，研究建立以中長期交易規避風險、現貨交易發現價格的電力電量平衡機制。電力現貨市場建設的信號進一步明確。

隨著國家發改委以特急文件發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，電力現貨的建設時間表也正式付出水面。

根據安排，南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個試點地區應加快制定現貨市場方案和運營規則、建設技術支持系統，2018年底前啟動電力現貨市場試運行;同時，應積極推動與電力現貨市場相適應的電力中長期交易。

原則上，電力現貨市場建設試點應按現有電力調度控制區(考慮跨省跨區送受電)組織開展，具備條件的地區可積極探索合并調度控制區。電力現貨市場建設試點成熟一個，啟動一個。

那么，第一批試點為什么要選擇在上述8個地方起步呢?

“這八個試點地方多具有很強的代表性。”能源基金會清潔電力項目主任、原龍源電力集團副總工程師陸一川在接受《中國經營報》記者采訪時認為，以廣東為例，其電力體制改革走在全國最前端，而且廣東的電力中長期交易很多，在電力交易“試錯”上走得遠。

蒙西電網是一個獨立運營的省級電網企業，是華北電網重要的送電端，而且區域內存在大量煤電、風電基地，內部電量分配矛盾突出、電力外送需求較大。

再比如浙江，其內部電和外部電的比例都比較高，電價水平在全國也較高，企業對于電價的承受能力和市場意識也較高，是東部發達地區的一個典型。

陸一川表示，甘肅是現在新能源、傳統能源負荷、電網之間矛盾最突出、最困難的省份之一，通過建立市場化的現貨交易，能否理順甘肅的電力矛盾，這也將為其他電力富余省份探索出新路徑。

按照要求，第一批試點的南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等地，已經在9月8日前，將電力現貨市場建設試點第一責任單位及聯系人、試點實施工作牽頭單位及聯系人，反饋國家能源局。

現貨交易將促電價機制改革

近期，陜西省物價局發布通知稱，實行“一戶一表”居民用戶(不含居民合表用戶)和執行居民電價的非居民用戶，可以自愿選擇選擇執行居民峰谷分時電價政策。

根據價格政策，居民生活用電峰段為每日8時至22時，用電價格在現行對應標準基礎上每千瓦時加價0.05元，居民生活用電谷段為每日22時至次日8時，用電價格在現行對應標準基礎上每千瓦時降低0.2元。

另外，每年11月1日至次年3月31日，選擇峰谷分時電價的用電量不再執行居民階梯電價政策。

此前，河北、江蘇、山西、山東等地其實都已經先后實行了居民峰谷電價政策，但由于多是自愿原則，參與的電力用戶不僅非常少，而且多數用戶根本不知道這項政策存在。

但在很多發達國家，峰谷分時電價已經較為成熟。從零售端開啟分時點電價的試行，進一步為電力現貨交易打開了市場。

“未來電力現貨交易擴大，其價格信號也就更強。”華北電力大學能源互聯網研究中心主任曾鳴告訴記者，有了真正的電力市場交易，電力商品在不同時間、不同空間的價值將體現出來，未來分時電價、節點電價也將成為趨勢。

除了發現價格外，電力現貨市場的出現也被賦予了新能源消納的重任。

清華大學電機工程與應用電子技術系副教授陳啟鑫曾撰文稱，現貨市場或是促進新能源消納的終極良方。

因為現貨市場將形成分時的電價信號，自然就激勵發電企業調峰的信號，即：白天多發電，晚上少發電，因而在深夜風電大發時就主動釋放出了新能源消納的空間。而通過給予發電機組啟停調峰的合理補償成本，更可進一步激勵其啟停調峰，形成了常規火電與風電的“雙贏”局面。不僅如此，現貨市場還將激勵用戶側在低電價時多用電、多用新能源發出的電。

從2001年起，截至2016年底，我國風電累計并網裝機容量1.49億千瓦，占全部發電裝機容量的9%。但2013年以來，我國棄風率從10.7%上升到2016年的17%左右，2016年全國棄風量達到497億千瓦。

“電力市場改革的目的，就是讓電力回歸其商品屬性。” 陸一川認為，現貨市場已經存在了20多年，而新能源消納難題是近10年來才產生的。近5~6年來僅在中國產生并顯得很突出。新能源消納問題的改善可以看做電力市場化產生的好結果之一。“經濟環保調度”就是讓邊際成本更低、更環保的電力先發、先上網。在現貨市場條件下，上述目標和市場規則所基于的資源配置的理論基礎是一致的。未來電價的升降終將交給市場。

現貨交易需配套機制

然而，電力現貨市場的建設并非易事，同時風險不小。

清華大學電機工程與應用電子技術系團隊曾在2014年的一篇論文中提到，由于電力商品的物理特性，現貨市場價格信號會隨著不同時間、不同區域供需關系的劇烈變化而頻繁變動。

上述團隊認為，這就需要市場提供適度的金融手段，以規避風險、鎖定收益。在成熟的市場，成員可以參與的金融工具除了現貨外，還應該包括期貨、期權、遠期合約、金融輸電權、差價合約等。

而這些金融工具，國內現在還幾乎沒有。

在陸一川看來，當前的電力中長期交易并不是一種真正意義上市場化交易，而是計劃經濟的變種：將原來人為計劃分配的一部分電量通過競價的方式，重新競價的手段重新分配。但基于計劃電量分配的運行體系并沒有根本變化。

南網科研院能源經濟研究所副所長、高級工程師陳政也曾指出，現在中國電力計劃與市場雙軌制運行。一旦隨著發用電計劃進一步放開，中長期物理合同剛性執行力度必然受到挑戰，阻塞問題會日益突出，月度平衡壓力將會擴大。

在本次通知中也提到，電力現貨試點方案應充分考慮相關配套機制，包括但不限于：與現貨交易機制配套的電力中長期交易機制、輸配電價機制、優先發電和購電制度落實機制、可再生能源保障性收購機制、發電企業市場力防范機制、財務信用風險規避機制及市場應急預案等。

在陸一川看來，在電力現貨市場的建設步驟上，還應考慮大幅縮減計劃電比例，在電力現貨試點的同時“試錯”，在正式運行之前，還應當進行模擬運行以及試運行，降低電力系統風險以及企業運營風險。