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目前我国电力市场中98% 以上的交易是期货 电力系统的物理运行与财务结算是可以充分分离的

北极星售电网  来源:《风能》杂志  作者:张树伟  2019/11/14 13:17:03  我要投稿  

北极星售电网讯:背 景

一手交钱,一手交货往往是菜市场,以及大部分市场的基本规则。物理交换与财务结算是同时完成的,同时,物理交换决定财务结算。

但是,电力系统需要实时平衡,难以存储,所以,竞争性市场需要提前结束(所谓的 “ 关门时间 ”),然后由统一的系统运营商以一种中心化的方式,去调度备用资源应对各种不可预计的不确定性。

就产品类型而言,由于需要提前量,都是期货,大部分市场中,物理交割在交易价格确定之后完成[1]。一方面,因为存在各种不确定性,市场价格的波动会很大。因此,大部分消费者往往通过长期合同、场外交易等手段进行风险规避 ;这个市场的波动很大,也吸引了投机者,使得市场的流动性进一步增强,各种金融工具的嵌套愈加复杂。久而久之,电力市场越来越像产品无差别的金融市场。

发电商为获得收入,并不必然需要发电,或者发约定的电力。发电商的收益结算更多地取决于市场设计与 “本来应该怎么样”,而不是“实际怎样”,与金融市场有很多类似之处。这种复杂程度已经使得美国的部分市场产品的嵌套、耦合与结算,发展到了业外人士(包括笔者)和大众无法理解的程度。

当然,菜市场与电力市场其实还是相同的,因为以上两者尽管表象不同,其实质仍旧是相同的,那就是“基于规则划分损益”,而不是基于“物理上,谁发电谁有收入,谁不发电谁倒霉” 的物理现实。不幸的,后者恰恰是过去造成我国风电、光伏限电问题的逻辑所在。

过去的故事

我国的“大飞线”电力外送在物理与交易界面划分上比较混沌。现货市场非“现货”。我国习惯上将短期电力市场,包括短于日前的市场部分称为“现货”,这着实只是一种习惯提法。电力系统要保持随时的平衡,但各种内在的不确定性,特别是需求与突发事件使得市场的平衡无论如何都需要“提前量”,而在真正的实时状态下,依靠集中式的调度作为唯一的买家,运用系统备用资源,去弥补不平衡的那部分。日前的市场是确确实实的“期货”市场,也就是提前24小时进行交易安排与结算, 而没有物理的电力交换,这已经是物理与财务的分离了。

我国目前电力市场中98% 以上的交易是提前一年的期货。我国以成本为基础的定价体系,对应到市场上,可以看做是提前一 年的期货,也就是提前一年时间确定长期合同。比如两个省长一年见一次面,敲定下一年的跨区输送电量[2]。

普通大众理解电力市场的时间尺度更大,比如多年的期货。这集中体现在对三峡分电体系的理解上。笔者多次就三峡问题发表看法,表示其所发的电应该更多地留在湖北本地以及临近地区消纳。有些业内专家反馈:当年湖北、湖南都不要啊[3]!这种逻辑与市场随时进入的开放竞争的逻辑是完全不搭界的。一个历史性安排可以固定十几年,这相当于多年的期货。因为这种锁定价格,有些地区应该是获得了很大的收益,比如上海。但是,因为这种送电的不灵活,有些地区却是受害的,比如湖北。2011年7月三峡水电大发时,湖北居然要拉闸限电[4]。

欧盟通过可再生能源发电量“统计转移”来推动各国完成可再生能源发展任务。物理与财务(可以)完全分离。欧盟有可再生能源发展2030年远景目标,并且其具体做法与中国类似,将总体目标拆分,给各国摊派一个主观指标。那么,不同国家完成任务的难度就会大小不一,比如有些国家已经超额完成(丹麦),有些国家因为自身资源条件实在有限,发展成本很高(德国)。为解决这个问题,欧洲采用了可再生能源国际合作机制(international renewable cooperation) 在其他国家(地区)开发的可再生能源可以以统计转移(statistical transfer)的方式算作投资国目标的一部分[5]。由于这些机组的加入,两国间联络线潮流可能会发生改变。但是,人们不会“傻”到专门拉根线将这部分电厂接入德国电网,其物 理上仍旧是在丹麦电网平衡。

美国的可再生能源电力长期购买合同 (Corporate Renewable Power Purchase Agreements,PPAs)越来越多。许多有社会责任感的大公司,特别是 IT 企业,纷纷通过这种方式表明自身支持可再生能源发展的态度,并愿意身体力行。在价格上,PPA确定的可再生能源发电长期电价往往比化石能源发电还便宜。能源基金会在 2019 年的 一份报告[6]中对此进行过综述,它区分了物 理PPA与虚拟PPA两种方式。必须强调的是,这完全是一种操作层面的划分,仅存在于项目地理位置与财务结算的区别上,在系统运行的物理层面(应该)是没有区别的。

我国的“大飞线”电力外送在物理与交易界面划分上比较混沌。多数情况下,那些 被定位为“外送机组”的发电机组,就相当于物理上受电端的机组,在受电区域平衡,调度与结算是一体的。这部分机组很少与本地电力平衡发生任何关系。当然,也有例外,比如原国家电监会的报告指出,2009年底湖北缺电,江西组织的临时送湖北交易电量,实际上是三峡送江西的电量直接改送湖北,江西则在省内挂牌向火电企业采购电量。事实却是,该部分电量并未出省,而是由江西自行消纳,交易电量与三峡送入的电量进行了对冲。也就是说,交易层面是湖北向江西购电,实际运行时却是三峡电在湖北消纳, 而江西自己多发电。

逻辑与市场设计

如果说,我们的电力系统与国外有何“差别”,那么物理运行层面的差别是最大的。

日前市场不是形成一个有效率市场的必要条件。比如目前欧美市场往往是“日前市场 + 调整机制”的结构。市场机制本身就是一种灵活性安排,以应对各种需求、供应的不确定性与突发事件。从理论上来说,日前市场也并不是建立有效率市场的必要条件[7], 与日后根据确定性的需求结算价格可以等价。两个阶段市场只是一种历史沿袭下来的习惯。在管制电力体系时期,即使是最慢的核电以及大煤电机组,多数机组要实现其发电承诺,提前12小时基本就足够了。因此,日前的提前量已经足够各个主体安排生产计划了。

美国的市场更像一个“物理战场指挥官系统”。不管这些电厂与用户达成了何种交 易价格与协议(有些调度甚至都不知道具体细节),对于调度而言,总是根据系统物理约束,优先用那些成本更低的机组去满足需求。对于某台机组而言,即使某个小时签了100万千瓦的电量双边合同,如果调度发现系统供大于求,而这台机组合适提供“向下的调节”服务,那么它实际发的可能只有80万千瓦电力。

欧洲的电力市场更像一个“分布式平衡系统”。每个参与者必须实现自我平衡,约 定卖100万千瓦时的电量,就必须平衡同等电量。如果最后由于自身的原因只发了80万千瓦时的电量,参与者就必须在市场关门之前购买20万千瓦时的电量,否则会收到“平衡误差罚单”。

我国的电力市场更像一个“物理决定交易”的体系。物理上,调度设定了何种潮流 计划,所有市场参与方,包括电厂、用户都必须遵守。调度在年尺度以内高度自由量裁,基本不接受监管,唯一需要监管的是全年的量是否符合年初的计划。所以,交易的灵活性是高度受限的。每个电厂实际发了多少电,然后就有多少收益,很少再有其他途径。唯一的例外是几个所谓的“调峰辅助服务市场”,由调不下去的机组出钱补偿那些调下去的,相当于“斗地主”。这仍然是一种由“物理”决定交易,以成本为基础的体系,与市场逻辑格格不入。

总结:电力系统的物理运行与财务结算是(可以)充分分离的

电力系统最初就是一个各种技术构成的多元化系统,因为需求随时在变动,而储能很困难,所以,发电的时点十分重要,中午高峰时发的电,与午夜无需求时发的电,其价值差别是非常大的。各种技术的组合,而不是单一的某种技术,对长期而言是最优的。

在交易层面,无论是趸售批发市场、双边场外交易、长期购电合同,还是处于严重泡沫中的“区块链点对点交易”,对电力市场来说,都是可以充分适应的灵活交易。这些交易反映到物理层面的运行,无非就是一些或正或负的出力而已。而系统的物理运行,必须具有明确的经济效率优先的价值观。

如果说,我们的电力系统与国外有何“差别”(若算不上差距的话),那么物理运行层面的差别是最大的,这也是笔者反复强调电力体制改革要回归体制的基本原因。交易层面的差别无非就是影响蛋糕如何划分、谁亏谁赚的问题,而物理运行层面的安排才是决定整体效率、效益蛋糕大小的关键。

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