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评论 | 京津冀绿色电力市场化交易规则思考及相关建议

北极星售电网  来源:北极星售电网  作者:何淼  2021/4/9 18:08:01  我要投稿  

北极星售电网讯:2020年12月30日,国家能源局华北监管局印发了《京津冀绿色电力市场化交易规则及配套优先调度实施细则》(下称规则)。规则坚持新发展理念,赋能京津冀能源高质量协同发展,助力中国“3060”碳达峰、碳中和目标实现。与2018年国家能源局华北监管局印发的《京津冀绿色电力市场化交易规则(试行)》(下称试行规则)相比,规则在交易组织方式、结算方式等方面作出调整简化,进一步激发市场主体的市场参与积极性,发挥市场在清洁能源配置方面的作用。

(来源:北极星售电网 作者:北京鑫泰能源股份有限公司 何淼)

1.京津冀绿色电力市场化交易的功能和定位

京津冀绿色电力市场化交易主要承担以下四方面的任务:

第一,以市场化的手段创新清洁能源消纳机制。一方面,机制应当弱化当前京津唐地区对清洁能源消纳的计划性和政策性倾斜,真正发挥市场在促进电力资源优化配置方面的作用;另一方面,交易机制应当能够激发新能源场(站)市场参与积极性,便利用户与新能源场(站)签约工作。

第二,实现绿色电力交易化交易与传统电能量市场化交易的有序衔接。现阶段,清洁能源参与电能量市场化交易仍存在技术层面和政策层面的困难。一方面,清洁能源发电出力对天气因素敏感,出力波动性大,在月前甚至年前形成准确出力预测并合理曲线分解的难度大,阻碍清洁能源参与中长期市场。另一方面,清洁能源发电边界成本低,其价格机制与传统燃煤、燃气机组存在差异。受到全额消纳或保障性利用小时数等政策因素的倾斜,清洁能源场(站)在现货市场中日前申报限价下限,市场价格失真,对现货市场运行造成不利影响。因此,绿色电力市场化交易机制设计应当能够激励清洁能源主动提升出力预测技术水平,激励清洁能源在市场中科学理性地开展曲线分解和报价工作。

第三,关注利益分配的合理高效。自2019年12月以来,华北地区在全国试点性和示范性开展负荷侧参与的电力调峰辅助服务市场,破局供热期华北地区清洁能源消纳难题。市场运行期和非运行期,京津冀清洁能源消纳相关主体利益分配分别通过调峰市场和两个细则进行。调峰市场中,清洁能源被动接受调峰市场价格,定价过程中缺乏主动权;两个细则是计划模式下的定价手段,缺乏对清洁电力价值的真实发现,利益分配有失偏颇。绿色电力市场化交易机制应当给予清洁能源的定价机会,提升明确电费收付主体的双边合约在利益分配中的比重,实现利益分配上的责权利对等。

第四,促进市场主体意识转变。清洁能源的市场参与主要引发以下问题:第一,清洁能源场(站)长久以来享受全额消纳和补贴的政策红利,缺乏降价参与中长期交易的积极性,尤其是在当前补贴退坡的背景下,用户侧与清洁能源场(站)的缔约成本高;第二,清洁能源场(站)统一在日前市场申报价格下限,发生网络受阻等安全越限而必须弃电时,缺乏价格信号引导弃电顺序;第三,受清洁能源大规模并网、保障性消纳政策以及扭曲价格信号的多重影响,市场主体,尤其是传统火电,对清洁能源参与市场持保留态度。绿色能源交易应当引导市场主体意识转变:清洁能源应当转变死守上网电价底线不放的理念,对双边协商和市场竞价持开放态度;火电企业应当认可市场机制设计的合理性,以变革经营管理体制、提升运行效率作为提升市场竞争力的手段,而非将清洁能源视为假想敌。

2.规则的核心理念解析

主体准入与退出方面,规则规定北京、天津、冀北、雄安地区电采暖用户和冬奥场馆设施等重要用户由电网公司代理参与市场外,其余用户和售电公司可以在规则允许范围内自由参与交易,在保证重要用户供电安全的基础上,既最大程度满足的市场主体的市场参与意愿,又能充分发挥售电公司利用技术优势平抑市场价格波动和零售侧用户价格风险的重要作用。无正当理由退市的用户,执行1.2~2倍目录电价,与京津唐中长期交易规则形成了有效衔接。

交易方式方面,规则在年度引入双边协商交易,在月度设置双边协商交易、集中竞价交易、单边挂牌交易。其中,单边挂牌交易仅限张家口地区电采暖用户,由代理电网公司单向提出挂牌交易申请,可再生能源场(站)摘牌。电采暖用户的市场竞争激烈程度弱化,能够充分保障用户用电安全。双边协商交易和集中竞价交易针对包括高新企业等在内的其余用户,市场化竞争激烈,利于发现价格信号。

电量认定方面,规则在协调市场化交易与优先发电的有序衔接的基础上,注重培育新能源场(站)的市场理念。一方面,交易价格不低于标杆上网电价的市场交易电量,仍计入保障性收购年利用小时数。高价的市场化电量占用保障性收购年利用小时数,规避了新能源场(站)的不合理曲线申报。另一方面,参与市场化交易的新能源场(站)的利用小时数未达到保障性收购年利用小时数的,缺额电量不予补偿,强化了市场主体的风险意识。

结算价格方面,规则明确区分了保障性收购年利用小时数电量,市场化交易电量,以及超过保障性收购年利用小时数和市场交易总和的电量部分。其中,保障性收购年利用小时数电量按照标杆电价结算,市场化交易电量按照通过双边协商、集中竞价、单边挂牌等交易形式形成的结算价格结算,其余电量按照市场保障性电价结算。

3.与试行规则的变化

与试行规则相比,规则在等方面做出了重大调整,主要表现在市场理念、市场主体参与方式、用户准入范围和用户代理权限、保障性利用小时数核定和交易方式等方面。

市场理念方面,规则强调市场主体自愿参与市场,弱化了试行规则中存在的与计划模式相关的条款:规则删除了“国家和相关补贴仍按有关规定执行”的条目,弱化计划在利益分配中的影响;删除“电量交易规模按比例分配至北京、天津、冀北、冀南,作为各地交易电量上限”条目,取消各地交易规模的强制性限制,有利于更好发挥市场的作用。规则强化对重点用户的供电安全保障,强调“保障性小时数以上的市场化交易电量优先满足张家口电采暖用户和冬奥场馆设施用电需求”。

市场主体参与方式方面,规则将试行规则中电力交易机构对保障性收购小时数进行月度分解的要求,变更为可再生能源发电企业每月自行申报保障小时数,新能源企业市场参与的自主性和灵活性增加。

在用户的代理方面,规则较试行规则更加明确。规则规定,电采暖用户和冬奥场馆用户须由电网企业代理参与交易,其他用户一视同仁,由售电公司的聚合商代理参与交易。重要用户由电网公司代理,充分保障安全;其他用户由第三方代理,交易灵活,市场充满活力。

保障性利用小时数核定方面,规则更新了利用小时数核算的时间维度,变更试行规则中按月度核算保障性收购利用小时数的要求,规定仅按照相关要求核定年度保障性利用小时数,月度分解由新能源企业自主分配。年度保障性消纳总量确定,保障新能源企业的基本受益;月度合约自主分配,新能源企业签约灵活,更好激发市场活力。

交易方式方面,相比于试行规则,交易方式增加了集中竞价方式,高新技术企业除参与双边协商外,也可参与集中竞价,增加了市场活力和竞争激烈程度。

4.未来工作建议

建议未来从以下方面进行深入研究,更好地发挥市场手段对清洁能源消纳的促进作用。

第一,市场相关不平衡资金的产生和疏导机制。市场结算不平衡费用是现阶段限制我国市场化改革进一步深化推进的重要原因。科学分析不平衡资金来源,准确核算不平衡资金规模,明确不平衡资金的分摊机制,对于绿色电力市场化交易市场的平稳持续运行具有重要意义。建议市场运行初期重点开展以下工作:宏观上,明确绿色电力市场化交易相关的电费收支偏差费用规模和偏差费用来源,分析疏导方式的公平性、合理性。若偏差费用规模过大,或费用疏导机制不合理,需要对规则进行完善;微观上,分析各笔交易的电费收支情况,深入分析市场主体利用规则漏洞恶意套利的可能性与可行性,开展规则完善工作。

第二,清洁能源预测偏差考核机制。为激励清洁能源场(站)准确进行出力预测,建议未来增加清洁能源出力预测偏差考核机制。电力主管部门与电网公司综合考虑京津冀清洁能源场(站)的出力预测实际水平、电网调度需求,以及出力预测提升的实际路径,综合设定预测偏差考核水平阈值和偏差考核标准。当月出力预测偏差水平超过该阈值的清洁能源场(站)接受考核。考核费用可在火电企业之间按照当月调峰贡献进行分配。

第三,清洁能源电力曲线调整机制。考虑清洁能源出力波动性和预测的难度,建议在实际运行时引入电力曲线调整机制。在年度保障性利用小数数总量不变的条件下,清洁能源可以主动调整本月的保障性利用小时数。若清洁能源场(站)因调整获得的收益为正,则该收益与缔约用户按比例共享;若清洁能源场站因调整获得的收益为负,清洁能源场(站)自担损失。

第四,建议进一步增加交易频次。在现阶段设置的年度交易、月度交易的基础上,适当引入旬度或周度的合同转让交易或挂牌交易,提升市场主体合约电量和交易曲线调整的灵活性,强化市场主体的履约能力。以多频次合约形成的的配套收益为激励,引导新能源场(站)持续提升出力预测准确度。

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