楊 娜,劉亞南,朱劉柱
(國網安徽省電力有限公司 經濟技術研究院,合肥 230022)
2015年,《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)重啟新一輪電改,提出加快構建有效競爭的市場結構和市場體系。配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》明確逐步建立以中長期交易規(guī)避風險,以現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格,交易品種齊全、功能完善的電力市場[1]。2017年,《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》根據(jù)地方政府意愿和前期工作進展,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(qū)作為第一批試點地區(qū)[2]。截至2019年6月底,第一批試點均已啟動模擬試運行,南方(以廣東起步)電力現(xiàn)貨市場于5月實施首次結算。為總結試點經驗,7月底發(fā)布《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》[3],以指導電力現(xiàn)貨試點工作有序推進。截至2019年9月30日,國家電網區(qū)域內山西、甘肅、浙江、山東、福建均開展了為期一周的結算試運行,四川開展為期5天的調電試運行,蒙西也開展了連續(xù)結算試運行。
2020年中央對市場化改革提出迫切要求,各項市場改革政策文件密集出臺。2月18日,國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于推進電力交易機構獨立規(guī)范運行的實施意見》[4],明確調度交易職責,首次在國家政策文件明確交易機構配合調度機構組織現(xiàn)貨交易。3月26日,國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于做好電力現(xiàn)貨市場試點連續(xù)試結算相關工作的通知》[5],不得設置不平衡資金池,每項結算科目均需獨立記錄,分類明確疏導,阻塞盈余、成本補償、輔助服務費用等科目作為綜合電價科目詳細列支。6月5日,國家能源局印發(fā)《2020年能源工作指導意見》[6],提出2020年深入推進電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結算試運行,具備條件的地區(qū)正式運行。
電力現(xiàn)貨市場不平衡資金,是指從用戶收取的電力現(xiàn)貨市場電費與支付給發(fā)電企業(yè)的電力現(xiàn)貨市場電費之間存在不平衡。部分試點省份現(xiàn)貨市場電費結算由此產生虧空、分攤爭議等問題。
各試點地區(qū)結算規(guī)則[7]各不相同,由此產生不平衡資金的情況也不相同,除福建、蒙西為分散式市場,所采用模式不同,其他集中式市場試點為:廣東[8]主要包括阻塞盈余、市場發(fā)用電量不平衡偏差電費、用戶偏差收益轉移電費、啟動費用、運行補償和考核費用等,按照市場用戶月度用電量分攤;浙江[9]包括雙軌制偏差費用、阻塞盈余、成本補償費用、市場化輔助服務費用,費用在市場主體間分攤;山西[10]主要包括阻塞費用、雙軌制偏差費用、機組啟動費用、空載費用、必開機組補償?shù)?,由市場機組和市場用戶共同分攤,市場用戶按照月度電量分攤,市場機組按照基數(shù)電量分攤。
從電網公司在電力現(xiàn)貨市場中所承擔的不同角色來看,分開考慮計劃與市場雙軌制并軌情況下不平衡資金形成的機理,具體角色分析如圖1所示。角色一為輸電服務商,通過輸配電價收取輸配電費,與不平衡資金無關;角色二為非市場主體代理機構,計劃與市場雙軌制并軌的情況下,電網公司作為非市場主體代理機構會產生由于計劃發(fā)用電不匹配而在計劃與市場之間買賣電的不平衡資金,即雙軌制不平衡資金;角色三為資金結算結構,產生市場結算不平衡資金,向市場主體收付電費,如阻塞費用等。
電網公司作為非市場主體代理機構會產生計劃發(fā)用電不匹配的不平衡資金。計劃電指政府部門下達給發(fā)電企業(yè)的年度月度計劃電量,執(zhí)行政府定價,提供農業(yè)、居民生活、重要公用事業(yè)、公益性服務等保障性用電。在計劃發(fā)電、非市場用戶的電力交易中,電網公司扮演政府代理機構的角色。在現(xiàn)貨市場前,代理機構對發(fā)電按上網電價結算,對用戶按目錄電價結算,通過購銷價差收取輸配電價?,F(xiàn)貨市場中,電量按是否參與市場可分為市場化用電量、非市場化用電量,市場化用戶通過現(xiàn)貨市場進行購電,而非市場化用戶由代理機構代理購電,政府下達的計劃電將轉化為金融性質的差價合約[3](contract for difference,CFD),由電網企業(yè)代理政府與發(fā)電企業(yè)簽訂政府授權合約,根據(jù)機組計劃電合約電量和政府核定上網電價計算計劃電合約電費收入。
現(xiàn)階段,我國雖然開展電力現(xiàn)貨市場建設,但在相當長的時期內會存在計劃與市場并軌的情況,雙軌制是改革摸索前進的必然,漸進式的市場化改革需要充分考慮計劃向市場平穩(wěn)過渡,計劃電和市場電在現(xiàn)貨市場的銜接。代理機構全額收購政府下達的計劃電,而非市場用戶的實際用電與計劃發(fā)電量存在不匹配的情況,代理機構需要購買市場電賣給非市場用戶,或購買計劃發(fā)電賣給市場用戶,從而產生相應的雙軌制不平衡費用。
非市場化用戶電量波動引起的雙軌制不平衡費用,是現(xiàn)貨市場下不平衡費用的主要來源之一。當非市場用電大于計劃發(fā)電,代理機構需要購買市場電賣給非市場用戶,而現(xiàn)貨市場電價大于標桿電價時,代理機構高買低賣產生虧損,反之在現(xiàn)貨市場電價小于標桿電價時,低買高賣產生盈利。當非市場用電小于計劃發(fā)電,代理機構購買計劃發(fā)電賣給市場用戶,而現(xiàn)貨市場電價小于標桿電價時,代理機構高買低賣產生虧損,反之在現(xiàn)貨市場電價大于標桿電價時,低買高賣產生盈利。代理機構將承擔現(xiàn)貨市場價格波動風險,實際上在非市場用電大于計劃發(fā)電時,說明非市場用戶用了一部分市場電,這部分不平衡資金應該由非市場用戶承擔;當非市場用電小于計劃發(fā)電時,說明市場用戶用了一部分非市場電,這部分不平衡資金應該由市場用戶承擔。
電網公司作為全社會非市場化用戶的售電代理商,一方面代理非市場化用戶參與市場購電,另一方面還需要在市場中保持中立,不承擔盈虧。針對計劃與市場雙軌制并行的情況,為保障代理計劃電的利益不受損,可以將計劃電轉化為事前定價、定機組份額,事后定總量的政府授權合約,由此避免非市場用戶的實際用電與計劃發(fā)電的不匹配,因此不存在雙軌制不平衡費用,無需在市場主體間分攤。
電力現(xiàn)貨市場的結算機構不承擔市場盈虧。由于市場結算時阻塞、考核、補償?shù)纫蛩禺a生了不平衡資金,需要以合適方式分攤返還至市場主體中具體市場結算不平衡方式如表1所示。
項目阻塞盈余(費用)機組啟動費用補償必開機組補償機組考核費用輔助服務費用退補聯(lián)動電費限高收益回收限低收益回收非計劃停運考核日內臨時申報試驗收益回收未投AGC的機組考核AGC響應時間考核深度調峰輔助服務費用基本調峰、備用等輔助服務費費用的處理單邊市場模式下,由發(fā)電機組以日為周期按上網電量比例分攤;雙邊市場下,由發(fā)電機組和市場用戶共同承擔。以月度為周期由所有發(fā)電企業(yè)按照實際上網電量進行分攤。按機組計劃、市場合約分解比例分別結算,其中計劃電部分按政府批復上網電價結算、市場電部分按合約價結算。以月度為周期向所有發(fā)電機組按上網電量比例按月度進行返還。按本省電力調峰輔助服務市場相關規(guī)定執(zhí)行。按兩個細則相關規(guī)定執(zhí)行。由所有發(fā)電機組按實際上網電量承擔。
其中,阻塞盈余(費用)指由于電網阻塞導致位于不同節(jié)點的電廠之間發(fā)生發(fā)電權轉移,在轉移電量相同情況下,因節(jié)點電價不同而產生的電費結算偏差。單邊市場模式下,由發(fā)電機組以日為周期按上網電量比例分攤;雙邊市場下,由發(fā)電機組和市場用戶共同承擔。
機組啟動費用補償,對機組在運行時段內獲得電能量市場收益低于其啟動費用的部分給予補償。以月度為周期,由所有發(fā)電企業(yè)按照實際上網電量進行分攤。
必開機組補償,為了電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定而改變機組原有的生產行為,并給予相應成本補償。按該機組基數(shù)合約和市場合約分解比例分別結算。其中,基數(shù)電部分按政府批復上網電價結算,市場電部分按合約價結算。
機組考核費用,機組限高收益回收,機組實時申報出力上限與日前申報出力上限不一致的,須將限高時段內對應的現(xiàn)貨電能量市場結算正收益回收。機組限低收益回收,機組實時申報出力下限與日前申報出力下限不一致,須將限低時段內對應的現(xiàn)貨電能量市場結算正收益回收。機組非計劃停運考核,為保障機組正常開機運行秩序,將臨時非計劃停運時段內對應的現(xiàn)貨電能量市場結算正收益回收。機組日內臨時申報試驗收益回收,機組在運行日日內臨時申報試驗的,需將試驗時段內(包括試驗前后升降出力的時段)該機組的實時電能量市場結算正收益回收。未投自動發(fā)電控制(automatic generation control,AGC)的機組考核,按照市場出清電量執(zhí)行偏差考核費用。AGC響應時間考核,對機組當日AGC響應時間考核扣罰。以上機組考核費用均以月度為周期向所有發(fā)電機組以上網電量比例按月度進行返還。
輔助服務費用,深度調峰費用按本省電力調峰輔助服務市場相關規(guī)定執(zhí)行;基本調峰、備用等輔助服務費用按2個細則執(zhí)行。
退補聯(lián)動電費,因退補電費引起的發(fā)電側退補電費差額,由所有發(fā)電機組按照實際上網電量承擔。
假設最極端場景:發(fā)生極端嚴重的事故,如A區(qū)與B區(qū)的過江通道雙線跳閘,現(xiàn)貨市場中迅速控制A區(qū)火電機組出力,同時增加B區(qū)機組出力。具體場景及相應的分析如圖2、圖3所示。
故障前,總負荷40.0 GW,A區(qū)機組出力28.0 GW、負荷25.5 GW,基數(shù)合約分解10.5 GW,市場合約分解11.0 GW;B區(qū)機組出力12.0 GW、負荷14.5 GW,基數(shù)合約分解4.0 GW,市場合約分解5.6 GW。通道由A區(qū)向B區(qū)輸送潮流2.5 GW,合約價0.35元/kWh,日前價0.40元/kWh,A區(qū)、B區(qū)實時價同為0.41元/kWh。
故障后,過江通道電力流減少2.5 GW,A區(qū)的省內機組降出力至25.5 GW,B區(qū)機組增出力至14.5 GW。假設A區(qū)節(jié)點電價降至0.36元/kWh,B區(qū)節(jié)點電價升至0.44元/kWh。
具體分析如下,A區(qū)發(fā)電供給函數(shù)為藍線S1,B區(qū)發(fā)電供給函數(shù)為綠線S2,其中對S2供給函數(shù)變?yōu)闄M軸從右向左繪制。故障前S1和S2相交于點(28.0,0.41)、(12.0,0.41),故 障 后S1左移至點(25.5,0.36),S2左移至點(14.5,0.44)。在雙軌制不平衡方面,將事后實際總出力扣減市場合約得到基數(shù)電實際總量23.4 GW,再按事前各機組基數(shù)電的份額(A:B=1 050:400)等比例縮放得到應結基數(shù)電量,由此避免非市場用戶實際用電與計劃發(fā)電不匹配,雙軌制不平衡費用為零。在市場結算不平衡方面,過江通道斷面阻塞使A區(qū)低價機組發(fā)電權轉讓給B區(qū)高價機組,阻塞不平衡費用分攤不足5×10-3元/kWh;機組考核費用非負;其他補償、退補、輔助服務等各項費用按表1原則分攤。綜上,總體不平衡資金規(guī)模降低。
雙軌制是我國經濟體制向市場經濟過渡所采取的一種特殊制度安排,是我國實施的漸進式增量改革戰(zhàn)略的一個重要特征。雙軌制下的漸進式增量改革是中國特色的改革經驗。電力現(xiàn)貨市場制度設計是一項涉及多領域的復雜工作,明確堅持科學論證是最關鍵的設計原則,更需要妥善處理計劃與市場并存的雙軌制不平衡以及由阻塞、考核、補償?shù)纫蛩禺a生的不平衡資金,細分每一筆費用產生的來源,針對性地建立與現(xiàn)貨市場相銜接的不平衡資金疏導機制。對于政府或其代理機構來說,梳理不平衡資金的形成原因,以結構性調整適應市場化改革,一方面可以通過市場機制設計來盡量減小不平衡資金的規(guī)模;另一方面按照誰引發(fā)、誰承擔的原則設計合理的疏導方式,降低市場運營風險。對于市場主體來說,不平衡資金結算是市場主體利益的再分配,在由計劃體制向市場化改革機制再重構的進程中,應充分考慮制度利益非均衡性,通過合理的不平衡資金結算機制,發(fā)揮市場優(yōu)化資源配置和激勵相容的作用,從而保障電力現(xiàn)貨市場具備健康平穩(wěn)啟動試運行條件。D