特稿 | 山西电力现货市场“转正”
2023年12月22日,山西省能源局、国家能源局山西监管办发布《山西电力现货市场由试运行转正式运行的通知》(晋能源电力发〔2023〕320号),山西成为我国首个实质运行的电力现货市场。
山西是我国首批8个电力现货市场试点地区之一。2018年12月27日,山西电力现货市场启动模拟试运行。2021年4月,山西在煤价上涨的压力下开启现货连续结算试运行,探索了如何在电力供需偏紧时期推进现货市场建设。
山西兴于煤,也一度困于煤。作为传统煤电大省,在电力市场化改革启动时,发电侧首当其冲,历经激烈竞争。五年后,随着新能源装机比例的不断提升,79%的煤电完成灵活性改造,作为调节性电源在电力系统中继续发挥重要作用。
在电力现货市场建设过程中,山西尝试回答了如何同时推进“建市场”与“促转型”这一对改革目标的问题,培育了市场主体对市场价格“能涨能跌”的认知,推动其根据市场变化顺势而为调整生产安排。
全程参与设计山西电力市场的业内人士对《南方能源观察》(以下简称eo)说,转为正式运行给市场主体带来更多稳定预期,“以后可以放心规划长远”。
山西是我国重要的能源基地,也是全国能源革命综合改革试点省份,不仅生产了新中国成立以来全国四分之一的煤炭,而且风光资源丰富。
近年来,山西大力发展新能源,装机容量不断增加,截至2023年11月底,风电光伏装机占山西电网装机的42.2%。2022年,山西新能源发电量达到685.53亿千瓦时,发电利用率为98.6%,大约每6度电就有1度是绿色电力[1]。
国家电网有限公司(以下简称“国网”)山西省电力公司相关人士认为,山西是外送型省份,一边建市场一边推进能源转型,是山西作为我国首批8个电力现货市场试点地区肩负的使命。
在电力现货市场建设方面,山西手握多个“第一”:国网经营区域内第一个开启模拟试运行,我国第一个实现电力现货市场不间断试运行,全国不间断结算试运行天数第一,第一个推动抽水蓄能、虚拟电厂参与现货市场。
2019年9月1日,山西电力现货市场进行了首次结算试运行。历经天、周、半月、整月、双月试运行之后,2021年4月,山西首次启动季度结算试运行,而后顶住煤价持续高企、电力需求旺盛、市场价格不断走高的压力,接着启动不间断结算试运行并运行至今。
“现在回头看,站在2021年4月的十字路口,我们压力很大。”相关人士说:“改革的窗口期很重要,山西一是抓住了,二是守住了。”
当时国内还没验证过在供应偏紧、涨价的环境下成功推进市场建设,山西启动了季度结算试运行,给全国电力现货市场建设增添信心。2021年6月开始,煤价一路飙升,山西接着进行了长周期连续结算试运行。
结算试运行期间,山西电力现货市场历经电网密集检修、新能源大发、煤电机组频繁启停、极端天气等多种场景,也经受了新冠疫情、煤价高企的考验,期间从未间断运行。
2023年10月,山西电力现货市场迎来了“转正”契机。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2023〕813号,以下简称“813号文”),明确要求“各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上,并依据市场出清结果进行调度生产和结算的,可按程序转入正式运行”。
813号文还规定,第一责任单位要委托具备专业能力和经验的第三方机构开展评估并形成正式评估报告。在满足各项条件的基础上,报国家发展改革委、国家能源局备案。
受山西省能源局委托,电力规划设计总院作为第三方机构,成立评估组对山西电力现货市场试运行转正式运行开展了第三方评估。评估认为,山西电力现货市场满足试运行转正式运行条件。
评估报告认为,山西市场规则体系不断迭代更新,充分吸收经营主体意见,滚动修订至第13版,即将出台第14版,规则不断完善,市场逐渐成熟。
这14版规则是山西“开门搞改革、开放建市场”的产物。2019年初,山西省能源局会同国家能源局山西能源监管办,组建全省电力现货市场研讨专班,国网山西省电力公司、发电集团、售电公司和电力用户等的近50名代表共同参与。五年来先后召开工作会议90余次,研究解决问题800多个。
不少专班成员都认同,“规则是吵出来的”。
前述业内人士对eo说,转入正式运行后,规则会趋于稳定,以后可能一年修订一次,给市场主体更多“确定感”。“对山西来说,转入正式运行是必然的结果,市场建设只能往前走,停不下来,也回不去了。”
在他看来,山西电力现货试点“开市”以来,市场运营机构的交易、调度、营销、财务等整个流程已经重构。曾在迎峰度夏或迎峰度冬时“按计划”发电的企业在现货价格的激励下主动积极发电,也在新能源消纳方面发挥积极作用。现货价格通过分时价格信号充分传导到用户侧,用户主动调整生产模式进行削峰填谷。“这些都不可能回到按计划调度的时代。”
山西省内电力整体供大于求,负荷侧峰值不高,除五大发电集团外,还有多家省属发电企业参与竞争,煤电企业在中长期交易中容易处于“弱势一方”,而新能源边际成本低,又在现货市场上对煤电形成影响。
在现货试点“开市”之初,为了抢电量,入场交易的煤电竞相降价。“当时煤电企业非常‘卷’,即便交易前期打算好根据成本理性报价,到了交易当天又有各自的考量。”有市场亲历者回忆。
直到2021年4月,山西首次启动季度结算试运行,日前出清价格开始随煤炭价格和电力供需形势逐月波动上涨,由2020年末第五次结算试运行时的0.193元/千瓦时上涨至2022年迎峰度夏期间的0.452元/千瓦时。这一价格信号也引导中长期直接交易价格由2020年末的0.275元/千瓦时上涨到2022年7月的0.395元/千瓦时。
多位山西业内人士告诉eo,2022年迎峰度夏期间,华东地区一直高温,电力供需偏紧,山西却阴雨连绵,省间交易大热,省内富余电力在省间现货市场中得以高价卖出,价格一度飙升到7.26元/千瓦时左右。
多位业内人士告诉eo,2022年迎峰度夏时因为省间现货价格高涨,不少山西煤电企业外送积极性很高,也因为那时的经验,2023年不少煤电企业建了单独的仓库来屯煤,以便在供需紧张时保持发电能力。
2022年迎峰度夏期间,山西省间现货市场交易均价达到1.96元/千瓦时,省内现货市场发电侧交易均价0.62元/千瓦时,相比燃煤发电基准价涨幅达86.75%。
“在我们看来,省内与省间现货价格有一定差异是没有问题的。”相关人士解释说,“但如果省间现货价格过高,发电企业势必追求利润想各种办法往省间走。”后来省间现货规则中引入了二次限价,申报价格不超过3元/千瓦时,结算不超过1.5元/千瓦时,“这个价格就和省内价格匹配上了”。
保障省内电力供应始终是建设市场的基石。据悉,2023年省间和省内价格衔接总体平稳,没有出现为了抢省间电量造成物理滞留把省内价格抬高的现象,价格水平较好地匹配了起来。
山西电力市场从业者普遍认为,电力现货试点开启后,煤电企业由“抢电量”转变为“要利润”,积极探索由“电量型”向“调节型”电源转变。
有煤电企业人士表示,现货试点未“开市”时,需要灵活性补偿等政策激励才有动力进行深度调峰,“现在是市场推动我们做出改变” 。
2020年11—12月,山西开展第五次结算试运行,冬季供热叠加新能源大发,电力现货市场初步实现了引导煤电机组主动进行启停调峰和深度调峰。新能源大发时段,现货价格走低,煤电主动报高价停机,能够赚取中长期合约与现货交易价格的差价,新能源出力减小时,煤电机组则可以以较高的启动价格和发电价格发电。
山西在全国率先试点电力现货市场与调峰辅助服务市场深度融合,现货运行期间取消了深度调峰和启停调峰辅助服务市场,并优化煤电机组最小运行出力和停机时间,释放机组启停灵活性。
山西电力市场设计者表示,山西已有79%的煤电机组完成了灵活性改造,远高于全国水平。2022年在山西全省用电负荷同比增长8.8%的情况下,现货市场试运行保障了电力可靠供应,晋电外送省份由14个增加到22个,为全国电力保供做出了积极贡献,并且促进了新能源消纳,为电力系统安全运行做出贡献。
近年来,山西新能源装机容量不断增加,年度利用率保持在97%以上。截至2023年11月底,新能源年利用率保持在99%以上。
过去一年,在现货市场引导下,煤电向下调峰能力日均增加391万千瓦,增加新能源消纳电量14.2亿千瓦时,新能源企业增收约4.71亿元。
相关人士认为,山西在新能源装机和发电量增长远超本省负荷和外送负荷增速的情况下,新能源利用率仍能提高,原因既包括市场引导煤电等省内灵活性调节资源发挥作用,也包括市场设计充分促进新能源优先发电,支持其灵活参与市场。
山西在建设电力市场之初,就提出了“新能源优先、全电力优化”的方案,鼓励新能源保障性利用小时以外的电量通过参与市场交易的方式消纳。市场交易电量多的场站,在新能源消纳困难时段,优先安排发电。
山西电力市场规则对优发优购的衔接方式进行了多次修改,将基数电量分解调整为“以用定发”模式,而后又允许新能源自选基数电量。
具体而言,第6版规则将原先“发用解耦”的基数电量分解方式调整为“以用定发”模式,根据非市场化用电预测电力曲线,优先分配给新能源企业,剩余电量分配给煤电企业。第10版规则开始,山西允许新能源自选基数电量,新能源结算价格有了明显提升。第13版规则将新能源场站选择基数电量的方式从原来的每月选择是否参与变为在年底选择次年全年基数分配的情况。
第8版规则中,山西对中长期与现货市场的衔接也作出突破,在全国率先开展中长期分时段交易,按照24个时段组织月度、旬及日滚动交易,改变了原有中长期合约“电量一口价+预定曲线”的交易方式。
市场设计者认为,这一设计解决了传统“一口价”中长期交易难以体现分时电能价值的关键问题,实现了由“电量”交易向“电力”交易的转变。“这对于新能源企业的意义在于,可以只在风光多发的时段卖电,但也对功率预测和合同设计提出了更高的要求。”
各种“灵活”与“优先”背后,是要求新能源提高功率预测水平,减少发电预测偏差对电力平衡和市场运行造成的影响。
对于新能源企业来说,随着电力现货市场的推进,功率预测的意义发生了改变,不再仅是应对电网调度的硬性要求,而是具有更重要的信息和经济价值,功率预测可以支撑新能源企业在电力市场中获得更多主动权,做出最有利的经营策略。“出力预测越准确,做中长期持仓、减仓决策时,可操作性才越强,此外还影响着新能源的超额获利回收费用和中长期超额回收费用。”
多位山西新能源从业者告诉eo,所在的企业购买了多家功率预测服务,努力提高功率预测准确度。
相关人士指出,在现货市场的影响下,市场主体纷纷主动研究功率预测,新能源提高功率预测水平有利于保障电网稳定运行。
有新能源发电企业人士在接受采访时说,经历了从一头雾水学习市场交易规则,到寻找机会“趁机赚一笔”,再到搭建交易团队、完善企业自身交易体系建设、改变经营理念的全过程。“现在已做好了迎接电力现货市场转正式运行的准备。”
也有市场建设者告诉eo,山西作为内陆省份,过去很难像东部沿海地区那样吸引高端人才,但是得益于电力市场建设,不少懂经济、懂电力的复合型人才主动奔赴山西能源行业。
在第13版规则以前,新能源采用“报量不报价”的方式参与现货,第13版规则之后,新能源可自主选择“报量报价”或“报量不报价”,自主申报预测发电出力曲线,优先参与市场出清。
多位业内人士告诉eo,目前“报量报价”的方式还鲜有新能源企业尝试,原因是新能源企业认为“不报价”得到的价格更高,市场收益更好。在山东、甘肃等新能源“报量报价”参与现货的省份,新能源大发时出现了更多零价电甚至负价电,新能源企业怕这种现象也会在山西出现。此外,新能源企业也有如何处理“报量报价”不中标部分的顾虑。
新能源利用率提升的另一边,是电价下降了。
有市场建设者说,新能源参与市场后电价下降不是市场机制设计不合理造成的,“而是新能源要付费给别人,让别的电源品种帮它提升消纳率,这也符合‘谁受益、谁买单’的原则。”
相关人士认为,新能源单位电价下降的原因包括其发电时段特性、预测偏差大等,也包括新能源要付出消纳成本,如各种灵活调节费用、支付煤电机组启停费用等。“解法除了提升功率预测水平,还有增加灵活性。”
“促进新能源消纳首先要关注量,如果新能源发出的电不能足量上网或被充分消纳,谈价就没有意义。对新能源企业来说,发电量多,实现薄利多销,总收益也会提升。”相关人士说。
前述设计者透露,其调研了解过的新能源企业在2023年基本保持盈利,且盈利幅度比一些煤电企业要大。
随着电力市场的推进,平价新能源入市成了下一个待解难题。
国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2021〕833号),明确2021年新建项目直接执行当地燃煤发电基准价,实现平价上网。同时,新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价,正式结束了新能源补贴时代。
2023年以来,山西平价新能源建设速度明显加快,预计2024仍将有约1000万千瓦左右新能源项目新增并网。
第13版规则规定,平价、扶贫等未入市的新能源场站,可自愿选择参与市场。但eo在山西采访了解到,目前山西平价新能源在可以保量保价上网的情况下,鲜有入市交易的意愿。
平价新能源之所以不愿入市,除了担心交易收入下降之外,还担心需要承担过多的市场运营费用。
市场运营费用大致分为补偿类、平衡类、调节结构类等三种。据介绍,从第8版规则到第12版规则,一大变化就是市场调节结构类费用大幅下降,比如超额获利回收费用从月均3000-5000万元下降到月均1000万元以下,补偿类费用也更加合理。
上述市场设计者认为,未来需要进一步完善绿电交易市场机制,平价新能源有望在绿电交易特别是跨省绿电交易中获得更多环境溢价。
2023年5月底,山西进一步扩大市场主体范围,允许全部市场化用户参与绿电交易。
还有市场建设者呼吁,希望全国统一电力市场建设步伐进一步加快,其他现货试点地区加快“转正”,当省级市场和省间市场衔接更加顺畅时,山西新能源相较“三北”地区更靠近负荷侧的区位优势可以进一步显现,“新能源有希望在跨省跨区交易市场中卖个好价钱”。
全程参与山西市场建设的设计者说,这五年随着现货市场的不断推进,新能源企业的观点也在发生改变,原本依靠政府补贴和保障性收购,逐渐意识到保障性收购是不可持续的,补贴也不会一直有。随着市场交易规模逐渐扩大,越来越多的用户“入市”,优先发电量减小是大势所趋。
与新能源企业不同,一些山西电力大用户最直观的感受是电价涨了。一位市场交易操盘手告诉eo,他所在的企业2018年至2023年度电均价从约0.4元涨到约0.53元。
山西电力现货市场经历了从降到涨的过程,这一点用户感受颇深。
2013年11月1日,山西首批大用户直购电正式达成交易,彼时参加交易的用电企业电价比原煤电标杆电价要低3分-6分/千瓦时。而后大用户直购电工作在山西稳步推进。2014年山西全省预定直购电交易150亿千瓦时以上,实际完成180亿千瓦时,占当年用电量的近10%。2016年山西省全社会用电量在1700亿千瓦时左右,其中直购电规模在430亿千万时左右,占比约为25%。
上述操盘手说,他从大用户直购电时期开始接触电力交易,彼时采用政府指导价,现货市场试点启动后,发生了翻天覆地的变化。
由于用电较为稳定,他所在的企业选择不通过售电公司直接入市交易。在参与市场的过程中,他学会了根据电力供需形势引导企业调整生产计划,试行错峰运行,完成移峰填谷。
“市场意识的萌发还是在2021年。”另一家大用户市场交易操盘手说,“当时全国电力供需形势偏紧,不加价买电就可能用不上电,根据我们自身的生产情况,宁愿高价买电。”
2021年下半年电煤价格不断攀升,推动现货交易电价快速上涨。当时山西电力现货市场及时启动了市场临时管控措施,在不干预现货市场出清价格的情况下,适当等比例调减结算价格。市场亲历者说:“这种方式有效消除了市场恐惧,稳定了市场情绪,保证现货市场不间断试运行。”
临时管控措施避免了现货市场价格的大幅波动,对用户产生巨大影响。有市场交易操盘手说,除了努力削峰填谷外,为减少偏差考核费用,他们会按月安排生产计划,尽量保证平稳生产,不轻易更改生产计划。
通过虚拟电厂聚合负荷后再进入现货市场也是这些电力大用户在思考的问题。
相关人士介绍,第14版规则对储能和虚拟电厂这类新型市场主体参与市场的方式进行了调整,允许自选“报量报价”或“报量不报价”,进一步提高选择自由度。
山西某用电成本占总生产成本45%左右的电力大用户则告诉eo,生产特性决定了他所在的企业不能轻易调整负荷曲线,否则会对生产流程造成严重影响,只能在节能方面下功夫。
对于中小用户而言,市场建设者表示,售电公司作为连接中小用户和发电侧的桥梁,起到了解释政策、宣贯规则的作用。
一家山西售电公司的从业者告诉eo,他们在跟随市场建设的过程中经历过不少挑战,比如2021年电价上涨叠加中长期分时电价政策启动,虽然两者之间并无直接关系,但是需要向用户做很多解释工作。
“用户一开始接受不了,后来主动要求签订分时合约,通过削峰填谷把用电成本降下来。”她说。
2022年10月,山西上线了电商式零售交易平台,推行零售套餐标准化设计,帮助用户进行套餐电费预计算和比价排序,减少市场信息不对称。
2023年第二季度以来,山西售电公司申报的96点用电曲线纳入日前电能量市场出清,引导用户侧申报曲线更加贴近实际用电曲线。
山西电力市场建设者告诉eo,山西售电公司跟随电力市场一起成长,不少售电公司为提高用户粘性,开始提供用电数据分析报告等综合能源服务,开展用户负荷曲线管理。
相关人士介绍,2023年以来,随着供需形势缓和和煤价下降,现货价格走低,带动中长期市场交易均价下降,“用户真正感受到的是价格有涨有跌”。据山西电力交易中心数据,中长期市场交易成交均价从2023年1月时的383.12元/兆瓦时下降到11月时的336.27元/兆瓦时,虽在6-8月略有回升,但全年总体呈下降趋势。
“无论是直接参与交易,还是通过售电公司入市的电力用户都认识到了建市场不是降电价,电价有涨有跌,应该顺势而为。”他说。
来源:南方能源观察