关于电力市场过渡路径设计的思考

报告综述一 、引 言2018年11月洞见报告IIIIIIII 曹艺严ycao@rmi.orgLena Hansenlhansen@rmi.org林若思达rlin@rmi.org 蒙姿合zmeng@rmi.orgDan Wetzeldwetzel@rmi.orgIIIIIIII 建立电力市场是复杂的系统性工作。尽管有相关国际经验可以借鉴，中国要在较短时间内实现从政府计划向现货市场的转变，仍面临着来自规则设计和平衡相关方利益方面的较大挑战。在此背景下，本报告结合各国电力市场改革经验，探讨了电力市场过渡方案的设计思路，旨在采用分步骤控制风险的方法，减少改革初期的难度和阻力，帮助稳步建立电力市场。具体设计思路分三个阶段：第一阶段，全电量变更为基于成本的经济调度，但通过收益保障（金融性）协议保证发电企业收益基本不变；第二阶段，扩大市场化定价范围，将收益保障协议转变为市场协议，将市场带来的成本降低红利逐渐传导至消费侧；第三阶段，完全放开发电和用户参与现货和中长期市场，采用竞争性报价，充分发挥市场作用。由于篇幅有限，本报告仅围绕一种过渡设计展开，但希望其中探讨的各市场元素设计和原则能够为目前各省的现货市场试点设计工作提供参考。2015年9号文的发布掀开了新一轮电改的帷幕，主要的改革目标是在保证电网安全运行的前提下，降低系统成本，降低电价，提高系统灵活性，合理引入竞争，提高环境效益。改革的工作重点可总结为“三放开，一独立，三强化”，而建立电力市场则是实现改革目标的一项重要的工作内容。设计一套完善的电力市场体系绝非易事，而中国电力改革面临的更大一项挑战是如何从现有的“计划分配”模式向市场化机制的过渡。市场模式本身所需的思维方式转变以及对改革结果的不确定性使各利益相关方较为踌躇。各方对改革都各有顾虑：发电企业对市场竞争准备不足；电网公司需考虑如何在应对自身角色的变化、建立新的商业模式的同时保证电网安全运行；监管者则需适应新的监管职能，平衡各方利益。因此，制定一条市场化过渡路径，培育市场主体，分步骤帮助其逐步转型，与电力市场设计本身同样重要。世界上其他国家在电力部门改革初期也经历过此类问题和挑战，这些国家根据自身情况采取了不同的过渡方案。过渡方案的某些经验（如，如何建立交易平台，采用市场化调度等）可以直接借鉴到中国，而更多的元素则需要针对各个国家特定的体制结构和电力部门现状，例如，电力资产的历史归属，监管职能划分等而专门设计。中国也可以博采众长，在充分结合已有经验的基础上，制定出符合自身特点和需求的电力市场改革过渡方案。关于电力市场过渡路径设计的思考 衅㛇㿋灇瑕䨾 Transition Pathway 1 Transforming global energy use to create a clean, prosperous, and secure low-carbon future. 由电网调度的计划电量 直接交易 直接参与现货市场 市场充分发挥优化资源配置促进供需平衡的作用，价格趋于平稳 直接交易电量 由市场调度的 直接交易电量 增加市场参与和直接交易量，逐步取消收益保障；阶段末收益保障彻底转变为普通直购协议 由市场调度的收益保障电量 由市场调度的收益保障电量 由市场调度的 直接交易电量 市场电量占比 根据边际成本调度(按成本报价) 竞争性报价 100% 第一阶段 第二阶段 第三阶段 采用市场化调度和 收益保障协议，在优化调度降低系统成本的的同时，控制对发电企业的财务影响 政策收益保障电量 直接交易的电量 由市场调度的电量 由市场调度的 直接交易电量 完全开放市场 （全电力库模式） 发电企业转为竞争性报价，并密切关注市场运行情况；价格形成稳定后，现货市场对用户开放 当前系统 关于电力市场过渡路径设计的思考 02 二、过渡目标与路径过渡路径的制定需服务于最终要实现的理想市场模式。本报告认为，以全电力库1边际成本调度为基础，现货市场加中长期金融协议的市场结构能够有效实现回归电力的商品属性，优化资源配置，降低系统运行成本，释放社会红利的改革目标。在着眼于最终目标的基础上，过渡方案还应遵循以下原则以保证平缓过渡： • 展现市场的有效性，实现节能减排、经济高效等电改目标 • 缓冲改革对各市场参与者经济利润的冲击，减少抵触情绪 • 市场规则由简入繁，帮助市场参与者逐步学习并适应市场 • 协调现有的改革计划，减少政策冲突和冗余 • 对市场关键机制进行分段调试，控制潜在的负面影响，并针对出现的问 题适时进行调整基于以上目标和设计原则，我们建议采用三步走的过渡方案： 1) 第一阶段：改变调度模式，但确保发电企业的收益不受影响。实行竞价 上网和边际成本报价以优化调度，降低系统成本。同时辅以收益保障协 议，控制市场调度对各利益相关方带来的财务影响。 2) 第二阶段：逐步提高市场化交易电量比重，鼓励供需双方参与市场。增加 电力直接交易，逐步移除收益保障，扩大用户参与范围，将成本降低带来 的红利释放到用户侧。 3) 第三阶段：放开市场竞争，充分发挥市场对价格和供需的调节作用。引入 竞争性报价，去除收益保障，允许发电企业与用户双方通过金融中长期市 场和现货市场进行自由交易。下文将对每一阶段的具体设计思路和机制做进一步的阐释。1.选择全电力库模式的具体思考详见补充讨论一基于中国现状以及国际电力市场改革的成功经验，并结合国内相关课题的研究成果，本报告提出了一种可能的市场过渡方案，希望能够抛砖引玉，为各省建立电力现货市场提供参考。IIIIIIII 03 （一）实行市场化调度：电网根据各发电厂的边际成本进行调度，以降低系统成本市场化调度，即竞价上网调度，是全球范围内电力系统运行的最佳实践经验之一。实行市场化调度，需要各发电厂向电网公司或调度中心提交成本曲线。调度机构随后将这些报价从低到高进行排列，并按此顺序选择被调度的电厂，直到该时刻的电力需求得到满足。最后一个被选中的发电厂所提交的报价即为市场出清价格，所有被调度的电厂都按此出清价格结算。在此机制下，发电机组的报价越低，越有可能被系统优先调用。因此发电厂会按边际成本报价，以保证在不亏损的情况下能被最大程度地调度。最终市场化调度可实现按边际成本调度，系统实现以最低成本满足电力需求。市场化调度模式能带来诸多效益，是电力部门改革成功的基石：• 体现电力在不同时刻的成本和真实价值，还原电力的商品属性，激发系统 灵活性，避免不合理的电力支出，并引导电源投资建设；• 通过优先调度低成本的清洁能源和高效电厂，提高系统效率，减少弃风弃 光，降低污染和碳排放。同时，通过减少对化石燃料的依赖提高能源安全性。中国目前弃风弃光现象严重，降价诉求强烈，在实施改革的初始阶段将目前的计划电量和双边协议电量实行市场化调度能够降低系统成本，实现降价目标，而非让发电厂或电网进行持续让利。第一阶段：实行市场化调度，利用保障协议缓解市场冲击第一阶段的主要目标是实现市场化调度以降低成本，同时维持发电厂的收入和用户侧电价水平不变以控制风险。在此情况下，系统从用户侧得来的总收入不变，暂时将市场化调度带来的收益（由系统成本降低产生）仅在发电侧分配。具体方式为，各发电厂提交基于边际成本的报价，经审核后竞价上网，并按市场调度结果和价格进行结算。考虑到发电厂与电网公司可能会顾虑新的市场规则下其利益将会受损往往有所抵触，在此阶段，设计为电网与发电厂之间按政府原计划小时数与价格签订收益保障协议，市场与协议的价格和电量差在试点期结束后（或定期）进行结算。关于电力市场过渡路径设计的思考（二）签订收益保障协议：电网与发电企业按原计划电量和价格签订保障协议，维持发电厂收益，减小改革阻力，留出适应时间尽管市场化调度有诸多优势，但其对个体参与者带来的收益变动和不确定性是阻碍改革实施的一大原因。因此，设立“缓冲带”，控制改革风险，给予发电企业适应新机制和找到应对策略的时间，缓解在市场建立初期价格形成不稳定给电网和发电企业带来的财务冲击，是顺利迈出市场转型第一步的关键。因此，在第一阶段实施市场化调度的基础上，应暂时让电网与发电企业按原计划电量与政 2.具体结算方法详见补充讨论二关于电力市场过渡路径设计的思考 04 （三）规范边际成本报价：试点初期，要求发电厂按边际成本报价规范进行报价，降低报价复杂度和市场操纵风险府电价签订收益保障协议。从而无论市场调度结果如何，都将在试点结束后按协议进行结算，多退少补，保障参与方收益与试点前保持一致，维持发电侧收支平衡。这将有助于减轻发电企业对市场改革的顾虑，给各方充分的适应时间。该合约不仅仅是保障价格的差价合同，而是同时明确了电量的总收益保障合同2。如果某发电厂的实际市场调度电量小于协议电量，相当于在某些时段市场价格低于该发电厂的发电成本时，系统将自动帮其选择从市场上购买价格更低的电来履行合约义务，节约其发电成本。相反，如果该发电厂的实际市场调度电量多于协议电量，则表示该厂因边际成本较低，价格优势明显而更多被调度。多出电量部分均以市场价格结算，为该发电厂额外收益。总结来说，即高成本发电厂选择节约发电成本，将其直接用于从市场买电；而低成本电厂获得这部分收益，替高成本电厂发电，赚取利润，系统总收支平衡不变。该结算机制在加拿大安大略省电力市场被广泛应用于直购协议结算，而最近由计划调度转向市场调度的墨西哥也采用了类似机制帮助向电力市场平稳过渡。在此规则下，无论发电厂因系统调度多发还是少发，都是收益最大化的优化结果，从机制上减少了其报价作假，盲目争取发电小时数的风险。对发电企业来说，尽管在试点结束时，将会对市场收益与合同收益之间的差额进行结算保障其收益，但企业能够通过真正参与竞价上网的模式，了解到自身成本在市场环境中的竞争力水平和预期收益，为未来脱离政策保障的全面市场化做好充分准备。在第一阶段，通过建立此“缓冲带”，将市场化调度带来的变动暂时控制在发电侧，观察系统成本和市场价格的变动。在第二阶段，市场价格逐步稳定，系统成本降低得到验证后，会进一步将红利释放到用户侧。虽然本阶段单边电力库加收益保障协议的市场框架有助于引导发电厂进行边际成本报价以最大化自身收益，但发电厂仍可能利用报价进行市场操纵，特别是在改革初期，市场参与方较少，存在发电厂达成共谋的风险。因此，在第一阶段试点应要求发电厂进行边际成本报价，辅以一系列监管措施，而不是直接进行竞争性报价，以保证改革初期市场秩序的稳定。首先，监管方应在此阶段提供报价的规范性指导，规定边际成本的核定项目和计算方法，指导发电厂进行标准化的边际成本计算和报价。发电厂提交报价后由相关部门进行审核，通过审核后直接作为竞价上网依据。边际成本报价的计算方法和规范在其它电力市场（如PJM）也普遍存在，相对成熟，可以作为中国设定此类标准的重要依据。其次，在此阶段应减少报价频率，延长每次报价的有效期，放大扭曲报价对该电厂造成的不良影响，从而减少其操纵价格的动机。既要避免在改革初期就进行每日报价，减轻复杂度和审核负担，又要预留电厂学习和 关于电力市场过渡路径设计的思考 05 进入到第二阶段，各方对市场化调度有所适应，并积累了一定的市场参与经验，市场将进一步放开。逐渐减少政府保障部分的电量，扩大直接交易范围，鼓励售电侧直接参与批发市场，将市场红利释放到用户侧。在这一阶段，应鼓励发电企业合理竞争，更多地签订直接交易协议，放开大用户和售电公司参与直购市场，不设定电量上限。与现在签订双边协议后电厂自身的保障电量相应扣减不同，该阶段中发电厂通过签订新的用户直购协议获得附加电量，而相应减少的保障电量将由所有发电企业共同承担。这样一来，发电企业越早签订用户直购协议，越能抢占优势、锁定更多合同电量，增加发电企业参与市场的动力，逐步提高市场化手段在稳定价格方面的作用，为后续撤销行政干预做好准备。该方式可以加强市场竞争，具有成本优势的高效电厂将签订更多的协议电量，直购协议价格也将呈下降趋势，经