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    先試先行!蒙西“單軌制”電力現貨長周期開跑

    作者:中國儲能網新聞中心 來源:電聯新媒 發布時間:2022-08-11 瀏覽:

    中國儲能網訊:為加快建設全國統一電力市場體系,推動形成適合中國國情、有更強新能源消納能力的新型電力系統,蒙西于2022年6月1日啟動新一輪現貨市場連續結算試運行。作為國內目前唯一一個真正實現“單軌制”的電力市場,蒙西電力現貨市場在市場設計、發用電計劃放開、省內市場與省間市場的銜接等方面率先破局。自試運行以來,電網安全穩定,市場平穩有序,峰谷價差逐步拉大的同時基本保障了用電價格的總體穩定。試運行結果旗開得勝,充分證明了“雙軌制”帶來的問題不是無解題,而是先立后破的新機遇——“蒙西模板”驗證了“單軌制”市場在我國電力系統落地生根的可行性,實現了電力資源在更大范圍內的共享互濟和優化配置,提升了電力系統穩定性和靈活調節能力。

    亮點1:

    拉大現貨市場峰谷價差,有效保障電力供應

    為更好地發揮市場價格引導作用,蒙西電力市場規則進一步拉大了峰谷價差,上限價格5.18元/千瓦時。相較前兩年部分試點試運行初期不足2元/千瓦時的天花板價,蒙西電力市場的步子邁得膽大心細。6月試運行期間,發電側最高出清價格達1.71元/千瓦時,高峰時段平均出清電價0.567元/千瓦時,分別較燃煤基準電價上漲504.5%和100.4%,有效激勵發電機組頂峰供電。在電力供應緊張時段,現貨市場通過高電價調動機組發電積極性作用明顯。較去年同期,增加機組開機容量118萬千瓦;增加發電能力245萬千瓦;降低非停容量356萬千瓦。電力供應緊張時段實際增發電量超過1億千瓦時,相比去年同期日限電約1100萬千瓦的情況,本次試運行以來未發生有序用電情況。有效驗證了現貨市場機制在保障存量發電能力、調動增量發電能力、減少非計劃受阻方面發揮出積極引導作用。需要注意的是,5.18元/千瓦時的價格并未在出清過程中出現,但是即使出現也只是短時尖峰電價,有尖峰就有尖谷,較長趨近于0價的時段會中和高價,對現貨均價影響不大。

    亮點2:

    發現不同維度電力價值,促進電力資源優化配置

    通過采用節點電價發現市場中不同時間、不同空間電力的價值,為市場提供了準確的價格信號,實現了優化資源配置的目的。蒙西地區新能源占比較高,現貨市場價格整體受新能源出力變化影響明顯,試運行期間日最大峰谷差達到了1.5元/千瓦時,準確反映了不同時間、不同新能源出力情況下的市場供需形勢。由于6月新能源出力整體偏小,蒙西現貨市場平均電價0.413元/千瓦時,較燃煤基準價上漲46.3%,合理反映枯風季電力整體供求關系。單日來看,新能源電量占比超過35%和低于15%時,現貨市場價格由度電0.2元上漲至0.73元。同時,通過節點電價引導西部成本較低的燃煤機組多發電、中東部成本較高的機組少發電,提高了西部向東部的送電能力。以7月份響布坤德斷面為例,東西部送電主要斷面負載率同比提高約4個百分點,西部機組平均增發電力超過100萬千瓦,實現了電力供應總成本降低。

    亮點3:

    實現發用兩側全部市場主體平等參與電力市場

    發電側方面,除93萬千瓦扶貧及分布式新能源、74萬千瓦水電、120萬千瓦抽蓄和39萬千瓦燃氣機組外,其余發電機組全部公平、公開、公正參與現貨市場,市場化機組容量6363萬千瓦,占公用機組的91.3%。新能源采用“報量報價”方式無差別參與市場競爭,現貨市場內未設置優先出清機制。

    用戶側方面,嚴格落實發改辦價格〔2021〕809號及發改辦體改〔2022〕129號文件相關要求,秉承“簡單高效、平穩起步”原則,通過月度電量典型曲線反向擬合技術,創造性地解決了代理購電,居民、農業,低壓用戶等不具備電量分時計量條件用戶參與市場的問題,推動全部用戶側主體以不報量不報價方式參與現貨市場結算。市場化用戶方面,參與中長期交易的2212家用戶100%參與了現貨交易及結算;代理購電用戶與其他市場化用戶無差別參與現貨市場結算并承擔偏差經濟責任;居民、農業用戶視同為市場化用戶,按照現貨規則清算購電成本,產生的損益由全體工商業用戶分攤或共享;外送電視同為關口處負荷(用戶),同等參與省內現貨市場結算。實現了用戶側全部參與現貨市場,“雙軌”變“單軌”,徹底消除不平衡資金風險,推動各類補貼費用、運營收入、調節成本顯性化、透明化,為下一步持續深化電力市場化改革提供重要依據。

    亮點4:

    采用用戶側分區價格,引導負荷合理分布

    依據蒙西電網主要斷面情況,將用戶側劃分為東部和西部兩個價區,邁出了用戶側差異化用能的第一步。6月試運行期間,東部區現貨均價0.431元/千瓦時,西部區現貨均價0.44元/千瓦時,市場價格信號與西部電網重大檢修造成負荷接帶能力明顯下降的情況相一致,有效引導西部區機組多發滿發,保障電力可靠供應。進入7月份以來,東部區均價0.467元/千瓦時,西部區均價0.466元/千瓦時,同一時段最大價差達到1.583元/千瓦時,與蒙西地區“西部富煤多水、電源集中,東部貧煤少水,負荷集中”的電網格局相吻合。隨著試運行工作的深入,區域價格信號將進一步發揮負荷側優化引導作用,提升電力設備利用效率和電力系統承載能力,促進相關產業合理轉移、科學布局。

    亮點5:

    有效市場與有為政府相結合,保障市場化改革平穩有序開展

    蒙西在國內首次嘗試使用用戶側節點價格作為用戶側現貨結算價格形成的依據,放棄了國內普遍采用的用戶側價格由發電側節點電價加權形成的做法,完整還原了用戶側應承擔的包含阻塞成本在內的真實購電成本,合理體現了電網結構及位置信號對于用戶側電價產生的影響,保障了市場機制和價格信號在優化電力資源配置過程中的有效性、真實性和完整性,邁出了用戶側真正參與市場并承擔全部市場責任的重要一步。同時,為保障改革初期市場平穩,更好發揮有為政府作用,對用戶和新能源實施了相應的風險防范機制,在不影響市場真實價格信號形成的基礎上,在結算環節增加用戶價格保護機制,設置結算價格浮動上下限,確保用戶側和新能源企業不發生重大價格風險。6月試運行期間,蒙西用戶側全月結算均價0.357元/千瓦時,較中長期價格基本持平,實現了現貨市場啟動后用戶價格“軟著陸”。

    亮點6:

    完善市場配套機制,有效保障新能源參與市場收益

    蒙西是全國首個新能源無差別參與現貨市場的試點地區,通過優化市場規則,現貨市場運行后不僅有力提升了新能源消納水平,同時也有效保障了新能源在參與市場后的合理收益。受現貨市場價格信號引導,6月燃煤機組申報最低負荷率降至47%,累計深調電量約3856萬千瓦時。同時,為適應新能源發電特性,蒙西市場中長期交易機制進行了相應的優化,交易周期由10天縮短至5天,為新能源主體提供靈活調整中長期持倉的機會;考慮光伏出力曲線相對固定,在分配居民、農業用戶對應的保障性收購電量時,優先按照光伏典型曲線進行分解;鼓勵新能源自主參與市場,允許保量保價的新能源放棄保障性收購電量。當新能源企業認為保障性收購的電力曲線與自身發電曲線存在較大偏差可能產生市場風險時,可以選擇放棄保障性收購方式,通過自主參與市場交易的方式形成合約出力曲線。

    亮點7:

    破解新能源超短期預測難題,保障新能源高效消納

    針對場站上報超短期預測偏差大、穩定性低的問題,蒙西調度創新提出了適用于實時市場的主站發電能力預測技術,在國內首次大膽嘗試了用主站預測替代場站預測。實踐證明,新主站預測方法大大提升了預測準確性,場站預測偏差絕對值累計值日均減少約90萬千瓦,避免了單個場站預測準確率低造成棄電的問題。此外,針對新能源出力波動頻率高的問題,通過改進出清算法,將實時市場出清時間由提前30分鐘縮短至提前10分鐘,將滾動周期由15分鐘縮短至5分鐘,并研究分鐘級的發電空間轉移與回收技術,在保證市場成員出清結果全部執行、電網斷面安全可控的前提下,充分利用了單體新能源波動讓出的空閑發電空間,保障了新能源總量最大化消納。

    亮點8:創新工作機制,最大限度凝聚社會共識

    按照“共商、共建、共享、共贏”的思路,組織發電企業、售電公司、電力用戶等20余名市場成員代表成立電力現貨市場工作專班,建立公開透明的專班研討機制,調度、交易機構列席參與、非主導,充分激發各類市場主體參與市場建設的積極性和主動性,把市場設計的主動權真正交給市場主體,在碰撞討論中最大程度尋求各方利益均衡點,凝聚改革共識,形成推動市場可持續發展的強大內生動力,并將為持續完善蒙西電力市場繼續發揮巨大作用。

    目前蒙西電力現貨市場已持續運行2個月,并順利完成了首月結算工作。作為我國首個沒有“不平衡資金”的電力市場,蒙西在市場設計中嚴格落實國家相關要求,維護了市場設計“技術中立”這一基本原則。市場建設牽頭單位在推動用戶側參與市場方面表現出了極大的政治智慧和勇氣;市場運營機構在市場建設過程中充分表現出開放的心態,吸引各類市場主體主動參與市場建設,以最大限度獲得全社會的理解和支持。

    事實證明,在推進電力市場化改革的過程中,為確保市場平穩起步,雖然需要采取一定的過渡措施,但我們仍然能夠通過市場化的方式化解“雙軌制”帶來的問題,厘清市場中的經濟關系、釋放正確的價格信號、發揮現貨市場保供的作用。蒙西模式,為我們提供了開啟這扇大門的鑰匙。

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    關鍵字:電力市場

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