摘要
在国内现有的电价体系下,售电市场如果采用顺价模式,容易导致大量低谷电量难以入市,低目录价的低谷电由电网公司供电,从而使市场产生亏空。文章分析了当前国内售电市场的现状以及浙江顺价模式售电市场面临的挑战,梳理了关键市场要素,针对性地提出了促低谷交易方式,并分析了该方式对市场行为的积极影响。通过改进发电侧交易方式,优化交易品种设计,为低谷电量入市提供了较好的手段,为进一步完善顺价模式售电市场提供了新的实践方案,也为售电市场与现货市场的过渡衔接提供了新的设计思路。
关键词 :顺价模式;市场规划峰谷占比;促低谷交易方式;
（来源：电网技术 作者：李道强, 乔松博, 庄晓丹, 龚建荣, 孙瑜, 金骆松）
浙江电力交易中心有限公司,浙江省 杭州市 310016
李道强(1973),男,硕士,高级工程师,通信作者,研究方向为电力市场和电力系统运行
乔松博(1985),男,博士,高级工程师,研究方向为电力市场及调度自动化
0 引言
2015年3月,中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),标志着我国新一轮电力体制改革正式启动。9号文明确了“管住中间、放开两头”改革思路,即放开发电侧市场与售电侧市场,鼓励用户进入电力市场,形成多元化的发电、购电主体。后续印发的《关于有序放开发用电计划的实施意见》《关于推进售电侧改革的实施意见》等相关配套文件也进一步明确了国家在售电侧“培育多元化的售电主体,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”的改革目标。
2018年,国家发展改革委、国家能源局印发了《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》(发改运行〔2018〕1027号),明确提出要完善市场化交易电量价格形成机制,探索建立高峰用电市场化机制。即从政策层面支持以顺价模式(即用户到户电价等于批发市场交易价格加上输配电价和政府基金及附加)、分峰谷时段开展售电交易。
从已有的研究文献来看,针对售电市场交易(电力中长期交易)中如何解决顺价模式下低价用户难以入市问题的研究文献较少,大部分针对售电市场的研究集中于售电公司购售电途径、经营策略[1-5]以及售电侧改革对电网企业的影响[6],部分研究成果侧重偏差电量考核机制对售电公司经营情况等方面的影响[7-8]。文献[9]通过建立量化批发、零售市场相互作用模型,详细分析了不同类型输配电成本分摊方式的相互作用机理。文献[10]针对零售公司售电定价的策略开展了深入研究。文献[11]提出了电力直接交易中输配电价确定的3种方法,并认为近期宜采取目录用户购销差价法,未来可采取“成本加收益”的方式,逐步向具有激励机制的管制方式过渡。文献[12]提出通过在用户销售电价中征收交叉补贴附加费的方式实现由暗补向明补转变,条件成熟后,逐步减少或取消交叉补贴,建立合理的输配电价。文献[13]重点研究了直接交易中涉及的交叉补贴问题,提出在电力直接交易中探索独立收取与核算交叉补贴费用,建立交叉补贴基金,对需要补贴的用户进行补贴。在建立完善的输配电价以后,最终逐步减少或取消交叉补贴。文献[14]认为,实现大用户直购电交易的公平性关键在于如何分摊交易成本,即使大用户直购电交易自行定价,但仍然应承担居民和农业用电的交叉补贴。建议根据不同地点、不同时期的直接交易对电网资源的利用程度和产生的外在成本(网损)的大小,分摊电网的投资与运行成本,并逐步推进输电资源的市场化定价。文献[15]认为,开展售电市场中用户侧价格机制设计研究,一方面是为了能够遵循“管住中间、放开两头”的顶层设计,将国家输配电价改革政策落实到位;另一方面,能够进一步培育售电主体,尽快适应现货市场交易机制。
综上可见,研究人员对顺价模式售电市场存在的核心问题有以下共识：当前我国用户侧采用分时电价体系,导致顺价模式下低价用户难以入市而产生市场亏空,这是在售电市场中推进顺价模式面临的主要问题。对于该问题,前述研究提出的主要解决方案是计算出交叉补贴,并分摊给市场主体。
1 国内售电市场实践
2015年11月28日,国家发改委、国家能源局批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点,电力市场中正式产生了全新的市场主体“售电公司”。此后,全国各省的中长期交易规则和售电侧市场交易规则也不断推出和完善,开始了建设售电市场的探索实践[16-19]。
目前,大部分省(区)的售电市场交易以年度、月度中长期电量交易为主,按月进行偏差电量考核,尚未形成市场化销售侧分时价格机制;中长期价格也难以有效反映不同时间电力供需的实时变化[20];内蒙古、广东、四川、山东、重庆等大多数地区的售电市场交易规则中,广泛应用价差传导模式[21-22]。
浙江自2016年开始的普通直接交易也采用价差传导模式,不同的是用户侧由电网公司免费代理,将发电侧降价空间完全传导至用户侧,推动实现供给侧降本增效。
2017年,江苏中长期交易规则[16]中提出“江苏模式”,即根据批发侧交易电价、输配电价和政府基金及附加,计算出用电侧基准交易价格,用户目录平均电价减去用电侧基准交易价格形成“用户侧价差”,用户的尖峰、高峰、低谷目录电价减去用户侧价差,形成用户侧市场化的尖峰、高峰、低谷到户价格。
可以看出,当前国内很多售电市场采用的是价差模式。价差模式的优点是规则简单、易于起步,但容易被诟病的是,该模式难以落实国家的输配电价改革要求;同时,价差模式使得电力中长期直接交易难以和现货市场规则的有效衔接,使现货市场设计非常复杂[23]。也可以看出,前面提到的在顺价模式售电市场中计算交叉补贴并分摊给市场主体的方式,在国内的售电市场实践中并没有得到广泛应用。
2 当前浙江售电市场面临的挑战
2019年底,浙江首次开展了2个月的售电市场交易,采用的是顺价模式,成交电量26.7亿kW·h。在顺价模式下,峰电占比高的用户(以下简称高价用户)容易成交;而谷电占比高的用户(以下简称低价用户)因平均购电电价低,难以成交,从而未能入市,由电网保底供电。对于电网企业而言,低价用户供电价格与发电企业购电价格倒挂,直接造成经营亏损,不利于售电市场可持续发展。
2020年,浙江在保持顺价模式的基础上,将售电市场往现货方向做了进一步推进,结合浙江用户目录电价的尖峰、高峰和低谷时段的划分,推出了按尖峰、高峰和低谷分时段进行交易的售电市场。目前正在据此对2019年的规则进行完善。2019年浙江售电市场的实践已证明,对于顺价模式的售电市场,最大的挑战是如何用市场机制来解决低价用户难以入市的问题。
3 浙江售电市场改进思路
3.1 研究的前提条件
本文基于以下条件开展分析：符合准入条件市场用户的整体用电是固定的,暂不考虑用电变化带来的影响;保持浙江售电市场顺价模式不变,保持按尖峰、高峰、低谷分时段开展交易的方式不变;浙江目前仅引入煤电机组参与售电市场;暂不考虑政府为促进交易而出台奖励电量等因素的影响。
本文重点讨论批发市场的价格,不含输配电价和政府性基金;所涉及的用户批发侧目录电价是指折算至批发侧的价格,即用户目录电价减去输配电价和政府性基金后的价格。
3.2 促低谷交易方式
要避免顺价模式下低价用户难以入市而产生市场亏空的问题,关键是使得未入市用户用电量中,保持电网公司的平均购电成本与全电量由电网公司供电时一致;即所有未入市用户峰电量(含尖峰、高峰电量,下同,记为QpLT)和谷电量(记为QlLT)占比与符合入市条件所有用户总电量的峰谷比(以下简称市场规划峰谷占比,记为QpLT:QlLT=1:K)一致。这样,在未入市的电量上,就能保持电网公司的平均购电成本和平均销售收入基本不变,从而使电网公司不因多供低谷电量而产生损失。
3.3 促低谷交易方式对市场行为的影响分析
理性的发电企业在参与售电市场交易过程时,都有一个预期合同成交均价,记为PC。下面分析采用促低谷交易方式时,市场成员面对不同峰谷比的购电需求时的市场行为。
3.3.1 入市低谷电量需求占比等于市场规划峰
谷比
从公式(3)也可以看出,K值越大也即强制谷电比例越大,则发电企业的预期峰电价越高。
3.4 小结
前述的分析只考虑了一个用电方和发电企业G签订一个合同的情况。如果是多个用电方和发电企业G签订了多个合同,可以将多个用电方看作是一个特殊的用电方,这样不会影响分析结果。对于多个合同,可以将其拟合成一个合同,该合同的峰电量为多个合同的峰电量之和,峰电量的合同电价为多个合同的峰电加权平均价,拟合合同的谷电量和电价一样处理。这样,多个用电方和发电企业G签订多个合同的情况就可以简化为一个特殊的用电方和发电企业G签订一个合同的情况,则上述分析结论依旧适用。
从前面的分析可以看出,采用促低谷交易方式后,市场将在以下几个方面产生积极影响：
1）发电企业容易进行合理的峰谷定价决策,更高效地参与市场。
2）使市场峰电和谷电电价的价差更加合理,峰电不再能从市场获取超额利益;在市场规划峰谷占比内的谷电电量入市有助于交易的达成,促进了低谷电占比高的用户入市。
3）售电公司的核心盈利能力从挑选峰电占比高的用户转向为更多的用户提供服务。
同样,采用促低谷交易方式,要注意两个方面的问题：
1）要合理确定市场规划峰谷占比。从公式(1) (2)(3)可以看出,发电企业预期的峰电电价和K值大小正相关,过大的K值将导致过高的预期峰电电价,而减少成交的机会。
2）要合理确定低谷补偿电价PlD。从公式(2)可以看出,发电企业预期的峰电电价和PlD负相关,如果PlD越低,则发电企业的预期峰电价越高,从而减少成交的机会。PlD取值宜稍低于用户的批发侧低谷目录电价,确保电网企业购销平衡,促进低谷电量入市,同时不对市场成交产生不利影响。
3）低谷超用考核电价不宜过高,以免低谷电量占比过大的用电方因考核成本高而不敢入市。
4 浙江售电市场规则完善措施
4.1 关键市场要素
采用促低谷交易方式,需要合理设定市场规划峰谷占比及批发市场的尖峰、高峰、低谷基准价格。符合入市条件的所有用户总的谷电占比K值要合理,过小则无助于推动低谷电量入市;过大则会使高峰电价过高,减少交易机会。
市场宜综合参照不同类别用户的尖峰、高峰、低谷批发侧目录电价来合理设定批发市场的尖峰、高峰、低谷基准价格,用来引导市场分尖峰、高峰、低谷时段开展交易;同时,该基准价格可作为对超用电量的惩罚性购电价格。
低谷基准价格不宜过高,否则会让低谷电量占比高的用户面临过高的考核风险,从而减少了入市机会。低谷补偿价格应该低于低谷基准价格。理论上,在促低谷交易方式下,低谷补偿价格是发电企业在批发市场上出售低谷电量的最低价格。当然,低谷补偿价格也不宜过低,否则容易使发电企业在出售峰电时要价过高,从而降低了市场成交机会。低谷补偿价格与低谷基准价格之间的价格差,就是批发市场上开展低谷电交易的价格空间。
对电量少用的情况,可以继续参照2019年的方式,按尖峰、高峰和低谷分时段开展少用电量考核;为了促进市场主体、特别是各类用电方入市,可以考虑适当降低少用电量的考核标准。
4.2 交易品种设计
采用促低谷交易方式时,由于尖峰、高峰和低谷成交电量和电价是相互影响的,如果采用集中竞价的方式,成交的电量结构与申报时的电价预期容易失配,规则设计复杂。在进一步深入研究之前,主要的交易方式暂宜以双边协商和挂牌为主。
从交易时序上,宜先组织双边协商交易,使得高峰电量尽量入市;再组织低谷挂牌交易,使得发电企业能将持有的低谷差额电量挂到市场上,供低谷电量占比大的用电方摘牌。理论上,如果市场规划峰谷占比设置和符合入市条件的所有用户实际用电峰谷占比一致的话,挂牌时,发电企业的挂牌低谷差额电量会刚好满足所有用户的低谷电量购电需求。
4.3 交易示例
下面以一个示例来说明。批发市场的尖峰、高峰、低谷的基准价格分别是850、650和180元/ (MW·h),低谷补偿价格为175元/(MW·h);市场规划总峰谷占比为1:1。发电上网基准价格为420元/ (MW·h)。
用电侧超用偏差考核,尖峰、高峰、低谷的惩罚性价格分别是850、650和180元/(MW·h)。
发电企业G与用电方L达成的双边协商合同中,明确相关量价如下：尖峰电量和价格为1 MW·h和800元/(MW·h),高峰电量和价格为19 MW·h和630元/(MW·h),低谷电量和价格为18 MW·h和176元/(MW·h)。合同成交总电费就是15938元,合同均价为419.42元/(MW·h)。同时,在本合同中,峰谷占比为20:18,和市场规划总峰谷占比1:1相比,发电企业G的低谷差额电量为2 MW·h。
如果发电企业未签订其他售电合同,最终没有将2 MW·h的低谷差额电量售出,则将以低谷补偿价格175元/(MW·h)结算,相应电费为350元。那么发电企业的总电费为16288元,相应的平均售电价格为407.2元/(MW·h),和上网基准电价420元/ (MW·h)相比,降价幅度为12.8元/(MW·h)。
如果用电方最终的尖峰、高峰和低谷的用电量分别为1、19和20 MW·h;低谷超用2 MW·h,以低谷的考核价格180元/(MW·h)结算,电费为 360元;该用电方的总电费16298元,用电均价为407.45元。可见,当低谷电量超用时,用电方的平均购电电价略高于发电企业的平均上网电价,市场略有盈余,这样会促使低谷电量尽量入市。
5 结语
促低谷交易方式能较好解决浙江售电市场因采用顺价模式带来的低谷电量入市难的问题,并产生以下积极效果：
1）售电市场的定价机制更加透明,拉大市场的峰谷电价差,与当前浙江用电侧的峰谷目录电价形成良好衔接,有利于市场起步。
2）有利于发电企业更高效地参与市场,促使售电公司转向为更多的用户提供服务,从根本上改变市场的目标导向。
3）有利于引导市场主体开展分时定价,与更细致的分时段定价现货市场做好衔接。
在实施采用促低谷交易方式,要注意两个方面的问题：
1）要合理确定市场规划峰谷占比,避免因过大的K值导致过高的预期峰电电价,从而减少成交的机会。
2）低谷超用考核电价不宜过高,以免低谷电量占比过大的用电方因考核成本高而不敢入市。
下一步,还要基于促低谷交易方式,深入研究适应促低谷交易方式的集中竞价等交易品种以丰富市场交易手段,进一步为市场主体参与交易提供便利。
需要强调的是,目前浙江省在用户侧采用峰谷电价,不同类型电价之间有较为复杂的交叉补贴,对电力市场的建设带来了较大困难;促低谷交易方式是为了解决用户峰谷电价带来的低谷电量难以入市的问题。后期,建议相关部门在完善用户目录电价、输配电价等价格体系时,能进一步简化价格类型,减少交叉补贴,以便推进电力市场建设,发挥市场在资源配置中的决定性作用。
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原标题：顺价模式下浙江售电市场关键问题研究
