电力现货市场节点电价关键影响因素分析

国网江苏省电力有限公司无锡供电分公司 袁 源

在国际电力现货交易中，科学设置电力战略价格是获得成功报价甚至更大获利机会的关键因素。交易价格政策战略有以下四种：一是成本价格政策；二是基于预先确定的市场价格的价格战略；三是采用博弈论的价格战略；四是采用系统建模的价格策略。将电力交易市场的商品类型包括为中长期市场和现货市场两种层次。

将中长期市场主要归结为每一周作为一个循环，而现货市场则主要包括了现金交易市场和实时市场。将中长期市场交易分为电力交易市场的双边交易，以及基础电力的双边交易。与典型曲线进行集中竞争，并对用户定义的报价进行双向招标。中长期业务仍以差价合约形式进行，日后会逐步转为绝对价格。商品市场上的商业品种包括前一天和实时可用电力市场，目前，现货电力市场主要采用竞争性报告和集中补偿制度，根据电力系统的安全限制，作为第二天的分配方案。下文对电力现货市场建设展开分析。

1 建设区域电力现货市场的必要性分析

我国各地的电力市场整体趋于快速发展状态，且部分地区已经实现了中长期电力市场的建设。但受到发用电计划的影响，中长期电力市场的交易会受到地域电量交易的影响，致使电力现货市场的建设进程受阻。主要表现为，市场交易效率降低的问题。因此，急需进行区域电力现货市场建设。除上述因素以外，还有以下几方面的问题，迫切需要通过建设区域电力现货市场来加以改善。

1.1 发电结构优化配置的迫切要求

从各地区的电源结构特性来看，根据各地区能源结构的不同，电源结构也存在较大的差异。一部分地区以火力发电为主，而另一部分地区则以水力发电或者气电为主。在此种发展背景下，如果仅在省市之内进行电力现货交易，则会出现恶意竞价的现象，对电力现货市场的交易秩序带来不利影响。此外，因省内电源结构较为单一，且缺乏与其他区域的现货交易，难以实现资源互补的目标，致使无法实现对电源结构的优化配置，对电力行业的长期稳定发展极为不利。而区域电力现货市场的建设则可为各地区的资源配置提供良好的平台，且能够在一定程度上维系电力现货市场竞价的秩序，有助于推动电力现货交易的有效开展。

1.2 激活电力交易市场活力的重要基础

随着用电需求量的增大，各地区加大了对发电装机的投入力度。有部分地区在短时间内实现了发电装机增速，但由于缺乏对市场需求的了解，存在发电装机速度超出市场需求的现象。部分电力生产企业为了实现发电侧供给目标，达成了气量保价的共识，但同时还需要受到一些实力偏强的发电侧市场影响，致使出现市场报价抱团现象，引发的问题主要表现为成本价格与交易价格存在较大的偏差，此类问题的产生必定会影响电力现货的交易效果，对市场活力构成不利影响。因此，急需建设电力现货交易市场，有效盘活电力交易市场[1]。

1.3 解决中长期电力交易问题的重要手段

中长期电力交易问题主要体现在如下几个方面：一是损害发电企业的经济效益。现阶段，各地方进行中长期电力交易时，以物理执行的电量交易为依据，但无法实现对日用电量的精确分解，导致相关的调度机构难以对中长期电力交易过程中，形成的电量交易结果进行准确校核，易出现发用电量与合同规定电量出现偏差的问题，致使交易合同执行过程中存在明显的矛盾问题。尤其是现阶段发电企业对电力交易合同的依赖度较大，只有保障交易合同的刚性执行才能获取相应的经济收益。反之，当合同执行存在偏差时，便会直接损害发电企业的经济效益。

二是不符合资源优化配置的基本要求。部分地区在进行中长期电力交易时，通常是由买卖双方协商签订中长期电力交易合同，其中发电交易量是在双方协商的基础上确定的，并未根据各地区的用电需求针对发电量进行合理安排，致使出现严重的资源浪费现象。

三是中长期电量交易成本受清洁能源使用规律的限制。部分清洁能源虽然使用成本较低，但存在季节性和间歇性的特征，致使电量交易规模受到严重限制。同时，也会对电量交易成本构成严重影响。基于上述问题，可以发现中长期电力交易面临诸多挑战，要想解决中长期电力交易中存在的困境与问题，则须对区域进行统筹规划，为电量交易提供可靠的交易平台，因此急需加强对区域电力现货市场的建设。

2 影响电价的关键因素分析

2015年以来，在相关政策文件体系基础上，国家启动了新一轮能源体制改革。电价问题成为许多改革的十字路口。在电力供应体制改革的背景下正确认识电价问题，对于深化对问题的认识无疑具有重要意义。电力系统改革面临的挑战和方向，启动新能源改革周期，作为供应部门结构改革的一部分。降低电价已成为经济转型过程中一项重要的政策要求，电力行业具备了降低电价的空间和条件。但在电力供应体制改革过程中，如何解决“政府减支”和“市场减支”的选择和协调，是一个棘手的问题。

市场降价的复杂性意味着通过市场建设实现降价的直接效应是不现实的。同时，降低电费只能由政府决定。当然，降低行政价格的背后是政府对国内外环境的考虑，特别是通过支持实体经济的发展以减低电费，从而抵消其他生产要素成本的上升例如财政困难、劳工成本上升以及国际贸易和投资的影响。电力降价政策确实为稳定国民经济发挥了重要作用，这些在当时历史条件下的政府监管方式，亦有推动市场改革所应借鉴的经验，因为其核心是协调电力和国民经济的发展。

总之，要了解当前的降价政策及其对中国电力改革的实际影响。一方面降低价格能够在一定程度上支持能源部门和国民经济的和谐发展，换言之，要有合理的回旋余地降低行政价格；另一方面，在市场化建设条件下，如何形成能源部门支持国民经济的长期发展机制，从一定意义上说，这应该是电力改革新政策最根本的出发点。电力改革在过去举步维艰，对此首先要牢牢把握电力行业改革进程的辩证历史眼光，充分增强对电力行业改革前景的信心，深化对电力行业改革的科学研究，切实推进电力行业改革进程[2]。

3 区域电力现货市场的建设策略

基于联合式区域电力现货市场的建设需求，需要首先打造公平的交易平台，并建设满足区域电力行业发展的区域现货交易系统，确立相关的交易管控机制，以期提高区域电力现货交易的规范性，形成良好的市场交易秩序。

3.1 区域电力现货交易平台的打造

目前，针对省区现货交易平台的建设工作已经初具规模，并且表现出了良好的运行效果。而针对跨区跨省的交易平台则相对滞后，部分交易功能还不够完善，使得在电力市场交易中跨区跨省交易竞争处于劣势。针对此类问题，建议国家方面加强政策引导，通过优化顶层设计来完善电力现货交易平台的功能，并且通过对电力现货市场发展趋势的分析，打造超前的交易平台，使各地电力能源得到有效融合，并在电力现货市场交易平台中得到合理配置，有效提升电力能源利用率。

3.2 区域电力现货交易系统的建设

根据区域电力现货市场的发展需求，应做到对两层市场架构数据的有效融合，保障交易信息数据的安全性。同时，通过交易数据共享为电力调度工作提供支持，并制定合理的营销方案。因此，需要打造专用的数据接口，保障两层市场架构现货交易数据的及时汇总，以便于市场管理者能够及时了解市场交易数据，为市场宏观调控与管理提供可靠的数据支持。在最初的发展阶段，省区交易中心和区域交易中心需要分别负责对省内交易平台和跨省跨区交易平台的打造，并且规范交易平台的功能，以便对两类交易平台进行统一调度和计量。而在发展中期，则应有效促进省内交易平台与跨省跨区交易平台的功能融合，在确保满足各自现货交易需求的基础上，推出平衡发展的决策工具，实现对省内现货交易和跨省跨区现货交易功能的有效对接。

3.3 确立科学的现货交易管控机制

为积极落实我国“西电东送”计划，促进中长期协议的有效推进，需要确立科学的交易管控机制。具体内容如下：一是做到对中长期协议计划的日发用电执行管控，为了避免实际发用电量与中长期协议计划的发用电量出现较大的偏差，在日常执行过程中，应对日送用电曲线进行明确分割，并且参照中长期协议中的月度电量交易计划，对交易电量和交易价格进行对比与结算，确保中长期协议计划发用电与实际发用电量相平衡，谨防对供电企业的经济效益造成威胁。

二是做到对市场风险的有效防治，分析区域电力现货交易现状发现，其中存在市场风险问题，易对区域电力现货交易市场的运行可靠性构成严重影响。为了实现对市场风险的有效防治，需要积极建立市场风险防控机制，针对市场交易过程中可能存在的风险隐患进行有效鉴别，并且对市场风险的影响因素进行分析，制定科学可行的防控措施。同时，需要追溯市场风险问题的源头，通过对市场行为的严格规范，以及对市场竞价的合理监控来及时发现市场交易风险。针对较为常发的市场风险问题均需要制定风险治理预案，确保对电力现货市场秩序的有效维护。

三是做到对现货交易信息的合理披露在区域电力现货市场中，有关发电能力以及电网阻塞等信息均需要进行充分披露。同时，市场方面也需要建立信息安全监管机制，通过督促信息披露来保障市场信息的对等性，为买卖双方提供公平、公正的市场交易环境。合理的信息披露还能为市场监督提供可靠的信息支持，同时接受社会公众的监督，对于维护市场交易秩序具有积极作用。

3.4 电价全面开放上限，提升绿色能源带来的效益

解决能源制约问题的关键方向是加快开发新能源。随着煤炭市场价格的上涨和碳排放压力的加大，大型商业消费者或从事电力销售的公司将转向可再生能源，对绿色能源和水电市场的需求将大大增加，绿色能源价格应是完全有优势的。随着电价的上涨，绿色能源价格变得开始具有吸引力。另外，在能源利用方面，反映了价格体系中的能源成本。近年来，中国绿色能源贸易试验项目逐步启动。通过限制能源类型的贸易从本质上区分能源类型，为绿色能源打上标签。

3.5 确保新能源运营商长期收益

在未来碳中和的背景下，新能源行业标准的修订和完善仍在试点中，市场仍在建设和发展中。作为主要市场参与者需要认真研究交易规则，及时跟踪市场变化，收集和分析当前价格的市场价格数据，考虑到制定发电厂特点的科学贸易战略，根据市场情况及早作出决定，电力公司必须建立迅速果断的机制以适应迅速变化的市场。发电市场的最佳供给策略应是在小幅增加的基础上，以最大收益和阶梯级供给为导向成本。最后报价曲线应无限期调整为成本曲线，以确保最佳覆盖率，从而确保使机组的功率和分离节点的价格超过边际成本，以抵御市场竞争风险，实现能源生产企业的经营目标。

3.6 做好储能规划

储能的容量与用户的负荷关系密切，本着“充得满，放得完”为经济原则，用户的负荷情况整理得越细致，储能系统的容量选择就越准，收益就能最大化。但在实际项目中，除用户已配建用户侧用能管理系统，并能提供准确的整年运行负荷曲线以外，往往无法提供准确的运行情况资料。这时，需要采用特征明显的季节（春夏秋冬）、日期（工作日与假期）运行参数进行估算，得到典型负荷曲线之后，再来进行储能系统容量计算。在电力储能项目建设中，影响储能项目内部收益率几个边界条件是系统造价与项目电价，以及是否与共建方进行收益分成。

根据市场调研以及各工程实际情况，储能系统随系统容量规模上升，其单位容量造价随之呈下降趋势，以最新设备造价水平来看，储能容量一般从数百kWh～百MWh不等，普通配置系统的单位容量造价由1.8～1.3元/Wh不等，波动范围较大。并且项目各地的电价、峰谷价差也不相同。为减少后续项目储能部分的工作量、提高工作效率，有必要对不同边界条件的储能系统进行估算，并形成指导前期工作与判断的数据基础。通过测算得到结果，当用户自建储能项目时，总趋势是当电价差大于0.5元且储能系统造价在1.45元/Wh以下时可以通过收益率计算。当第三方建设储能项目并分成18%时，总趋势是当电价差大于0.78元且储能系统造价在1.55元/Wh以下时可以通过收益率计算[3]。

综上所述，降低电价是推进电力体制改革的重要原因之一，能源体制改革有利于在市场竞争的基础上提高生产效率，降低监管成本。然而，电价受到很多因素的影响，即使不考虑燃料价格等不受监管的成本因素，反映价格和成本差异的其他因素，可能会导致能源系统市场化改革后增加价格。这意味着改革带来的成本降低不但要完全降低价格，而且要提高企业的盈利能力。当然，如果能源体制改革取得成功，那么不仅仅是评估价格是否已经下降，还要着重于改革是否优化了资源分配和改善社会保障。目前，行业标准的修订和完善仍在试点中，市场仍在建设和发展中。作为主要市场参与者，需要认真研究交易规则，及时跟踪市场变化，收集和分析当前价格的市场价格数据，根据市场情况制定符合发电厂特点的科学贸易战略。