中国电力市场建设困难重重,应从哪些方面着手解决?
发布者:lzx | 来源:享能汇 | 0评论 | 627查看 | 2020-06-03 11:25:00    

电改至今已有5年,电力市场建设却并不尽如人意。今天笔者想从自己的角度梳理出中国建设电力市场的初心与难点,再探讨一下这些问题的解决思路该是怎样的。


一、资源配置


市场经济自然是希望市场在资源配置中占据主导地位。电力市场就是要促进电力资源的大范围优化配置。中国的电能资源呈现出严重的东西不平衡:西部电力资源富集,东部是负荷中心区。在低碳和可再生能源发展的大趋势下,从西部到东部的大范围清洁电源输送不可避免。


我们现在建设的电力市场必须保证安全输送清洁能源的同时,实现合理的定价,保障清洁能源电力的跨省跨区消纳。因此从这个角度上来看,设计全国统一的电力市场是势在必行的。这一点,享能汇在《国网要建全国统一电力市场:为什么建?怎么建?》和《全国统一的电力市场等于简单一体化吗?》两篇文章中都有论述。


全国市场当然也不是一蹴而就,完善的省内市场、丰富的跨省跨区交易品种、多元化的市场交易主体(包括用户、售电公司)、跨省区调峰机制等前提条件满足的情况下,全国统一的电力市场才能够真正发挥资源大范围优化配置的功能。


二、省内市场


中国共有30多个省、自治区、直辖市,每一个省级行政单位都有其独特的电力市场环境。省内市场的建设必须充分考虑各省的差异,同时协调处理好旧有体制和市场体制、现货交易和中长期交易、省内电源和外来电之间的关系。从这几年的电改实际来看,各省基本都采取了先中长期交易后现货交易的原则。但是在处理计划和市场、省内电源和外来电的关系方面,矛盾点极其突出。


1,广东是最先开展电力现货市场建设的省份之一,但其两部制市场(AB类机组)设置导致电力市场供需关系不够透明,增加了预测出清电价的难度。


2,浙江电力市场是按一部制市场来设计,售电公司在零售市场有结算权,被很多专家认为最符合市场化标准,但是其输配电价结算方式暴露了市场价与原峰谷电价的矛盾,售电公司代理谷电用户风险加大,代理峰电用户电量却不够理想。


3,山东也是现货试点省份。但是为满足原峰谷负荷而引入的外来电数量和比例逐年增加,已经严重挤压了省内电源的市场空间。


除了这些问题之外,近几年的省内市场还暴露出发电企业市场力太强的问题。有关这一点,享能汇在《煤电一省一企,西北现货凉了么?》一文中有过论述。除了市场本身对发电企业的市场力有约束之外。我们在电力市场的建设中也可以通过一些手段来约束市场力。


1,更严格的监管。对市场集中度设立上限,对市场占有率高的企业强制公开信息。


2,设定申报电量的最高限。


3,扩大电力市场覆盖范围,降低发电企业集中度。


4,最后的办法就是强制拆分发电企业。


三、省内市场—区域市场—全国市场


以几个省为边界的区域性市场在中国的电力工业历史上并不是新鲜事。由于电网的传统,实际上区域性的电力市场与单纯以省为界的市场更有利于资源调配和协调各方关系。但形成区域性市场乃至全国市场有一个问题必须解决:目前国内的电价往往以省为界。


传统的低电价省份可能会在参与全国市场后出现电价上升的情况。严格地说,这并不能算是电力市场建设的问题,只是全国统一市场发展的一个必然结果。而且价格的变化也不会一蹴而就。在市场发展的过程中,随着市场范围的逐步扩大,各个市场的价格也是逐步趋同的。用户也不会直接暴露在电力市场中,相比较之下,售电公司承受的风险更多。甚至可能在市场建设初期,对部分工业用户的电价采取一定的保护措施。


四、搁浅成本问题


电力市场建设的过程中,原本享受政府各类补贴、补助的机组很可能无法适应激烈的市场竞争,进而亏损乃至破产。


在现货市场中,电量一定会更多地向高效率大机组倾斜。但是大量风电、光伏进入市场,也需要不同类型的机组来平衡整个电力系统。因此完备的电力市场包含了电能量试产、辅助服务市场、容量市场,交易品种也包含差价合同、中长期合同、期货等多种产品。此外,部分省份的电力市场设计还保留了一定的计划电量分配,或设计有政府授权合约。这些可以优先考虑尚处于投资成本回收阶段的机组和已经完全回收投资成本但经营困难的机组。


由于我国发电企业多为国企,搁浅成本问题势必要涉及国有企业改革问题。最近的西北五省煤电整合就是一个很好的案例。在后续的文章中,享能汇将继续从国企改革与电力体制改革结合的角度综合分析。

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