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踯躅的区域电力市场与现实推进路径

放大字体  缩小字体 时间:2018-02-08  
世纪储能网讯:区域电力市场在新一轮电改中虽然仍在踟躅,但是每逢出现可再生能源消纳困难的情形,区域电力市场的名字便被频频提起。常有专家学...
区域电力市场在新一轮电改中虽然仍在踟躅,但是每逢出现可再生能源消纳困难的情形,区域电力市场的名字便被频频提起。常有专家学者慨叹:区域电力市场的理想总是如此美好,实际进展却总是如此“骨感”。实质上仔细分析区域电力市场正反方观点会发现,围绕区域电力市场有很多需要澄清的要点,区域电力市场(包括开放的省电力市场)的“对立面”——省间壁垒有其存在的客观原因,展望未来的区域电力市场目标,还有很多需要始于足下的准备工作。

“区域电力市场需要澄清的要点”

自上一轮电改之后,区域电力市场的基本概念深入人心,一方面越来越多的人认同地理范围扩大有利于电力资源的优化配置,另一方面将区域电量交易含糊地称为区域市场、泛化电力资源优化配置标准、视市场边界无限扩大会持续带来红利增加、区域市场和行政区市场构成多级市场等误解也普遍存在。因此,对区域电力市场的认识迫切需要澄清以下四点。

一是区域电力市场≠区域电量交易(换)。区域电力市场仅仅是市场的地理范围超越了某一个行政管辖范围,内涵仍然是电力市场(具体的说是电力批发市场)。电力市场固有的特质,区域电力市场一样不少。电力市场一方面要体现电力作为普通商品能够交易的特性,又要体现电力实时平衡的特殊商品物理特性,能够体现这两个特性的只有电力现货市场。因此,标准概念下的区域电力市场建设特指区域电力现货市场建设。区域电量交易不管跨越多少“千山万水”,仍然不在区域电力市场概念之内(但是区域电力市场可以天然实现区域电量交易)。例如,从13省市“电力援疆”项目来看,南至广东、东达上海的电量交易已经证明“全国统一电能量市场1”已建成,当然这个市场最多定性为“电量市场”,不是区域电力市场。

二是区域电力市场优化资源配置仅有“价低者得”一个评价标准。谈到区域电力市场优化配置资源,常听到电价降低、系统运行效率提高、增加清洁能源消纳、减少东部耗煤量、提高可再生能源在能源消费中的占比等非常“广泛”的好处。实质上区域电力市场也是电力现货市场,是电力资源分配的“效率提升器”,其优化资源配置就靠一种手段——“价钱低”。反对观点就认为这么说不正确:虽然远程输送的清洁能源价格很可能高,但是降低了受电地区的环境成本。客观的说,一方面这个反对观点说的没错,应当把环境成本以碳税(配额、绿证)的方式计入电价,这样可以让一部分“看起来不便宜”,但折算后确实便宜的远程输送清洁能源,做到按市场规律消纳;一方面这个反对观点说的又不完全对,当环境成本等其他因素进入电价之后,与增加环境成本等其他因素的本地(化石能源发电)上网电价相比,仍然不便宜的部分远程输电,继续以“扩大清洁能源消纳”(或“减少受电地区排放”)的名义成交,已经不是资源优化配置,而变成了经济学上的“劣币逐良币”。

三是一定技术条件下区域电力市场优化资源是有地理边界的。“更大范围内配置资源”是行业内主流的认识,有一部分观点认为这个“更大范围”应理解为范围越大越好。这种观点是不对的,区域电力市场在电网技术经济特性一定的情况下,优化范围是有地理边界的。区域电力市场优化红利的获取来自随着地理范围的扩大,由于发电侧电源多样性、效率差异性和一次资源价格不同性增加,会带来上网电价下降,但是随着地理范围的扩大,用户的电价感受未必与上网电价变化趋势一致。这是由于区域电力市场通常从负荷中心(行政区)发起、向周边(行政区)辐射。负荷中心由于负荷密度高,度电需要承担的电网输送费用2就低,地理范围扩大的过程中,虽然发电侧上网电价随之处于下降趋势,但是由于兼并了负荷密度相对(负荷中心)较低的地区,区域电力市场总体的负荷密度在降低3,负荷中心地区用户(区域市场的发起者)购电的电网输送费用在持续上升。当发电侧的红利增加值=电网输送费用上升值,区域电力市场的地理边界就出现了,这也是国外很多区域市场边界扩展到一定程度就停止的根本原因——经济性增长空间消失。当然,如果出现了超导等输电技术成本的革命性突破,已达地理边界的区域电力市场确实可以继续获得一定的扩大机会,但仍有可能会受到其他电力系统技术的限制。

四是区域电力市场不会与行政区市场构成多级市场。电力市场实质上不分级别,不同电力市场从地理范围上“拼图式”设置,同一时间不会出现重叠的层级设置,即同一地理区域范围内区域电力市场与行政区市场不会同时存在。如同,购买一种日常用品,消费者选择连锁社区超市、大型商场和网店的理由仅仅是出于对综合价格的考虑,而不会因为三者的“行政级别”进行选择,当然三者也没有任何级别差异,都是购买商品的场所而已。区域电力市场在国际范围内分为“块状区域市场”和“网状区域市场”(见图1),块状区域市场指各地区均将地区电力调度机构原有发电计划权移交至统一的电力系统运营机构(如ISO),块状区域电力系统成为一个统一运行的区域市场,北美区域电力市场多采用这种方式;网状区域市场指各地区在共同认可区域交易机构(不组建区域调度机构)形成发电计划,以及地区间的联络线送计划,由各地区原有电力调度机构组织执行,联络线送受电计划由相关地区电力调度机构按事先协议进行调度执行的区域市场(见图2),为人所熟知的北欧电力市场就属于这种区域市场,筹建中的欧洲统一电力市场也是这种网状区域市场。


(图1 块状区域电力市场示意图)


(图2 王网状区域电力市场示意图)

无论块状区域市场还是网状区域市场,电力现货的出清过程均是统一的,市场平台也是统一的,不存在地区内地区外的相对次序,不存在多级电力调度机构或者交易机构。所谓多级市场的概念,还是受电力系统调度运行多年“半军事化”管理影响,混淆了电力安全管理“分层分区”层级设计与经济机制“拼图式”设置的概念。

“区域电力市场的比较优势与现有“省间壁垒”的客观原因”

区域电力市场实际上是相对行政区市场而言,区域电力市场的地理范围并不固定,例如蒙西地区就可作为区域电力市场的范围(几个盟市);区域电力市场地理范围也可由几个省(州)组成,例如美国的PJM、澳大利亚的国家电力市场(澳东市场);区域电力市场的地理范围还可由几个国家组成,例如北欧电力市场,乃至欧洲统一电力市场。总之,区域电力市场的范围可大可小,非常灵活,只要界面清晰、计量清楚、主体赞同都可组成区域电力市场。就国内实际情况和传统概念4来说,区域电力市场相对省市场有客观优势,也有客观劣势,不从根本上解决省间壁垒存在的制度因素,区域电力市场确实举步维艰。

区域电力市场的客观优势与劣势

区域市场和省级市场没有绝对的优势和劣势,都能够运行良好,区别仅仅是优化资源配置效率不同。区域电力市场的相对客观优势,实质上就是省电力市场的相对客观劣势。

一是我国省电力市场市场力情况不容乐观。理论上已经证明,电力市场本质上是寡头联合垄断市场,因此市场力监管是电力市场监管最为重要的部分,一旦市场力监管失灵,则会造成市场运行效率低下,甚至丧失资源优化配置作用。通常事前计算省电力市场市场力情况的方法是分析发电市场结构(部分发电企业市场占有率)。截至2015年,我国各省份当中已有三分之二以上的省份存在单一发电主体市场占比越限的情况,随着近年能源企业的重组这一数字还呈上升趋势,市场力增长威胁市场优化效率。有观点认为国有企业不会运用市场力获取利益,如果这种观点成立那么只能说不运用市场力的企业不是真的企业。控制市场力的好方法并不是加强事后监管,因为市场力的运用是巧妙而隐蔽的,事后监管费时费力。事前控制市场力常见方法有两个,一是市场设计过程中选择控制市场力强的市场模式,但受当地运行习惯和市场主体接受度等因素影响,市场设计控制市场力的方法有效但是困难较大;二是扩大市场范围,通过邻省进入、建设区域电力市场的方法,自然稀释某一市场主体的市场力,这种方法显然是控制市场力手段中最为简洁有效的。

二是非水可再生能源富集省系统调节能力较区域相对有限。甘肃、内蒙古、新疆等省(区)非水可再生能源富集。非水可再生能源波动性、间歇性都较强,需要消耗较大量的备用辅助服务,同时需要系统具备很强的调节能力。在这些省份提供调节能力的基本是火电机组。与非水可再生能源共处同一电力系统,一方面这些火电机组频繁提供调节服务、利用小时持续下降、收益不断滑坡,火电机组持续改造提升灵活性的能力不足,另一方面在利用小时很低的情况下,采用投产新火电机组5提升调节能力的方式成本很高、殊为不智,因此这些省份系统调节能力相对其拥有的非水可再生能源需要必然是不足的。此外,一旦以省为范围建设电力市场,交流联络线则需提前确定送受电计划6,不能共享邻省电力系统的调节能力(按省预留备用的效率远远低于按区域预留备用)。综上,相对区域电力市场,省电力市场调节能力相对较弱,省电力现货市场启动后,有可能造成非水可再生能源消纳能力下降,进而市场优化效率较低。

三是受电比例较高或与周边交流网联系紧密地区省电力市场运行相对困难。目前,我国经济较为发达省份外受电力普遍较高,一旦达到一定比例(例如三分之一),则省内电力系统运行方式受到外来电的很大制约;外来电作为省内电力现货市场的出清边界条件,对省内电力现货市场的出清价格影响很大。同时,我国传统电力系统六大区域,同区域各省交流联络较为紧密,提前确定联络线运行方式,会使传统区域电网运行灵活性下降,特别是交流强联系的某几省之间,一省启动电力现货市场,对强联系的邻省影响很大。如果交流强联系几省合并为同一个区域电力市场,则能一定程度降低外来电对系统运行的影响,并且最大发挥交流联络线的作用,提高电力系统整体的运行灵活性,避免各自为政对邻省电力市场的影响。

从以上三个方面省行政区电力市场和区域电力市场的对比分析来看,我国省行政区电力市场能够运行且优化效率较高的地区,应当位于电网末端、与周边省交流网联系不强、自身不稳定电源比例不高,外来电比例适中的省份,但这样的省份数量非常少,全国范围内看,相邻若干省组成区域电力市场的优化效率较高。具有效率优势的区域电力市场以及开放的省电力市场建设为何会遇到业内所称的省间壁垒呢?其实所谓省间壁垒的存在,有经济、制度、信用和电力定位等客观原因:

首先,价格造成的“省间壁垒”是符合市场规律的。经济发展阶段变化了,在原来电力紧张的时期,受电省愿意忍受外来电力资源价格较高、不承担受电地区电力系统调频调峰的缺点,属于“饿肚子的时候不计较食品有无添加剂”的理想状态。目前,受电地区随着经济结构调整和发展方式的转变,不但电力需求增长速度下降,而且由于直接交易的开展,标杆电价变成了受电地区最贵的电价,相应紧跟受电地区标杆电价的外来电(倒推定价方式),就变得非常鸡肋了。此外,我国尚未建立环保成本计入发电成本的机制,无法量化接受外来清洁能源的环境红利,简单的清洁能源外来电一定能带来环境红利的看法,忽略了受电地区电力用户的用电感受和利益,毕竟电价的增长(或潜在增长)会直接降低受电地区工业的竞争力。所以部分价格又贵又对电力系统运行不友好的外来电,保证历史协议就已经体现了受电地区最大的“契约精神”,自然增长和扩大消纳比例变得不可能了。从这个意义上讲,如果受电地区的用户和电力企业都持保留态度,所谓省间壁垒更应该理解为就是市场主体的意愿。在受电地区化石能源合理计入环境成本后,对于部分落地价格仍然较高的远程输电交易,也无法打破这种符合市场规律的“省间壁垒”。

其次,现有“省间壁垒”有制度上的客观原因。目前,按照法律法规的授权,各省政府基本具有电力系统的运行权、规划权和大部分价格管理权限。省行政区内的电力系统发、输、配、用本身就是由省政府来进行设计规划,电力和电量的平衡也是按照省来平衡,外来电量只能考虑国家计划定向送电部分,基本作为年度电量平衡的边界条件,整个电力系统最终的“买单者”是本省的电力用户,这是个必须“管生又管养”的闭环机制,管理者怎么可能不存在“分灶吃饭”的想法和做法呢?就好比制度性、日常性和连续性的养育他人子女,需要办理收养或过继的法律手续一样。更何况,在过去二十年经济超高速发展的时期,能源输出省在全国普遍用电紧张的时期,都不同程度出现过拒绝执行既有合同的行为,受电省“心有余悸”,难免存了“喂鸡自己得有一把米”的念想。

最后,作为“宏观调控的手段”的本省电力工业需要省间壁垒保护。在部分地区电力仍然被视作是宏观调控手段,紧张的时候支持谁,就给谁用,宽松的时候支持谁,就给谁用的便宜。电力如果作为经济产业政策调控手段的一部分,具有直观、速效和可控的优点,但是这种做法完全抹杀了电力的商品性,属于彻底的计划思维,与电力市场化改革的方向背道而驰。由于外来电会让电力用户增加选择,进而直接影响电力这个宏观调控手段的有效性,管制者不会允许自己的“牧羊鞭变软、胡萝卜长毛”。相应,保护“家生子”的省间壁垒自然应运而生。因此,要想消除电力的省间壁垒,必须要放弃电力作为宏观调控手段的作用。

“区域市场的现实路径”

区域电力市场是我国优化资源配置“最远但是最近”的路,说区域电力市场最远,理由是要改变的东西较多,自然阻碍重重,并且观点在短时间无法达成共识;说区域电力市场最近,是因为区域电力市场最符合我国现实条件,优化资源配置的效果最好。路虽漫漫却始于足下,近期区域电力市场建设可着眼于以下三个方面工作:

一是加快电力现货市场试点。区域电力市场和省电力市场本质上都以电力现货市场为核心,电力现货市场由于是电力系统调度运行机制的变革,在国内除浙江外尚无一定时间的运行经验,电力现货市场建设难度远远大于扩大市场的地理范围。本轮电改市场建设的组织方式从第一阶段来看,采用的是“部委负责指导、地方具体实施”。俗语讲“疑人不用、用人不疑”,既然已经由地方政府牵头在做市场建设,就不要马上停下来重新设计组织方式,一方面短时间内可先搁置区域还是省的争议,对于地方政府观念正确、认识水平统一、推进力度较大的电力现货试点地区给予足够支持和信任。以更宽容的态度,理解支持其电力现货市场建设试点工作,鼓励、允许其在调度管理、机构设置、市场监管等方面大胆突破,摸索出适应中国国情的电力现货市场模式。另外一方面要本着“用人要疑,疑人要用”的原则,加大对电力现货试点地区的情况分析、监管指导,保证试点工作不跑偏、不走样的同时,在省电力市场建设过程中就开始分析省为试点范围存在的现实问题,研究扩大试点范围可能带来的效率提升。待省电力现货市场试点稳定运行,即可考虑以启动的省电力现货市场为中心,向周边交流联络紧密、历史上长期有电力电量交换的省份扩展。同时,考虑到8个电力现货市场建设试点中的受电省份,均有较大比例的外来电,建议初期就考虑外来电参与省电力市场。考虑了外来电平等参与的省现货市场一旦启动,本身就是区域性的电力市场。在其建设过程中摸索行政区外市场主体如何进行交易、调度和结算的经验,都可以为下一步省电力市场辐射周边成为区域电力市场相关工作借鉴。这种过渡路径显然在目前环境下更为自然和顺畅。

二是尽快开展全国电力市场规划工作。随着电力现货市场试点工作的推进和深入,全国电力市场规划工作的条件逐渐具备。电力现货市场试点将会澄清电力市场机制的基本概念、建立电力系统运行的新方式、摸索运营机构设置和正常运转的经验、传递有效的价格信号和运行数据供行业规划使用。在省行政区内电力现货市场试点运转正常的情况下,不应不经全国电力市场规划,立刻一拥而上全部建设电力现货市场或辐射成为区域电力市场。翔实、严谨的仿真分析是全国电力市场规划工作的基础性前置条件,通过量化的分析结果,对比不同模式下市场对电力资源的优化效率,量化不同方案可能带来的红利,通过“共同做蛋糕”打消各地对于电力现货市场和区域电力市场的疑虑。全国电力市场规划必须能够回答各地做不做电力现货市场和做不做区域电力市场的问题。展望未来,对于各地电力运营机制的发展可分为三个方向:其一是围绕经济发达、用电水平高的负荷中心地区规划区域电力市场,指导电力现货试点省份逐步扩大优化范围形成区域电力市场;其二对于一次资源丰富、用电需求不高的资源产地,在理顺当地输电价格(将为电力外送的电网投资完全转移至受电地区回收后),分别考虑特许经营和市场化对本地用电价格的影响,通过对比分析按照价格优先原则,选择特许经营或电力市场作为当地电力系统运营的经济机制;其三对于位于电网末端、(与外界)电气联系松散、经济较为发达的地区,可考虑就以行政管辖区域作为市场范围,不必强行参加附近的区域电力市场。

三是推动“央地分工”等管理体制改革从根本上消除省间壁垒、促进区域电力市场建设。省间壁垒的制度性因素必须消除,必须改变地方政府将电力作为“宏观调控手段”的定位,否则无法从根本上解决省间壁垒阻碍区域电力市场建设的问题。管理权限重新进行“央地分工”是直接解决问题的办法。考虑到发、输、配、售在市场功能上的不同7,有利于区域电力市场建设和电力工业持续发展的电力管理职能分工应当是:电力现货市场建设和监管职能应交由天然跨行政区的主管部委直接统一负责,电源项目(接入输电网)和输电网规划由主管部委统一规划;对于作为地方基础设施的配电网与供水供热等公用行业一样,服从地方规划,配电、售电服务质量监管等工作,应完全交于地方政府。这样就改变了中央部委和地方政府电力管理职能简单的“大和小”、管理权限“高和低”的关系,实现了电力市场不同环节规划和监管的“平铺式”设计,部委直接负责电力批发市场,地方政府直接负责零售市场。既可以消除地方政府制度性的“天然省间壁垒”,又可以推动地方政府放弃将电力作为调控产业发展的手段。

从我国改革开放四十年的历史来看,任何经济体制改革都是不容易的。从世界范围区域电力市场建设的历史来看,观点分歧与磕磕绊绊普遍存在。但是无论我国的改革开放,还是国外的区域电力市场建设,都已经证明而且还将继续证明,符合事物客观发展规律的方向就是正确的方向,不以人的意志为转移。社会主义新时代的号角已经吹响,成功来自奋斗,正确的方向,配合勤奋的汗水,相信随着电力体制改革的深化,区域电力市场一定会为我国电力工业的转型和可持续发展发挥巨大的促进作用。
 
关键词: 电力市场

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