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目前電力現(xiàn)貨市場的規(guī)則依然存在一些問題，不利于儲能和其他靈活調(diào)節(jié)資源的參與，這些問題可通過更細(xì)致、更合理的規(guī)則設(shè)計解決。只有繼續(xù)放開競爭性環(huán)節(jié)的價格，才能真正實現(xiàn)現(xiàn)貨市場價格發(fā)現(xiàn)的作用。

《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（下稱“電改9號文”）印發(fā)后，“電改”在我國就成為了熱門話題。 后來，浙江省以4000萬元人民幣全球招標(biāo)電力市場設(shè)計與規(guī)則編制咨詢服務(wù)，更是吸引了眾人目光。浙江省電力市場建設(shè)目標(biāo)是以電力現(xiàn)貨市場為主體、電力金融市場為補(bǔ)充的省級電力市場體系，初期市場擬采用全電力庫模式?？梢哉f，國家對于電力改革的核心期待，就是以電力現(xiàn)貨作為市場交易的核心。在“電改9號文”的配套文件《關(guān)于推進(jìn)電力市場建設(shè)的實施意見》中，也明確了需要建立充分競爭的電力現(xiàn)貨市場。一時間，電力現(xiàn)貨市場成為行業(yè)“熱詞”，甚至有“非現(xiàn)貨不市場”的說法。


對于像電力儲能這樣的靈活性調(diào)節(jié)資源，電力現(xiàn)貨市場以及與之相配套的輔助服務(wù)市場也是其實現(xiàn)價值的核心途徑。那么，究竟什么是電力現(xiàn)貨市場，它為何如此受期待？對于儲能、需求側(cè)響應(yīng)等諸多靈活性調(diào)節(jié)資源，在電力現(xiàn)貨市場中又會遇到哪些機(jī)遇和挑戰(zhàn)？

現(xiàn)貨市場更能發(fā)現(xiàn)電力價格信號

與普通商品相比，電力商品具有顯著不同的特性，主要表現(xiàn)在三個方面：一是電能以接近光速傳送，并且不能大規(guī)模經(jīng)濟(jì)地存儲，發(fā)、輸、配、用瞬時同步完成，因此電力現(xiàn)貨交易必須時刻保持供需平衡。二是電能輸送不能超過電網(wǎng)最大送電能力，否則會導(dǎo)致設(shè)備損壞、電網(wǎng)失去穩(wěn)定甚至崩潰，因此電力現(xiàn)貨交割必須時刻滿足電網(wǎng)安全約束。三是電能一經(jīng)上網(wǎng)輸送，量和路徑由物理規(guī)律決定，而不由合同決定，并不能“一對一”的實現(xiàn)總量匹配。

以上三個特性決定了電力現(xiàn)貨市場設(shè)計與普通商品現(xiàn)貨市場有顯著差異。

“現(xiàn)貨市場”其實來自于美國的“spot market”概念，其理論基礎(chǔ)是麻省理工Schweppe教授等人提出的“實時電價”(spot pricing)理論，也就是根據(jù)某一小時內(nèi)的實時電力供需情況決定的電能價格。

一般來說，廣義的電力現(xiàn)貨市場包含以下三個時間尺度：一是日前市場，即現(xiàn)貨市場中的主要交易平臺，以一天作為時間提前量實施，形成與系統(tǒng)運(yùn)行情況相適應(yīng)的、可執(zhí)行的交易計劃。二是日內(nèi)市場，即為市場主體提供在日前市場關(guān)閉后對其發(fā)用電計劃進(jìn)行微調(diào)的交易平臺，以應(yīng)對日內(nèi)的各種預(yù)測偏差及非計劃狀況。三是實時市場，即在小時前組織實施，接近系統(tǒng)的實時運(yùn)行情況，真實反映系統(tǒng)超短資源稀缺程度與阻塞程度，并形成與系統(tǒng)實際運(yùn)行切合度高的發(fā)用電計劃。

在傳統(tǒng)的發(fā)輸配垂直一體化體系中，電價是由行政定價決定的；而在現(xiàn)貨電力市場中，發(fā)電機(jī)組則按照機(jī)組不同出力段的邊際成本報價。所謂邊際成本就是在滿足不同設(shè)備和資源運(yùn)行特性和約束條件的情況下，在某一節(jié)點增加單位負(fù)荷需求時的成本增量，即代表在某時間、某地點消費“多一度電”所需要增加的成本。根據(jù)描述，我們可以看出節(jié)點電價能夠反映電能在不同時刻、不同地理位置的價值，體現(xiàn)電力生產(chǎn)和電網(wǎng)傳輸?shù)南∪背潭?。相比于計劃屬性較強(qiáng)的大用戶直接交易和中長期交易，現(xiàn)貨市場能充分反映不同時段、不同地點的邊際發(fā)電成本和電力供需，從而更好地發(fā)現(xiàn)電力價格信號。

需盡快確立輔助服務(wù)市場規(guī)則

2017年，國家發(fā)改委選擇了廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區(qū)作為第一批現(xiàn)貨電力市場試點區(qū)域。

其中，廣東的試點工作一直走在全國前列。尤其是在2019年5月和6月，廣東進(jìn)行了國內(nèi)首次電力現(xiàn)貨市場試運(yùn)行，這次結(jié)算的結(jié)果在很大程度上反映了現(xiàn)階段廣東電力現(xiàn)貨市場設(shè)計的一些特點，試運(yùn)行中出現(xiàn)了一些讓人出乎意料的結(jié)果，和人們想象中現(xiàn)貨市場“應(yīng)該有”的效果截然不同。雖然試運(yùn)行并不盡如人意，但其經(jīng)驗依然值得很好地總結(jié)。尤其是峰谷電價差在現(xiàn)貨市場條件下的變化，作為儲能最根本、最核心的盈利模式，值得業(yè)界人士關(guān)注和思考。

從峰谷電價到現(xiàn)貨市場價格，電價體系發(fā)生實質(zhì)性改變。

在電力現(xiàn)貨市場實施之前，全國的工商業(yè)用戶施行的是峰谷分時目錄電價，發(fā)電側(cè)也有相應(yīng)的上網(wǎng)電價，均由各地物價局進(jìn)行統(tǒng)一定價。從2016年開始，廣東開啟了售電側(cè)的改革，引入了中長期交易概念，也就是電廠與終端用戶可以簽署雙邊購電合同，定價方式采取“價差模式”，也就是發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)購電電價均是在之前上網(wǎng)電價和分時目錄電價的基礎(chǔ)上加上協(xié)商的價差，分時價格的體系實際上并未發(fā)生變化。而現(xiàn)貨市場電能價格基于節(jié)點電價和線路阻塞，會給電價體系帶來實質(zhì)性改變。

現(xiàn)貨市場的峰谷價差暫低于目錄電價的峰谷差。

在2019年5月中的兩天，以及6月中的四天，廣東電力現(xiàn)貨市場進(jìn)行了交易試運(yùn)行的結(jié)算，其中的一些數(shù)據(jù)結(jié)果很值得分析。

從運(yùn)行的數(shù)據(jù)來看，最明顯的變化來自于現(xiàn)貨市場的峰谷電價差，相比原目錄電價的702元/MWh，現(xiàn)貨市場試運(yùn)行的價格高峰與低谷價差僅為253元/MWh，較原目錄峰谷電價差降低了約63%。

為什么現(xiàn)貨市場試運(yùn)行時期峰谷電價差比之前目錄電價峰谷差反而更小呢？主要有以下幾點原因：

一是廣東的電力供應(yīng)本就處于供大于需的狀況，現(xiàn)貨市場試運(yùn)行又只是開放部分市場，所以造成電價較低，尤其是峰值價格變低。二是用戶側(cè)采用全網(wǎng)加權(quán)平均的節(jié)點電價計算方式，發(fā)電側(cè)節(jié)點電價傳導(dǎo)至用戶側(cè)后，所有負(fù)荷的最終結(jié)算電價是統(tǒng)一的加權(quán)平均電價，相當(dāng)于對發(fā)電側(cè)的競爭結(jié)果進(jìn)行了平滑，使得價格波動被平抑，導(dǎo)致峰值電價不高。三是規(guī)則中設(shè)立的發(fā)電側(cè)報價上限、市場出清上限偏低（市場申報上限為0.665元/KWh，下限為0元/KWh，市場出清上限為0.8元/KWh，下限為0.07元/KWh）。

除了以上三個原因，現(xiàn)貨市場規(guī)則下的中長期交易價格和輸配電價均未考慮峰谷特性，也是一個原因。在目錄電價時代，峰谷平電價中的能量價格和輸配電價，其實相當(dāng)于都按照峰谷比例進(jìn)行了折算，包含了時間特性。但在目前的現(xiàn)貨市場模式下，輸配電價只是一個固定價格，只在不同區(qū)域有所差別，并沒有考慮時間上價值的差異性。

現(xiàn)貨市場的價格差反而沒有目錄電價的峰谷差高了，這個結(jié)果是有一些顛覆性的，當(dāng)然，以上僅僅是基于試運(yùn)行日的數(shù)據(jù)，樣本有限，也沒有考慮補(bǔ)貼等“市場外”因素的影響。并不能就把這次的結(jié)果看成長期的結(jié)論。隨著現(xiàn)貨市場的逐步放開，今后市場規(guī)則還有改進(jìn)和調(diào)整的空間。但中長期交易和現(xiàn)貨市場是相互影響的關(guān)系，目前的日前和日內(nèi)現(xiàn)貨對今后的中長期交易電價有一定的指導(dǎo)意義，應(yīng)該重視這樣的信號和其背后的原因。

某些負(fù)荷調(diào)整彈性高的用戶，參與電能量市場所獲紅利會縮小。

如果現(xiàn)貨市場下的峰谷價差反而小于目錄電價時代的價差，那么，對于那些負(fù)荷變化彈性比較強(qiáng)，可以進(jìn)行峰谷負(fù)荷調(diào)節(jié)（例如夜間生產(chǎn)）的用戶來說，在電能量市場中所獲得的價格紅利反而不如那些無法進(jìn)行負(fù)荷調(diào)節(jié)的用戶，這一點是不合理的。

對于儲能或者其他的靈活性調(diào)節(jié)資源，如果電能量市場上獲得的紅利縮小，理論上還可以通過參與輔助服務(wù)來獲取收益，所以還需要盡快確立與現(xiàn)貨市場相配套的輔助服務(wù)市場規(guī)則，同時，規(guī)模較小的用戶側(cè)儲能參與輔助服務(wù)還需要聚合商以及虛擬電廠等概念和技術(shù)的成熟，在目前來看還比較難以預(yù)測。

儲能發(fā)展離不開完善的市場環(huán)境

按照廣東試運(yùn)行的現(xiàn)貨市場價格，用戶側(cè)儲能業(yè)務(wù)會受到極大影響。在目錄電價時期，如果電儲能每充放一度電可獲得的價差能大于0.7元（全國工商業(yè)目錄電價差較大的地區(qū)），基本可以說是具有經(jīng)濟(jì)回報的，但投資方還需要和用戶對這個收益進(jìn)行分成。如果最大價差縮小，有可能使儲能項目徹底失去收益可能性，使得資本失去投資靈活性調(diào)節(jié)資源的意愿。

顯然，僅僅名義上的“電力現(xiàn)貨市場”運(yùn)行并非就可以讓儲能，包括其他所有的靈活性調(diào)節(jié)資源高枕無憂。任何設(shè)計細(xì)節(jié)上的問題都會使市場中的主體損失巨大。各種資源的優(yōu)化配置，在電力系統(tǒng)最優(yōu)化運(yùn)行的條件下獲取合理的市場收益還需要更合理、細(xì)致的頂層設(shè)計。

在具體措施層面，目前可以考慮引入尖峰時刻的高價機(jī)組（包含儲能系統(tǒng)）補(bǔ)貼，由所有尖峰用電用戶分?jǐn)?，可以借鑒加拿大部分地區(qū)的Global Adjustment規(guī)則，即用戶在電網(wǎng)高峰時段進(jìn)行用電消費需要付出更高的額外代價，并且在輸配電價和中長期價格中同樣引入峰谷時段的相關(guān)系數(shù)，理論上可以有效地放大峰谷差，只有峰谷差價越大，才越有利于鼓勵靈活性資源參與電力系統(tǒng)的優(yōu)化運(yùn)行。從更廣義的層面講，任何電力市場規(guī)則設(shè)計都應(yīng)該本著電力系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行，并且所有調(diào)節(jié)資源都能公平競爭、充分發(fā)揮作用的角度去考慮。

在現(xiàn)貨市場初期，考慮到售電公司和批發(fā)用戶更容易參與市場，在用戶側(cè)采取全省統(tǒng)一節(jié)點電價的方式是可取的，但長遠(yuǎn)來看，用戶側(cè)的結(jié)算電價應(yīng)逐漸由全省統(tǒng)一節(jié)點電價過渡到同一地市統(tǒng)一節(jié)點電價，最終過渡到物理層面不同的電力網(wǎng)絡(luò)節(jié)點不同節(jié)點電價。因為采取節(jié)點電價的真正目的和意義是產(chǎn)生價格信號引導(dǎo)作用。

總體而言，現(xiàn)貨市場試運(yùn)行的結(jié)果表明，目前的規(guī)則依然有一些問題，不利于儲能和其他靈活調(diào)節(jié)資源的市場參與，而這些問題其實是有可能通過更細(xì)致、更合理的規(guī)則設(shè)計來解決的。只有繼續(xù)放開競爭性環(huán)節(jié)的價格，才能真正實現(xiàn)現(xiàn)貨市場價格發(fā)現(xiàn)的作用。

儲能的發(fā)展離不開市場大環(huán)境的持續(xù)完善。在具體的實操層面，如何統(tǒng)籌考慮市場對源網(wǎng)-荷端的影響；如何體現(xiàn)市場公平競爭，進(jìn)而最終達(dá)到保障儲能收益；是否需要采取一些“市場外手段”（例如補(bǔ)貼）來緩解價格體系變動帶來的影響，并保證某些對電力系統(tǒng)運(yùn)行有益的主體權(quán)益；輸配電價如何與電力市場交易進(jìn)一步匹配等等，都是需要仔細(xì)考慮的問題。


原標(biāo)題： 儲能有效參與電力現(xiàn)貨市場需更合理的政策支持