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电力市场建设还有哪些问题待解

作者:数字储能网新闻中心 来源:第一财经 发布时间:2024-07-08 浏览:

数字储能网讯:近日,山东电力现货市场在连续运行30个月,历经电煤高价、供需波动、极端天气等多重考验后,转入正式运营,成为继广东和山西之后全国第三个转正的电力现货试点市场,也是国家电网经营区内首个在受端省份正式运行的现货市场。

  业内人士认为,电力现货市场建设是电力体制改革(简称“电改”)的关键环节,本质上还原了电力的商品属性,发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

  但也有声音指出,现货市场转正后,随着新能源加速入市,发电侧电力现货价格波动性将加剧,负电价或更频繁出现,而这将拖累新能源收益率下降,进一步影响企业投资可再生能源的意愿,尤其在现货价格波动性更大的光伏领域。

  电力市场建设进一步

  电力行业广为流传的一句话是,“无现货,不市场”。长江证券分析师宗建树指出,电力现货市场建设的目标是,形成时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号,发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。

  近年来,随着构建新型电力系统加速推进,国内能源电力发展格局和环境发生较大变化。以山东省为例,截至2023年底,山东新能源装机达9122万千瓦(含新型储能),其中光伏装机5693万千瓦,规模全国第一。是年,该省新能源年发电量超过1349亿千瓦时(含新型储能),成为全国首个年度风光发电量破千亿千瓦时的省级电网。

  不过,多名业内人士表示,受新能源“大装机小电量”、煤电发展受限等因素影响,国内电力供需呈现阶段性趋紧态势,一定程度影响了电力安全可靠供应;另外,随着新能源逐步成为主力电源,传统电力中长期市场中,大部分以年度一口价交易的形式,往往无法准确反映储能、火电等电力市场各经营主体为电力系统提供的电能量等价值,也可能与真实供需情况不匹配,从而难以平衡多元经营主体利益,不利于保障新型电力系统安全稳定运行。

  “山东电力现货市场通过选定适宜市场模式、制定分时电价传导机制等做法,实现了市场环境下电力安全保供。”山东省发改委如是表示。

  山东电力现货市场起源于2018年,分别在2019年6月、9月和2021年12月启动了模拟试运行、结算试运行、连续试运行的3个运行阶段。在现货市场试点建设过程中,山东创下了多个全国第一:首个建立煤电机组容量补偿电价,首个支持独立储能参与电力现货市场,首个创新核电保留优先发电量、以全电量报价方式参与市场交易。

  国网山东电力调控中心现货市场处处长马强介绍,2023年迎峰度夏期间,山东电力现货市场通过高峰高价,激励煤电机组发电能力提升270万千瓦;通过分时电价机制引导市场化用户晚高峰移峰200万千瓦。同时,积极推动集中式新能源企业入市,截至2023年底,山东564家集中式新能源场站中,有44家风电场站选择全电量入市,通过电力市场交易实现新能源发电价值。

  “电力现货市场具有发现价格、促进新能源消纳等作用。”据德邦证券研报,山西电力现货市场亦通过每15分钟一次的竞争电价形式,引导用户调整用电行为。2023年以来,山西可控负荷聚合商参与电网填谷响应52次,响应电量2171.23万千瓦时;参与电网削峰响应6次,响应下调电量26.32万千瓦时;引导火电下调峰能力日均增加89万千瓦,增加新能源消纳电量1.8亿千瓦时。

  上述两省是全国首批八个电力现货市场建设试点之一。长江证券介绍,2015年新一轮电改9号文曾提出,“逐步建立以中长期交易规避风险,以现货市场发现价格,交易品种齐全、功能完善的电力市场”。2017年,国家发改委等部门选定南方地区(以广东起步)、山东省、山西省等八地作为电力现货首批试点市场;2023年9月,《电力现货市场基本规则(试行)》通过规范电力现货市场的建设运营,构建“能涨能降”的市场价格机制,并将储能、虚拟电厂等新型主体纳入市场交易准入范围;2023年10月,《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》发布,明确了各省电力现货市场运行时间,进一步扩大经营主体范围。

  国联证券指出,我国现货市场已基本做到“省份全覆盖”。另据长江证券研报,从实践进展看,山西、广东、山东三省电力现货市场转正,意味着全国电力市场建设再进一步,预计今年其他试点省份有望加速推进。

 新能源投资收益率下滑风险加剧

  “负电价和峰值电价齐飞。”关于电力现货市场未来将面临的挑战,伦交所集团首席电力和碳分析师秦炎向第一财经记者如是描述。

  负电价指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值。意味着,发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用。

  在过去两年多的结算试运行中,负电价可谓山东电力现货市场的“常客”。2019年12月11日,山东电力现货日前市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格,是国内首次出现负电价;2023年“五一”期间,由于风光发电量大增,电力供应远超用电负荷,该地再次出现连续两天的负电价现象。

  “国外这种情况很频繁,也持续了很久。”秦炎介绍,近年来可再生能源在欧洲迅速发展,逐步超过化石能源占比。2020年,由于疫情压低电力需求,在风力和光伏出力高峰期,欧洲多国的电力现货市场频繁出现负电价。但自当年9月以来,英国和西欧电力市场又因风力发电骤降,短暂电价飙升,德国日内电力市场甚至爆出4000欧元/兆瓦时的天价,英国国家电网则三次发布缺电警告,计划启动紧急备用电源。“这都反映了可再生能源的波动性和间歇性影响,所以欧洲下一轮电力市场改革也会聚焦这一问题,毕竟负电价会影响企业投资可再生能源。”

  一位电力市场从业者告诉第一财经记者,“投资新能源比较有经验的大型能源集团、能源央企,现在很多都在下调它们新能源投资的收益率预期。”

  不过,在兆瓦云创始人兼CEO刘沅昆看来,新能源投资收益率下降,属于正常的价值回归,整体看,新能源“是好的资产,只是调整到应有的正常状态,难以重现之前的超额收益”。他还预测道,由于出力时间不同,光伏发电受现货市场影响将最大,而风电次之,收益将比光伏略高;另外,现货市场也将影响核电、火电的收益率,但这些调节性资源可以通过电力现货市场补偿机制,赚取更多辅助服务收益。

  刘沅昆认为,新能源快速发展的背后,是整个电力系统为之“负重前行”。长期以来,新能源在传统电力系统中,由于波动性和不稳定性,给电网运行带来了包括电压、惯量、频率等一系列问题,却在较多时间享受来自电网的消纳保障。“可以说,新能源在一个历史时期是受‘照顾’的。从市场制定的角色看,应该要兼顾‘权责利’对等,体现公平公正。在成熟的电力市场中,现货、实时价格是必由要素。”

  针对新能源进入现货市场可能要吃的“亏”,多名业内人士建议,可以通过技术手段赋予光伏合理的报价策略,对抗现货市场风险。

  将光伏电站与储能结合,对抗新能源入市风险,是业内较为统一的观点。“在部分政策合适的省份,通过虚拟电厂等技术,将光伏电站和储能协同做好优化调度,发挥储能调节性作用,可以以此保障光伏在现货市场的收益。”刘沅昆介绍,当前储能成本下降明显,全设备成本从此前的一块多每瓦降到了六七毛的最新招标价,“可以说,储能的机会来了。”

  此外,国内电力现货市场还面临的尴尬问题是:多数地区只允许全年电量的10%通过现货交易实现,其余大部分则由中长期合同交易锁定,因此现货价格、分时电价无法反映全部电价和电量;另据国际能源署(IEA)介绍,出于对电价波动的担忧,中国对现有试点地区的电力现货价格设定了上下限,将价格区间限制在远低于全球现货市场的区间范围,由此阻碍了有效价格信号的传导。

  秦炎告诉第一财经记者,“电力市场顶层设计,是中美欧都在面临的问题。”刘沅昆进一步指出,中国电力改革以安全稳定为前提,通过较高比例中长期交易起到压盘作用;与此同时,新能源场站等市场主体还可以通过10%左右的现货市场实现套利。“欧美电力市场还经常‘打补丁’,根据能源结构、内外部条件的变化加入一些新的交易品种。中国电力市场也可以参考,不断推进电力市场的演进与发展。”


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关键字:电力市场

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