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电力人才
电力市场改革需要过渡性设计
2019-06-12 22:04:38 来源:https://www.whirlpad.com 作者:白银电力
电力人才:“公约”发表以来9文件“2015年,随着各省交易中心的建立,输配电价格的核查,以及中长期协议权的增加,电力市场改革已进入中期,并建立现货市场已成为当前改革的重中之重。

 虽然世界上有一些现有的市场机制和理论可以作为参考,但各省面临的供电和调度问题并不相同。有必要在一年左右的时间内设计并实施市场规则的如此大的变化。方是一个很大的挑战。在2017年8月由国家确认的第一批电力现货市场的首批试点区域,试运营将于2019年初开始。2018年12月27日,甘肃和山西现货市场的试运行电力开始了。此外,2018年8月启动的广东省已达到三个试点地区开始试运行的预期目标。

 设计完整的电力市场体系并非易事,中国的电力市场改革面临着更大的挑战,如何从现有的“计划配送”模式向市场化机制转变。市场模式本身所需的思维方式的转变以及改革结果的不确定性使所有利益相关者更加尴尬。

 因此,发展市场化的转型路径,培养市场参与者,帮助他们逐步转变同样重要。然而,值得注意的是,虽然过渡计划可以通过短期控制变量给予参与者足够的时间进行适应,但有必要在每个阶段设计一个机制,激励参与者“改变和学习”以确保下一阶段可以按计划实施,而不是过度保护和强调参与者的“不变”空间,并且在某些情况下,市场规则似乎已经改变,市场行为已经停滞。

 过渡路径的发展需要服务于最终实现的理想市场模式。我们认为,在现阶段,中国的省级电力系统是基于全电池边际成本调度,现货市场的市场结构加上中长期金融协议更加以实施为导向,能够有效实现目标优化资源配置,释放社会红利。

 虽然由权力下放的实物交易合约主导的净电力银行市场在交易和流量充足时可以实现相同的优化结果,但考虑到这种模式涉及更多的人际关系和更复杂的流程,它需要更复杂的市场规则和管理系统,以避免市场操纵和确保系统优化。在改革的早期阶段,这对于市场来说相对难以实施。

 在早期,加利福尼亚州和澳大利亚的电力市场也采用了具有物理曲线的合同。然而,由于净电力库参与者寻求他们自己的最优和整体系统优化之间的偏差,许多人已经创造了阻碍和提升。电价现象,然后都转为集中移动电源模式。因此,过渡路径的设计应更倾向于整个移动电源的模式,并分为以下三个阶段,分步实施。

 第1阶段:实施以市场为导向的计划,并辅以收入保障协议

 此阶段的实施侧重于实施投标和边际成本报价,以优化调度并降低系统成本。同时,还通过收入保障协议对其进行补充,以控制市场调度对各利益相关方的财务影响,并确保基本维持发电公司的收入。不变。

 在这个阶段,应要求所有发电厂都进行严格的边际成本报价。监管部门提供相应的规范性指导,包括公布报价项目,计算方法和参考范围,以帮助企业进行标准化计算和报价。边际成本报价的计算方法和规范在其他电力市场(如PJM)中很常见且相对成熟,可以作为在中国制定此类标准的重要依据。在这个阶段,应该降低报价的频率,以避免放大报价对电厂的不利影响,并降低电厂操纵价格的动力。

 其次,应根据在线拍卖结果安排所有电力,并通过资源优化降低系统成本。在这种机制下,发电机组的报价越低,系统优先调用它的可能性越大。但如果报价低于其边际成本,即使被称为,也会造成电力损失。因此,发电厂将尽可能地引用真实的边际成本,以确保在不损失的情况下最大程度地发送。

 对于原政府优先保护和计划用电,可以考虑成为根据原电价和价格与电网签订的金融电力购买协议(以下简称“收入保护协议”):现有媒体和长期协议也成为财务协议。
 
 此时,所有电力均由财务协议涵盖。合同不仅是保证价格的差价合约,也是电力的总收入保证合同。在此阶段,电网负责合同曲线的分配。如果发电厂的实际市场调度功率低于约定的功率,相当于市场价格在某些时间低于发电厂的发电成本,系统将自动选择购买低价来自市场的电力履行合同义务。相反,如果发电厂的实际市场调度功率超过商定的功率,则意味着由于较低的边际成本和明显的价格优势,工厂更加安排。多余的电力部分以市场价格结算,并成为电厂的额外效益。

 一般而言,高成本发电厂选择节省发电成本并直接用它们从市场购买电力;而低成本发电厂获得这部分收入,为高成本发电厂发电,赚取利润,而系统的总国际收支不变。结算机制广泛用于加拿大安大略省的电力市场,以解决直接购买协议。根据这一规则,无论电厂是否由于系统调度而或多或少地被派遣,都是收益最大化的优化结果,这降低了引用欺诈和盲目争取发电时间的风险。

 收入保证合同在市场调度与计划调度之间建立“缓冲区”,暂时控制发电侧市场调度带来的变化,观察系统成本和市场价格的变化,企业也可以在线参与投标。模式。了解市场环境中自身成本的竞争力和预期收益水平。在第二阶段,在市场价格逐渐稳定并且系统成本降低之后,股息将进一步释放给用户方。

 逐步取消保护协议并扩大市场开放范围

进入第二阶段后,各方都适应了以市场为导向的调度并积累了一定的市场经验,他们应该逐步减少政府支持的电量,扩大与用户的直接交易范围,并鼓励销售方直接参与批发市场。向用户方释放市场红利。

 在这个阶段,大型用户和电力销售公司应该被释放参与直接购电市场,并且不会设置功率上限。与目前的中长期协议不同,发电厂自身的保证功率会相应减去。在此阶段,发电厂通过签署新的用户直接购买协议获得额外的电力,并且相应的减少的电力将由所有发电公司共享。这样,发电企业越早签订用户直接购买协议,就越能抓住优势,锁定更多的合同权力,增加发电企业参与市场的力量,逐步增加以市场为基础的手段在稳定价格方面的作用。

 在开放电力销售市场的过程中,还需要考虑设立电力供应商,以确保短期内无法负担市场价格的用户的利益。考虑原始电网公司的责任,但它应该是充分和合理的。化妆。最后,随着用户协议的不断增加以及电力公司逐渐获得独立参与市场的能力,所有收入保护协议都可以在适当的时候完全取消。该电网可以作为普通电力销售商,以双方协商的价格与电厂签订普通的中长期协议,并通过其电网服务业务进行削减。

 作为德克萨斯ERCOT等许多电力市场的一般做法,随着双边协议比例的增加,协议应开始要求协议签署方提交曲线,向市场参与者分担系统平衡责任,并改善其负荷管理能力。鼓励商业模式创新,培养用户未来参与批发市场的能力。

 引入有竞争力的报价并将现货市场发布到电力销售方面

 市场框架基本建立后,交易主体趋于成熟,监管职能不断完善,应进一步消除改革初期降低风险的行政控制措施,采取市场化措施规范制度,提高竞争力。

 由于中国相对简单的发电结构,如果连续采用基于边际成本的报价,可能会发生市场最终清算价格大部分时间非常接近发电厂的边际成本,这将是使发电厂难以恢复必须投资于长期运营的其他投入。成本。因此,在取消收入保障协议的基础上,边际成本报价应在此阶段转换为竞争性报价。通过这种方式,大多数时候,发电公司仍然会以竞争的边际成本定价,并且他们会选择提高报价以在高峰时段形成峰值电价。这些高峰电价期可以帮助企业收回成本,确保关键发电厂的盈利能力和系统安全,并避免高峰需求时的供应短缺。

 在竞争性报价的基础上,电力市场的平均价格和发电资源的全部成本(边际成本和非边际成本)正在逐渐接近,电力销售方进入现货市场的时机倾向于成熟。该系统应将现货市场释放到卖方,并且随着卖方的先前直销选择,该系统正式形成双向现货市场加上长期虚拟协议市场结构。此时,发电企业将根据市场价格选择进入或退出市场,从而实现市场供需的动态平衡。

 在完成上述三个阶段的过渡后,系统基本建立了“移动电源模型”的市场框架。该框架从根本上改变了系统的运作方式,并不断激励和迫使市场参与者学习和改变,同时提供经济回报的缓冲,以确保快速,顺利地进行改革。

 值得注意的是,建立额外市场(如能力市场)的主要目的是弥补电力市场缺乏补偿。这需要基于电力市场基本稳定,价格和供需平衡的事实(国际经验表明这通常需要两年左右),谨防混淆由此引起的问题。不稳定的电力市场与电力市场本身的缺陷。过渡期间过早加速进展或引入其他市场可能导致不可预测的市场扭曲并难以实现预期目标。

 从目前已公布的一些现场试点计划来看,我们很高兴看到许多省份充分意识到过渡路径的重要性,特别是在过去,政府发电计划的处理,组合中长期合同和现货以及价格形成。在结算和市场参与等问题上探索了许多创新转型,而不是简单地复制外国成熟模式。

 虽然本文中提到的文章只是一个过渡性的想法,但希望一些设计和原则可以为每个省的下一阶段市场设计提供参考。

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责任编辑:教务王老师
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