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  西北地區屬于典型的小內需和大送端。從西北五省(區)內用電力需求來看,用電量和電力負荷較我國電力負荷中心的“三華”地區均存在較大差距。2019年,西北電網最大統調用電負荷9309萬千瓦,而華東電網最大負荷29791萬千瓦,華北電網最大負荷24344萬千瓦,華中電網最大負荷則為15556萬千瓦。2019年,西北全社會用電量7639億千瓦時,僅佔全國的10.57%。西北五省(區)電力公司售電量4724億千瓦時,僅佔國網經營區域的10.60%。西北區域內省間交易272億千瓦時,僅佔五省(區)售電市場規模的5.75%。西北五省(區)主要通過直流輸電系統實現跨區域外送,截至2019年底,已投運9條直流設計輸送容量5471萬千瓦,2019年直流最大輸送電力3268萬千瓦。2020年,特高壓青豫直流也已經投運,直流輸送容量達到6271萬千瓦,西北電網成為我國第一大送端和電力資源輸出地區。

  西北地區具有典型的“三高”電力市場特征。

  清潔能源高佔比方面,2019年底,西北電網清潔能源裝機佔總裝機的47.63%,其中,新能源裝機佔總裝機的35.67%。2019年,西北全網新能源最大出力4535.8萬千瓦,佔總發電出力9309萬千瓦的48.72%,佔當日全網最大用電負荷的52.61%。2019年,新能源日最大發電量7.31億千瓦時,佔當日用電量的37.88%。高載能用戶高佔比方面,西北地區全社會用電的78.63%為工業用電,51.22%為四大高耗能。高耗能具有低電價承受能力和用電負荷平穩的特點,也具有較好的需求響應能力和源網荷互動條件。市場高集中度方面,以省域為一個市場範圍,發電側、用電側均存在比較嚴重的市場集中度。發電側方面,西北地區煤電資源整合已經取得實質性進展,發電集團市場集中度顯著提升。用電側方面,售電量排名前20位的用戶佔全省售電量的比重也很大,甘肅前20位用電大戶的佔比為34.86%,青海為62.45%,寧夏則為35.69%。

  西北地區電力系統“兩個失衡”問題日益突出。

  首先是西北電力系統發用比(供需比)嚴重失衡,發電裝機容量,或者等效裝機容量遠大于用電負荷。在以省域做為平衡單元或者市場範圍的情境下,發用比失衡的情況更為突出。在系統運行環中,新能源隨機性波動性所引致的高流動性、充裕性與稀缺性並存的市場特性也更加明顯。其次是系統調節容量供需嚴重失衡,由于新能源高比例,對于電力系統的靈活性,以及靈活調節容量的需求大大增加。目前,西北地區系統調節需求遠大于調峰能力,在冬季供熱期,由于供熱機組調節能力大幅下降,系統調節容量供需失衡更加突出。

  在省間市場、省內市場的市場結構下,西北區域省間交易以省與省間互濟為主,主要功能一是支撐跨區直流穩定可靠輸送,確保直流交易計劃剛性執行,二是實現省與省之間市場空間充分共享和非能量類資源有序流動,為高比例新能源提供充足的調節空間。在目前省間市場未向電力用戶充分開放的市場環境下,區域內省間交易以“網對網”和市場化交易為主,以新能源與火電之間合同轉讓為主要特征,呈現出短期化、多日化和連續開市的市場建設要求。當前,西北區域內省間市場具有以下特點。

  區域內省間市場規模總體偏小。從區域內省間交易規模來看,2019年,由于缺乏區域內跨省的優先發電計劃,西北電網區域內省間送電交易規模272億千瓦時,高于華中區域(212億千瓦時)、西南區域(211億千瓦時),低于華北(1840億千瓦時)、華東(1493億千瓦時)和東北區域(791億千瓦時)。另外,由于目前省間交易電量清算周期較長(月度),考慮到市場成熟度和市場主體接受程度,清算周期內還存在一定規模的互抵電量。這部分市場空間是省與省之間調節資源共享所產生的。隨著省間清算周期的縮短,省間交易將大幅增長,並將影響五省(區)發用電計劃平衡體系。

  分省功率平衡和電力平衡能力總體較弱。從傳統的電量平衡的角度來看,五省(區)可發電量均能保證自我平衡和承擔相應的外送任務。但是,隨著電源結構、調峰結構、系統特征和運行特性的變化,五省(區)新能源西北地區電力系統“兩個失衡”問題日益高佔比、直流大送端的系統特征、省域功率平衡和電力平衡能力持續走弱的市場特征日益趨同。在短期、超短期電力平衡和功率平衡環節,五省(區)之間相互依賴性增加。為了提升新能利用率和支撐直流計劃的物理執行,客觀上要求發揮交流大電網互聯互通的優勢,實現全網電力資源(能量、備用、火電開停機)統一優化,市場空間充分共享,調節資源高效利用。

  西北地區省間市場建設的實踐和成效

  新一輪電力市場化改革深入推進以來,在經濟社會發展水平較為滯後的西北地區,通過加快完善電力市場機制,已初步形成在空間範圍上覆蓋省間、省內,在時間周期上覆蓋多年、年度、月度、月內的中長期交易及日前、日內現貨交易,在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、合同、可再生能源消納權重等交易品種的全市場體系結構。

  一是交易品種全面覆蓋。實現省間中長期外送交易(省級電網公司為購電主體)、省間電力直接交易(以電力用戶為購電主體,含售電公司代理)、發電合同轉讓交易(含政府授權合同的發電權交易,市場化發電合約,自備電廠發電計劃),以及富余可再生能源跨區現貨、區域內跨省調峰輔助服務市場、電量庫(主控區置換等)等全面覆蓋。

  二是市場成員全覆蓋。火電、風電、CG賽車開獎直播網、水電等售電主體,以及電力用戶(含售電公司代理)、省級電網公司、抽蓄電站等購電主體全面參與,實現市場成員全覆蓋。各省內電力市場開放度和活躍度顯著提升。符合準入條件的電力用戶、發電企業等市場主體逐步被賦予了購(售)電選擇權,市場主體的活力逐步釋放。

  三是交易周期全覆蓋。從多年交易、年度交易、月度交易(含年度以內多月交易)、月內短期交易(含月內多日,D-4),交易周期逐步縮短。在新版《電力中長期交易基本規則》中,按照交易標的物執行周期(交割周期)不同,月內(多日)電量交易,即以月內剩余天數的電量,或者特定天數的電量作為交易標的物開展的電能量交易。西北區域內省間市場連續開市、滾動安排,有利于實現常規電源與新能源發電計劃在更大範圍、更短周期的市場化調整。

  目前,西北地區省間、省內中長期市場已較為完善並常態化運行,市場建設的穩步推進,有力地促進了外送交易規模擴大、新能源利用率提升、市場和改革紅利的有效釋放。

  一是電力交易規模逐年擴大。西北電網跨區跨省交易規模由2015年的850億千瓦時,增加到2019年的2169億千瓦時。其中,跨區交易規模由2015年的739億千瓦時,增加到2019年的1897億千瓦時;跨省交易由2015年的111億千瓦時,增加到2019年的272億千瓦時。分省(區)來看,甘肅省間外送由2015年的135億千瓦時,增加到2019年的420億千瓦時;寧夏省間外送由2015年的282億千瓦時,增加到2019年的666億千瓦時;新疆省間外送由2015年的287億千瓦時,增加到2019年的713億千瓦時。

  二是清潔能源利用水平持續提升。針對“三棄”問題,積極開展清潔能源省間交易、替代交易、發電權交易等市場化交易,推進建設省內與省間輔助服務調峰市場,滿足市場主體多樣化的交易需求,通過拓展清潔能源消納市場促進了“減棄增發”,連續兩年實現了風電、太陽能消納量和利用率雙增長的目標。西北地區新能源利用率由2016年的71%,提升到2019年的92.3%,新能源棄電量由2016年的333億千瓦時,下降到2019年的127億千瓦時,新能源發電量由2016年的809億千瓦時,增加到2019年的1532億千瓦時。同時,西北地區連續三年成功應對黃河流域來水偏豐局面,通過全周期、全範圍、全品種等市場化交易措施解決青海富余水電消納問題,青海清潔能源外送由2015年的13.46億千瓦時,增加到2019年的204億千瓦時。

  三是交易品種和市場機制有效完善。從市場成效看,西北地區資源配置逐步由以計劃為主向市場為主轉變,38.3%的售電量不再通過計劃方式安排,由市場主體通過雙邊協商和集中競爭等方式自主決定量價,其中煤炭、鋼鐵、建材、有色四大行業放開程度已達42.79%。創新推進並實現中長期交易品種全覆蓋,常態化開展富余可再生能源跨區現貨、區域內跨省調峰輔助服務市場、電量庫(主控區置換等)等全範圍覆蓋。研究構建適應新能源高佔比、直流大送端市場特征的完整電力市場體系,研究靈活調節容量市場建設,開展現貨市場環境下容量市場建設必要性和方案研究。

  西北地區電力市場面臨的形勢和存在的問題

  電力市場是關于利益協調機制的制度設計的總和,本身是一個復雜的體系。市場設計包括交易產品設計、交易組織方式、市場定價及市場監管等不同方面。很多國家或地區在競爭性電力市場設計上不完全相同。電力市場設計不是純粹的技術問題,沒有統一的、標準的答案,最優方法與預期目標、市場結構等有很大關系。電力市場需要頂層設計,也要充分考慮地區差異、區域差異,關鍵是市場中的不同環節要相互協調、一致,應考慮系統的博弈性、動態性。

  當前,西北地區電力市場建設也面臨一些問題。

  一是市場建設統籌協調不夠充分。西北地區省域中長期電力市場已經建立,需要逐步規範運作,推進市場更加成熟、機制更加健全。但是,由于新能源高佔比和區域統籌所帶來的省間市場與省內市場餃接問題也比較突出。各省在交易組織、交易結算等方面設計思路、市場模式、交易品種差異較大,大部分缺少對中長期、現貨、輔助服務、容量等不同市場形態的統籌規劃。最為突出的是,在西北地區,以省域為市場範圍開展現貨市場設計,價格機制上節點邊際電價、分區邊際電價、系統邊際電價等並存,為後期市場融合增加了成本,也可能對新能源利用水平提升帶來潛在風險。

  二是計劃與市場“雙軌制”不平衡問題始終存在。一方面,發用電計劃放開比例不匹配,計劃電量與市場電量並存且缺乏有效的餃接機制。計劃電量的分配、執行方式,扭曲了市場價格信號,直接影響市場電量在交易、結算及偏差考核等環節的規則設計。另一方面,部分省份政府將市場簡單等同于“降電價”,政府干預市場如劃定交易規模、指定電價、開展專場交易的情況較為普遍。同時,省間中長期交易主要以網對網方式開展,但是售電公司、電力用戶參與省間市場意願強烈,目前僅存在少量售電公司或電力用戶的省間直接交易。受限于局部利益,部分地區在省間電力直接交易中設置限制門檻,也在一定程度上阻礙了市場融合。最後,新能源全網統一調度帶來的功率平衡和電力平衡問題突出,傳統的電量平衡方式已不能滿足電力市場建設要求。同時,一些地方政府過多介入、甚至直接干預電力系統運行。

  三是市場開放性、包容性不足。當前電力市場設計仍以傳統能源、電力用戶為主,缺少靈活的交易和價格機制。在發電側,未能充分考慮不同電源的特點,供熱機組、電壓支撐機組等必開機組參與市場的方式有待進一步探索,新能源保障性收購政策與市場存在一定矛盾,市場促進新能源消納的作用發揮不充分,適應新能源隨機消納特性的替代、補償機制有待進一步完善。在需求側,用電負荷的靈活性未能得到充分激發和釋放,峰谷差日漸增大,系統運行的風險和成本更大。同時,分布式能源、增量配網、微網、儲能、電動汽車等新興市場主體快速增長,如何將這些資源與電力市場進行整合缺乏相關政策機制。

  四是電力市場建設多目標沖突較為突出。傳統電力系統中,電源主要以出力可控的火電機組、水電機組為主,這些電源都具有較強的負荷跟蹤能力和調節性能。隨著大規模風、光可再生能源發電和分布式電源的不斷發展,電源結構中調節能力不足、出力具有較強不確定性的電源佔比明顯增加;同時伴隨第三產業和居民用電比重(電采暖和新能源汽車充電設施)的提升,負荷特性不斷惡化,系統峰谷差持續拉大,負荷率不斷下降,也極大增加了電力系統的不確定性。電源、負荷持續增加的不確定性,需要充足的系統調節靈活性,這成為現代電力系統的主要挑戰。

  雖然新能源發電成本將降低並逐步實現平價,但為了接納更大規模的新能源裝機,電網側、需求側、常規電源側等靈活性資源供給的投資將增加,帶來全系統、全社會成本顯著上升,需要向消費側疏導,這與國家降低電價、助力一般工商業發展的目標存在沖突。

  當前,西北地區省間電力市場建設和電力交易運營面臨若干復雜形勢。

  一是利益協調更加復雜。新一輪電力市場化改革深入推進,電力市場領域進入深水區、無人區,加之西北地區試點中央企業煤電資源整合,計劃與市場、政府與市場、常規電源與新能源各種利益關系和復雜矛盾有所顯現,利益格局和利益協調形勢更加復雜。技術方面,直流交易計劃剛性、省間聯絡線計劃剛性與新能源資源的高流動性之間的矛盾,市場成員的傳統電量交易思維方式與現貨市場電力交易之間的矛盾,以及與弱平衡的省域市場範圍與新能源大範圍功率平衡之間的矛盾等將越來越突出。

  二是統一電力市場格局加速形成。國家電網已形成大系統、大電網、大市場的統一資源配置格局,西北地區在全國統一電力市場中的作用日益重要。隨著國家能源清潔轉型的加快推進,新能源佔比也將進一步提升。電網結構和市場格局的變化,對跨區交易的整體性、系統性、全局性,以及跨區市場、跨省市場的協同性、耦合性提出更高要求。跨區省間市場以落實國家計劃、政府間協議為主,更多體現政策性、合同性要求,而區域內省間兼顧資源配置和電力平衡,跨區省間交易與跨省交易在輸電通道、電力電量等強耦合和靈活調度運行,才能更好支撐跨區省間合同剛性執行。

  三是構建完整電力市場體系日益迫切。中國電力改革與市場化建設逐步進入深水區,面臨著多方面目標難以協調、不同階段的改革目標不一致、電力市場設計缺乏整體性與系統性等問題。隨著“四個革命、一個合作”能源安全新戰略的實施,西北地區外送容量高佔比、新能源高佔比的電力系統特征,以及新能源隨機性波動性的運行特性所引致的高流動性、充裕性與稀缺性並存的市場特性也十分突出。在西北地區,以省間市場與省域市場兩級運作起步的統一市場建設路徑,需要通過完整的電力市場體系實現兩級強耦合運作。

  四是區域經濟協同發展戰略加快落實。黨的十八大以來,黨中央提出了京津冀協同發展、長江經濟帶發展、共建“一帶一路”、粵港澳大灣區建設、長三角一體化發展等新的區域發展戰略,並提出黃河流域生態保護和高質量發展問題。“西部大開發”“黃河流域生態保護和高質量發展”等區域協調發展戰略,對電力資源優化配置的體制和機制提出更高要求。統籌協調五省(區)電力資源優勢轉化,以市場主體多元、市場範圍擴大、市場餃接和融合等促進形成與區域經濟一體化要求相適應,具有統一開放、競爭有序特征的電力市場,才能更好支撐國家能源轉型,有力支撐全國統一電力市場建設。

  推進西北地區省間電力市場建設的思考

  一是做好現行市場架構下省間市場與省內市場的餃接。市場範圍不斷擴大,充分發揮地區間能源資源與負荷差異互補優勢,提高新能源消納水平。為更好地促進新能源發展、增加能源供應多樣性、保障能源安全,世界很多國家跨區跨國大範圍資源配置需求更加突出,電力市場交易範圍持續擴大。歐盟已陸續實現多國、多區域市場的聯合交易,基于統一市場核心規則、實現聯合出清的市場機制正在逐步建立。

  我國能源資源與負荷中心分布不均衡的稟賦決定了電力資源需要在大範圍進行優化,建設統一電力市場、支撐省間電力交易已成為大勢所趨。目前各省分別進行市場設計,為便于各省市場融合開放、促進大範圍資源優化配置,省域電力市場需要因地制宜、科學合理選擇電力市場模式,確保市場模式有良好的開放性、兼容性和可擴展性。同時,充分考慮市場要素在全國範圍內優化配置的需要,省域市場規則設計應注重規範省間交易與省內交易的市場耦合、時序餃接、接口標準等,做好省間省內市場的餃接協調。

  在省間市場(跨區省間、區域內省間)、省內市場等分層運作的市場架構下,客觀上存在市場割裂的可能性,增加了電力市場與系統運行統籌的難度。因此,需要著力加強市場之間的強耦合。首先是跨區省間與區域內省間交易的強耦合。跨區省間市場與區域內省間市場交易組織的觸發機理、需求機理既有共通性,也存在差異性,需要通過跨區省間與區域內省間交易的強耦合,包括通道耦合、電力曲線耦合,也包括時間耦合、空間耦合。在水電等清潔能源連續生產並消納的形勢下,跨區與跨省強耦合,還將有利于促進清潔能源消納。二是省網與省網之間在時間上、空間上的強耦合,實現各類調節資料的共享,提升新能源消納水平。

  二是促進區域電網內電力資源的大循環和互動共享。電網是輸送電力的載體,也是實現電力系統靈活性的關鍵。堅強靈活的網架結構與安全靈活的調度運行體系能夠保障電力供給的安全性和可靠性,增強電力系統融合可再生能源發電的能力,保證電力資源的高效配置。西北各省域電網依靠聯絡線實現電力電量交換。電網互聯互濟可以利用各地區用電的非同時性進行負荷調整,減少備用容量和裝機容量;各地區之間通過互供電力、互通有無、互為備用,還能有效減少事故備用容量,增強系統抵御事故的能力,提高電網安全水平和供電可靠性;另外互聯互濟還有助于系統承受較大的負荷沖擊和電源波動,吸納更多風光波動性電源。

  大電網、大系統更好實現市場空間共享、調節類資源共用。突破省域市場範圍,各省也可以實現以更大程度、更高水平開放,實現更大的資源利用和價值提升。一是適當規模的市場空間共享。五個省域電網均可向西北全網共享本省用電量10%-15%的市場空間,用于實現新能源在全網範圍內的電力調節空間。二是調節和服務資源的價值共享。依靠跨省區的輔助服務市場建設,以價值最大化為目標,擴大市場主體,逐步突破調度管理關系的限制,實現調頻、備用、靈活調節服務等資源共享。三是實現電能量商品和要素、能量和服務等大循環。靈活的市場運作機制、透明開放的市場環境、高效率的市場運營體系,將有利于各類電力資源在省域範圍內、區域範圍內實現大循環。

  三是增加新能源高佔比電力系統的靈活性資源供給。電力系統靈活性是為在滿足一定經濟性和可靠性前提下,系統應對不確定性的能力。這種靈活能力可分為“上調節”和“下調節”,“上調節”即向系統提供額外的功率,發電機組增加出力或削減負荷均能夠起到相同的作用;“下調節”即削減系統中多余的功率,發電機組削減出力或增加負荷也均能起到相同的作用。

  電力系統的靈活性資源分布于發電側、電網側和用戶側,隨著技術的快速發展,儲能也成為電力系統不容忽視的靈活性來源。隨著碳中和所帶來的清潔能源持續發展,新能源汽車充電設施的網絡化建設,新能源高佔比電力系統的安全性、可靠性和經濟性將受到前所未有的挑戰和沖擊。靈活性伴隨當前電力系統不確定性的大幅提高,西北地區靈活調節資源供需失衡的問題將日益突出。在發電側、電網側和用戶側增加靈活調節資源供給,不僅需要首先實現能源技術革命,還需要解決投資激勵、成本疏導等政策問題。

  完善需求側資源參與市場交易的機制,為市場和系統運行提供更多靈活的調節手段。隨著新能源的大規模發展,鼓勵需求側參與市場已是大勢所趨,充分利用需求側資源是應對波動性電源、調節供需的重要手段之一。同時,分布式電源和儲能技術的發展為需求側資源參與市場提供了必要的技術支撐。在西北地區,迎峰度冬期間電采暖負荷持續增加,風電、CG賽車開獎直播網等新能源和水電等枯水期資源匱乏,冬季晚高峰時段的電力供需偏緊風險持續加大,迫切需要建立需求側資源參與市場交易的機制。

  四是研究容量市場機制設計,保證高比例新能源下的電力系統可靠性和市場充裕性。隨著新能源的高比例接入,常規燃煤和燃氣發電機組利用率下降導致收益減少。與此同時,由于新能源出力波動性、間歇性影響,未來電力系統中仍然需要常規能源機組承擔調峰等靈活調節責任。電力市場需要通過合理的容量機制設計,支撐新建常規發電容量所需的投資,確保系統的可靠性和充裕度。

  為保障新能源的大規模消納,國外通過容量市場、稀缺電價機制、補貼機制等為常規電源建立合理的投資保障機制。首先是能量市場的稀缺電價機制。由于新能源的大量接入,造成批發電能量市場價格降低,常規機組的收益受到影響。因此,美國ERCOT在實時市場中實行了稀缺定價機制,對常規機組進行經濟激勵。其次是容量市場設計。為適應新能源發電佔比的不斷提高,通過容量市場收益彌補單獨電能市場收益對投資刺激的不足,以此調動各類型電源,尤其是靈活性較高的電源投資的積極性,為具有間歇特性的新能源提供充足的備用容量,保障電力系統長期的安全可靠運行。

  將具有調節能力的需求響應納入容量市場或者備用市場。允許需求響應以負荷聚集商等形式整合需求響應資源後,根據響應特性,自主選擇參與多年、年度、月度的單邊容量市場競價交易,成功競價出清的需求響應資源可作為電網的備用資源,在電網運行需要時根據調度運行指令啟用以保證電力系統的安全穩定運行。

  在容量市場設計的過程中,實現電力市場整體價格保持穩定需要做好系統測算和整體設計。能量市場實現市場化運作,價格水平取決于電力供需狀態。因此,容量市場運作和容量補償的價格水平及其合理性,將對終端消費者的價格水平帶來巨大的不確定性。容量市場研究推進的目標路徑、時間安排等也是市場設計者需要統籌的系統性難題。

  本文刊載于《中國電力企業管理》2020年11期,作者劉瑞豐、賀元康、祁小芳供職于國家電網公司西北分部,程帆供職于大唐陝西彬長發電有限責任公司

      關鍵詞︰ 西北電網,電力市場
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