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【干貨】售電公司如何備戰電力現貨市場? 經歷過的都懂的!

發布時間:2017-10-18  來源:未知  作者:木木

輸配電網訊:隨著我國電力市場化改革步調不斷加快,電力現貨市場建設提上日程。9月5日,發改委辦公廳和國家能源局綜合司聯合發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的告訴》,選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批試點,2018年底前啟動電力現貨市場試運行。本期話題旨在贊助電力市場主體了解市場運行規則,窺探電力現貨內涵及發展趨勢,從容應對目前交易模式及未來電力現貨市場。

起源:能源生態圈 作者:能源e直播

售電公司如何備戰電力現貨市場

“電力現貨市場”對于廣大主體來說是比較新鮮、艱澀但又不得不去面對的課題,今天我將聯合自己長期在國網調度系統的工作經驗,從系統內人士的角度來談談電力現貨交易這件事。

演講提綱:

電力現貨市場概況

現貨市場對售電市場主體的影響

如何從容應對電力現貨市場

現階段售電主體如何苦練基本功

電力現貨市場概況

1電力市場建設基本門路

無論從國外已建成的成熟的電力市場,仍是目前國內正在探索建設的電力市場,其發展道路都要經過一下幾個階段:

第一階段:大用戶直購電

改變電網企業獨家購買電力的格式

第二階段:長協+月競+偏差考察

樹立年度長協和月度競價兩種交易種類,執行偏差電量考核與結算

第三階段:完善月競+電力平衡

年度長協、月度集中競價和合同電量轉讓交易并存,初步平衡機制按照煤耗或預掛牌報價調度

第四階段:開展現貨交易試點工作

完善平衡機制的建設,肯定8個電力現貨市場建設試點,摸索日前交易規則

第五階段:成熟的電力交易機制

真正發現電能市場價值,還原電的商品屬性,形成市場化的電力電量平衡機制

2發展電力現貨交易的必要性

電能的發輸配售用全過程基本是霎時完成的,電能供給和需求必須實時平衡,在當前無法大規模經濟性存儲電能的條件下,電力市場交易只有在時間上越來越靠近生產運行實際,形成市場化的電力電量平衡機制,才能真正發現電能的經濟價值,傳導正確的市場信號,“無現貨,不市場”基本成為各方共鳴!

直白來說:實在現貨交易一直都有,只是它并非市場化交易,所以被我們疏忽了。所謂“非市場化的現貨交易”就是傳統電網公司代表廣大用戶與發電企業形成發用電方案,他們之間的電力電量由調度機構負責進行物理交割,電價是國家以目錄電價(包含上網電價)的形式展現。

目前的市場化階段實際上是市場交易計劃和調度計劃兩條線,雙方還各執一詞,不能形成一定的約束。尤其在市場化電量開放到一定水平之后,用戶若不參與到現貨交易中,不對用戶形成一定約束的話,定會影響調度部門的工作,這極有可能對電力的平安穩定運行帶來較大隱患。這就是要引入現貨市場的比人原因。

現貨市場交易利益頗多,其意義如下:

在一個適合的時間提前量上形成與電力系統物理運行相適應的、體現市場成員意愿的優化的交易計劃

施展了市場的價格形勝利能,反應電力商品短期供需關聯,為投資和發展供給真實的價錢信號

為電力市場成員提供了一個修正其中長期發電計劃的交易平臺

為電力系統阻塞治理和幫助服務提供了調節手段與經濟信號

3我國電力現貨市場的含意

根據“9號文”配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》,現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易和備用、調頻等輔助服務交易。

日前市場:現貨市場中的主要交易平臺,以一天作為時間提前量組織市場,形成與系統運行情況相適應的、可執行的交易計劃。

日內市場:為市場主體提供在日前市場封閉后對其發用電計劃進行微調的交易平臺,以應對日內的各種預測偏差及非計劃狀況。

實時市場:在小時前組織實施,親近系統的實時運行情況,真實反映系統超短期的資源稀缺程度與阻塞程度,并形成與系統實際運行切合度高的發用電計劃。

4我國電力現貨市場建設進展

2006年,華東區域日前電力市場;

2017年8月15日國家調度中心和北京交易中心正式發布《跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易試點規矩(試行)》充分利用國家電網公司經營區域內跨區域省間通道輸電能力,有效增進西南及三北地域可再生能源消納,緩解棄水、棄風、棄光問題;

2017年8月15日南方電網公司發布了《南方區域電力現貨市場建設工作方案》,要求在2020年后要具備開展南方區域統一集中式電力現貨市場交易的條件,2017年底前完成廣東集中式電力現貨市場交易規則、現貨技術支持系統開發需求方案的編制,完成現貨市場技術支持系統構架搭建

2017年8月28日《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》,選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批試點。

8月出了不少干貨性的政策文件,都要求試點地區圍繞日內的分時電價機制組織開展日前\日內\實時交易,18年底前要具備現貨市場運行前提。

5國外典型電力市場介紹

我國現貨市場未來交易規則如何制定?開展后會有哪些特點?目前都是不得而知的,但國外已經有的一些成功的市場經驗是值得我們學習借鑒的,下面簡要介紹幾種國外典型、成熟的市場及現貨交易:

前段時間浙江以4000萬人民幣寰球招標市場交易規則編制,從入圍的名單來看,分數第一的是中國電科院還有美國PJM的一個聯合體。我個人比較看好美國PJM市場,因為從我國目前的電源結構、網絡阻塞、市場環境以及目前國網調度系統所用的技術支持系統的數學模型,都考慮了安全約束的機組組合及經濟調度,這點和美國PJM市場基本一致。

國外典型電力現貨市場介紹及對照分析

針對美國PJM、英國和北歐如何開展現貨市場,我從以下4方面介紹:

1、美國PJM電力市場

美國實際上是沒有全國性的電力市場的,從下圖可以看出,美國共有10個區域性的電力批發市場(包括德州、加州、紐約,包括稍后要介紹的PJM),其中有7個是設立了區域性的輸電組織,是有獨立系統運營商、有組織的電力市場,其中最為有名的是PJM市場。

PJM(即Pennsylvania—NewJersey—Maryland)即賓夕法尼亞—新澤西—馬里蘭州,另外還涵蓋了哥倫比亞特區。PJM作為獨立運營商,市場成員相當多,有900多個,前幾年的用電量達8000-9000億規模,負責了美國13個州及哥倫比亞特區整個電力系統的運行和管理。

美國PJM電力市場,其現貨主要由日前和實時兩級市場構成,該兩級市場既包括了電能,又包含了輔助服務。從下圖可看出,日前市場的電能和備用是結合出清的,實質上是考慮了保險約束的機組組合問題:

①交易規模

采用“全電量優化”模式,在日前市場上,發電商需申報其所有發電資源與交易意愿,市場將其與全網負荷需求進行匹配,通過出清計算形成發電商的日前交易計劃,并按照日前的節點邊際電價進行全額結算,因此日前市場的交易電量即全網交易量的100%

②出清盤算與物理模型

PJM的日前市場與實時市場,在進行出清計算時均精細化地考慮了實際的物理網絡模型,并要求發電商申報其機組運行的物理參數,包括開停參數、額定容量、爬坡速率等。

③價格機制

PJM的日前市場與實時市場均采取節點邊際電價(locational marginal price,LMP)機制

LMP=系統電能價格+輸電阻塞成本+輸電線損

2、英國電力市場

英國電網主要包括英格蘭、威爾士、蘇格蘭及北愛爾蘭,其電網負荷為5000-6000萬,相當于國內較大的省級電網。電力零售商在30家左右。

英國現貨市場由日前的電子交易和實時的平衡機制構成,交易標的均為電能,輔助服務則多月前開展,由英國電網公司調度中心(NGET)負責購買,通過簽訂雙邊合約或集中招標的方式實施

平衡機制由NGET負責組織,從日前11:00開端,市場成員申報其越日的初始發用電籌劃曲線,以及次日各時段的計劃調整報價,申報于實時運行前1h關閘。此時,市場成員的初始發用電計劃曲線更新為終極發用電計劃曲線。

①交易規模

英國電力市場以中長期雙邊交易為主,形成物理交割的發用電計劃曲線,并提交給平衡機制,以作為增量結算的依據。英國電力市場的雙邊交易所形成的物理交割電量可占全網用電量的98%。

以2012年為例,3個階段的交易量占全網總用電量的比例分別為57.6%,13.9%,26.5%,而平衡機制上的交易量約占全網總用電量的2%,即現貨市場交易規模的比例大致為28.5%。

②出清計算與物理模型

英國現貨市場日前的電子交易由電力交易所負責組織,其出清計算不考慮實際的網絡情況,也不考慮機組的物理參數。

實時的平衡機制則需要考慮真實網絡約束,并要求發電商申報其實際的運行參數,在實施平衡調度與阻塞管理時考慮。

③價格機制

阿姆斯特丹電力交易所和北歐與納斯達克聯營現貨電力交易所所組織的日前電子交易,均采用了邊際出清的價格機制,實用于交易所中所有出清的交易電量

而在平衡機制階段,調度中心為了實施全網的平衡調度與阻塞管理,需要對市場成員所提交的發用電打算曲線進行調整,即吸收競價和出價。

3、歐洲電力市場

北歐現貨市場由日前市場、日內市場和平衡市場3部分形成,交易標的均為電能。輔助服務的交易機制與英國大體相同,由各國輸電運行機構(TSO)負責購置,可通過簽署雙邊合約或集中招標的方式實行

日前市場由北歐電力交易所負責組織,是一個基于雙向匿名拍賣的集中式物理交易市場,于日前12:00閉市,在13:00向市場頒布出清成果。

日內市場同樣由北歐電力交易所負責組織,市場成員能夠在日內市場長進行連續轉動的物理電量交易,直到關閘之前停止(北歐各國的關閘時間不同,大致在實際運行時的1~2h之間)。

平衡市場則在關閘之后由各國TSO分別組織,其實施方式與英國的平衡機制相似。

①交易規模

北歐電力市場同樣開展了較大規模的中長期雙邊交易,主要以月前的場外交易的方式實施,所簽訂的雙邊交易需要在實際運行時進行物理交割。雙邊交易之外的電量則在現貨市場上交易,主要集中于日前市場上,日內市場與平衡市場的交易量則相對較小

以2012年為例,日前市場、日內市場和均衡市場上的交易量分離占全網總用電量的83.7%、0.8%、1.1%。

②出清計算與物理模型

北歐日前市場實現了跨國電力交易的統一出清,出清計算時考慮了不同價區(事先根據歷史的阻塞情況規定)之間聯系線的傳輸能力約束,而不考慮各個價區內部的網絡拓撲關系。

日內市場允許跨區交易,以利用價區之間聯絡線的殘余傳輸能力。

平衡市場則由各國輸電運行機構負責,需要考慮各個控制區實際的網絡約束與其余物理運行參數,并考慮與其相銜接的聯絡線的運行條件。

③價格機制

北歐日前市場采取分區邊際電價的價格機制。北歐電力交易所依據市場成員的投標信息,在不考慮網絡約束的條件下,計算系統的無約束邊際出清電價,即系統電價。當無約束出清發現區域間的傳輸阻塞時,則采取“市場決裂”的方式,在不違背阻塞約束的前提下分區計算各區的邊際電價。

日內市場則采取撮合定價的價格機制。市場成員提交其投標競價信息,北歐電力交易所以“價格優先、時間優先”的原則進行撮合,即首先對負荷報高價者與發電報廉價者進行撮合成交,報價相同時則按先到先得的原則撮合。

總結

現貨市場對售電市場主體的影響

1現貨市場對售電市場主體的影響

①調度機構和交易中心

當前中長期交易主要采用“無約束,易出清,再進行校核”的出清模式,市場交易結果的形成都是各個主體間的金融會約,發用電計劃由政府及調度機構進行制定,調度機構并不需要過多參與到交易當中。

當前中長期交易由交易中心負責組織各類交易及結算,調度負責校核、實時電力調度及系統的實時平衡。根據國網最新要求,現在由調度部門(調度計劃處)組織部署自慚形穢,自愧不如日前市場。

②發電側

電量營銷

目前,電廠基本依據市場供需、檢驗計劃進行電量申報,執行政府和調度機構制定的行政性發電計劃指令。

現貨市場開啟后,電廠側須考慮機組的實際運行情況、響應時間、AGC性能,在全面放開發電量計劃后,還需要根據成本和市場自行制定開停機方案,從技術難度上來說無疑將產生很大的挑戰

交易策略

現貨市場啟動后,電廠參加市場須采用一定交易報價策略:

一方面,現貨交易中電廠需制定更貼近市場實時負荷需求的市場報價,報價精度要求更高,市場電價和交易電量的耦合程度也較目前中長期交易更高;

另一方面,由于現貨交易對可再生能源消納將起到極大的刺激作用,可再生能源邊際成本簡直為零,導致發電側報價可能會更加趨勢邊際成本報價。

管理精益

現貨交易開展后,對電廠的調峰、調頻等輔助服務的需求將進一步加大,而且輔助服務的交易方式也會較現行的中長期交易產生很大的轉變,例如可增加為實時市場交易或平衡機制提供有償輔助服務,對響應速度快、管理更精益化的電廠將有利好影響。

③售電側

負荷預測

售電公司參與現貨交易的第一個門檻將是負荷預測能力?,F貨交易需售電公司申報未來一天用戶的用能需求計劃曲線,歷史用電數據的缺失與預測能力缺少將造成售電公司的申報策略制定難度大大增加,偏差考核風險也增大。

網架知識

節點電價和負荷區域都將對售電公司在結算電價時帶來挑釁。當前售電公司的用戶往往散布在不同地市、不同區域,現貨市場若采用節點電價,意味著售電公司需要將本人的用戶負荷歸納到相對應的不同節點,結算時依照不同負荷區域的加權電價結算,不同區域的用戶結算電價并不相同。

風險控制

開展現貨交易后,市場價格波動會增大,售電公司如何進行風險控制也將對售電公司未來的營銷策略、運營方式帶來不小的影響。

上圖是2016年某天歐洲電力交易所日內拍賣價格曲線,從上圖可看出日內價格曲線波動較大,與其日內成交電量相關性很大,解釋市場價格波動帶來的風險也會隨之增大。

客戶管理

現貨市場階段,售電企業如何精細化管理所代辦的用戶,將它作為一個整體來響應、參與現貨交易,是非常重要的,否則會發生接連的交易價格危險。

現貨市場對用戶側的需求響應有很大的需求,需求側響應市場空間進一步擴展,對用戶管理精益化程度高的售電公司將帶來利好影響。

如何從容應對電力現貨市場

電力現貨市場交易開啟之后,對各市場主體、市場行為都會產生較大影響,各市場主體也應踴躍探索、適應現貨交易的各種經營策略,以便更從容應對現貨市場。下面我們從技術儲備與改良、業務能力儲備、信息化建設三方面詳細聊聊發電企業及售電企業面對現貨市場應做哪些準備。

1技術儲備與改進

發電側

發電廠應進一步提升機組技術水平,通過技術改革,改良AGC性能,縮短響應時間。

發電廠應優化機組運行策略,以提高主動參與調頻、調峰等輔助服務的能力

發電廠在現貨交易中需具備一定的電網負荷預測能力

新能源發電企業,利用現貨市場機會,優化風光互補運行策略,促進新能源消納

售電公司

全面提升負荷預測能力??赏ㄟ^負荷預測辦法策略研究、用能信息采集系統研發與建設、主動掌握客戶典型負荷曲線

晉升用戶需求側響應才能。通過能源審計、用能剖析等手腕懂得用戶用能特色,通過裝置智能負荷掌握終端進步負荷實時節制程度

利用現貨市場價格的波動性,進行中長期市場和現貨市場的套期保值等金融衍生品的研究,提升市場競爭力

2業務能力貯備儲藏,蘊藏

發電側

提高發電邊際成本預測能力,預測應更精準、實時,以支撐現貨交易中的報價策略:在大用戶直購電、中長期交易中已根本鎖定電廠的基數發電小時數,所以電廠在斟酌邊際本錢的情形下掠奪增量發電市場,盡可能高負荷發電

增強輔助服務定價管理(成本、收益率等),應對現貨交易中可能開展的輔助服務交易需求,同時考慮機組參與市場交易電量和輔助服務交易電量的比例調配,實現好處最大化

售電公司

通過模仿競價、負荷預測等手段,增強電價預測能力,統籌優化參與中長期市場、現貨市場交易的電量申報組合策略,實現市場收益最大化

加強電力系統專業知識儲備與積聚。熟習電網網架結構、運行方式及客戶所在地的負荷區域劃分情況

提升售電套餐設計能力,及時掌握市場信息和用戶用能需求和特性,根據消費者的應用習慣設計最具競爭力、最能知足用戶需求的最優方案

儲備新能源把持技巧,充足利用現貨市場對新能源發電的消納作用,拓展新能源發電投資運營業務

3信息化建設

現貨市場開啟后,對于發電廠、調度機構、交易中心、售電公司等市場主體進行市場交易時都存在以下問題和挑戰:

數據量大

數據種類多

數據處置時間短

交易實時性要求高

交易風險大等等。

這些挑戰已經遠遠超越了個人的即時處理能力,所以必須進行信息化建設,借助大數據、云計算等前沿技術來輔助市場主體做出相關決議。

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現階段售電主體如何苦練基本功

最后,談談現階段售電公司應該練練哪些基本功?我主要以市場營銷作為切入點。

目前,售電公司(尤其是民營公司)最關注的是“如何拿到便宜的電量”,拿到廉價的電,也就集合了用戶。所以目前售電的要害就是“找電廠”。我國又有自己的特點:誰資源豐盛,誰就能搶到有價格優勢的電量。但這只是當前市場表象,是市場初期的一種盲目表示,不可能久遠。

那么從長遠考慮,從提升自身業務能力及核心競爭力的角度考慮,如何找電廠、簽電量、和客戶談判?

舉個簡單的例子:每次雙邊協商,月度競價之后,交易中心都要匯總并提交到調度機構審核(校核)。那么調度機構如何進行安全校核呢?售電公司簽的電量是否會被核檢?其實目前調度模式相對簡略,有的交易結果要給當地的經信委、發改委,有的要給電力交易部門,有的是調度部門自己來評估電網的安全穩定性的...那么售電公司結合調度部門的安全校核工作需要考慮哪些方面?

以月度交易為例:找發電廠時,要綜合考慮所處的網架構造是否是電網的軟弱區域或是電源支撐較強區域,還要了解電網本月輸變電檢修支配,電廠是否會受到輸電阻塞,電廠本身有沒有發電碰壁等。只有考慮周全,才干保障自己公司簽的電量不被安全校核核檢掉。

我想說的是,有志氣想深遠發展并壯大的售電公司,必需要盡早開始精細化、科學化發展道理,不能光靠運氣。俗話說“手中有糧,心中不慌。踏踏實實,喜氣洋洋”。

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