中国电力现货市场近景分析

中国电力现货市场近景分析

2018-04-19

目录

一、 背景分析 (1)

二、 市场概述 (1)

三、 政策跟踪 (5)

四、 生态观察 (8)

五、 商业机遇 (12)

一、背景分析

以“中发9号”文件为标志的新一轮电力体制改革，与2002年的电力市场化改革相比较，一个鲜明的特点就是明确提出：电力市场建设应中长期交易和现货交易并举;逐步建立以中长期交易规避风险、以现货交易集中优化配置电力资源、发现真实价格信号的电力市场体系。建设现货市场是本轮电改的一个重点任务。在国家发改委和能源局颁布的电改配套政策及措施中提到：“具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制;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。”这个意见我们要明确一个重心就是电力现货市场的建设和市场运营是一个中长期市场和现货市场共同推进的过程，在我国，电力改革后，电力现货市场的组成发生了变化。

全国目前共有 33 家电力交易中心，已实现输配电价改革试点在省级电网全覆盖，共计 21 个省（市）开展电改综合试点，10 个省(市)和新疆生产建设兵团开展售电侧改革试点，8 个地区电力现货改革试点。

二、市场概述

“以现货市场发现价格”，现货市场通常专指商品即时物理交割的实时市场。电力资源目前从总体上来说是一种无法储藏的商品，不可能有一般商品或者资产的库存手段。严格地说，这样的商品目前是没有现货市场可言的。从这个意义上讲，所谓电力现货市场目前本身还是个模糊的概念，而以(电力)现货市场发现价格一时是难以实现的。

一般电力现货市场是指开展日前及日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易，是以短时和即时电力交易为主的市场。且在这个基础上，待条件成熟时，还可以探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。

（一）市场构成

1.日前市场

是现货市场中的主要交易形式，以“日”作为一个合适的提前量组织市场，市场成员能够比较准确地预测自身的发电能力或用电需求，从而形成与电力系统运行情况相适应的、可执行的交易计划。日前市场往往采用集中竞价的交易方式，有利于促进市场的充分竞争，并发挥市场机制的价格形成功能。

2.日内市场

为市场主体提供在日前市场关闭后对其发用电计划进行微调的交易平台，以应对日内的各种预测偏差及非计划状况，其交易规模往往较小。而随着更多间歇性新能源的大量接入，其在日内发电出力的不确定性会大大增强。此时，日内市场则可以为新能源参与市场竞争提供机制上的支持。

3.实时市场

在小时前组织实施，接近系统的实时运行情况，其主要作用并不在于电量交易，而在于为电力系统的阻塞管理和辅助服务提供调节手段与经济信号，真实反映电力系统超短期的资源稀缺程度与阻塞程度，并形成与电力系统实际运行切合度高的发用电计划，保证电力系统安

全运行。

4.电力辅助服务市场

为保持电力实时平衡，需要保留一部分旋转备用或可中断负荷;为保证频率和电压的稳定，需要预留调频调压资源;同时为避免电力系统这台“大机器”本身可能会出现“停机”的风险，必须预留重新启动这台机器所需要的黑启动资源。这些都是电力市场主体需要承担的辅助服务义务，这些义务同样需要建立电力辅助服务市场。电力辅助服务是为满足电力系统运行调节要求，由市场主体提供的不以单纯发电为目标的服务。辅助服务是有偿的，实行统购统销，由所有电力市场用户按电量分摊。电力辅助服务费用由电力交易中心负责组织核算由监管机构审定后交取。

5.电力容量市场

为保证在电力市场环境下的发电能力和输电能力能够满足社会经济发展需要，一旦出现输电能力和发电能力的不足时，就会对社会稳定和国民经济发展造成困难，于是当发电容量充裕度低于一定水平时，就要建立一个电力容量市场。电力容量市场可以优化电力发展的速度和质量，降低电力投资的成本和风险，杜绝电力项目的违规建设，为电能量市场竞争奠定基础。在政府宏观控制之下，通过统一组织规划、统一组织项目全部可行性研究论证、统一竞争获取开发权、统一差别化获得容量电价和目标市场或电量消纳省市场成员资格许可，实现电力项目的可持续开发，降低投资风险，以保持电力供给和需求的合理比例，满足我国经济对电力发展的需要。

6.中长期电力交易市场及电力金融衍生品市场

建立中长期电力交易市场乃至电力金融衍生品市场的原因是，为了规避受燃料、电力供需剧烈变化带来的经营风险以及确定大宗电量交易价格的问题。计划体制下，单个煤电机组基本都是按照年最大发电利用小时数5500小时设计的，调度机构“闪转腾挪”的空间也很大，由于电量的平均分配，因而单个节点一般不会受到约束，也不存在大量不能完成的合同。中长期电力交易市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易，就是说中长期电力交易市场暂时需求并不是多么迫切，需要具体完善电力现货市场之后，并扩大日前现货市场规模，提高资源优化配置的规模之后再考虑规划。电力金融衍生品交易的全面开展须基于一定的前提条件：1.具有稳定的现货市场基础，并借此形成合理的电价机制;2.能够限制市场力的操纵;3.售电侧放开，引入多元市场主体。此外，坚强的电网结构、电力系统的安全稳定运行更是至关重要的物质基础。（二）现货市场与中长期市场的衔接

中长期市场和现货市场构成了一个完整的电力市场体系：中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等“日”以前的电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易，充分满足市场成员的交易意愿，并提供充足的市场风险规避空间与灵活性。

现货市场则主要开展日前、日内、实时的电能量交易和备用、调频等辅助服务交易，一般采用“集中竞价、统一出清”的组织方式，由市场成员自愿参与申报，并对所形成的交易计划进行实物交割和结

算。

从世界主要国家或地区的电力市场结构看，一个完备的市场体系中，应包含现货市场、辅助服务市场、金融与期货市场、容量市场等。现货市场的重要性已经得到了公认，但在具体执行层面，现货交易的比重并不高，国际经验表明，现货交易只占全部电力交易的30%甚至更低

三、政策跟踪

（一）政策沿革

2015年3月，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)隆重登场。其核心内容概括为“三放开、一独立、三强化”，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立，规范运行;进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

作为顶层设计方案，9号文描绘了新一轮电力体制改革蓝图，指明了新一轮电力体制改革方向，给电力体制改革注入了新的强心针、催化剂，重启了一度沉寂的电力体制改革步伐。同年11月，《关于推进输配电价改革的实施意见》《关于推进电力市场建设的实施意见》等6个核心配套文件同时发布，让新一轮电力体制改革有了“施工图”。

根据国家发展改革委、国家能源局发布的《电力发展“十三五”规划》。在电力改革方面，规划提出，2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广。2018年底前，启动现货交易试点；2020

年全面启动现货交易市场，研究风险对冲机制。

（二）试点建设

2017年9月1日，国家发改委、国家能源局日前发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确南方(以广东起步)、 蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场试点。按照要求，试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行;同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。

《通知》还提出，试点地区应围绕形成日内分时电价机制，在明确现货市场优化目标的基础上，建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。

国家所选8个试点区域很具有代表性。其中广东电力体制改革走在全国最前端，而且广东的电力中长期交易很多，在电力交易“试错”上走得远。

蒙西电网是一个独立运营的省级电网企业，是华北电网重要的送电端，而且区域内存在大量煤电、风电基地，内部电量分配矛盾突出、电力外送需求较大。

浙江内部电和外部电的比例都比较高，电价水平在全国也较高，企业对于电价的承受能力和市场意识也较高，是东部发达地区的一个

典型。浙江省初期市场的目标是建立以电力现货市场为主体、电力金融市场为补充的省级电力市场体系，初期市场拟采用全电力库模式，计划于2019年上半年基本建成并投入试运行。

甘肃是现在新能源、传统能源负荷、电网之间矛盾最突出、最困难的省份之一，通过建立市场化的现货交易，能否理顺甘肃的电力矛盾，这也将为其他电力富余省份探索出新路径。

山东电力市场建设稳步推进，以年度双边交易为主，月度双边和月度竞价为辅的中长期交易市场机制基本建成。省内和跨省区市场交易实现有序衔接，交易用户已建立定期轮换、动态管理机制。售电公司准入全面放开，可代理用户参与省内和跨省区交易。以电网企业、发电企业、售电公司、电力用户和专家学者为代表的市场管理委员会组建完成，对实现交易机构的相对独立发挥了积极作用。2018年，山东市场交易电量将增加到1300亿千瓦时，占可市场化电量的50%以上，具备交易资格的售电公司达到637家，数量居全国首位，交易用户近2000家。山东省电力体制改革综合试点方案中指出，2019年-2020年逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的电力电量平衡机制，最终形成以中长期交易稳定市场、以现货交易发现价格的电力市场机制。

山西省电力市场建设试点方案中，提到预计于2020年全面建成包括中长期交易和现货交易的电力行业市场化体系。

在第一批试点完成后，全国较大范围的电力现货市场建设，将不再采取试点的方式。

中国南方电网公司8月15日下发了一份加急《南方区域电力现货市场工作方案》，方案中称，将有序、稳妥推进南方区域电力现货市场建设。这是继国家调度中心和北京电力交易中心正式发布《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则(试行)》后发布的又一与区域现货交易相关的文件。

南方区域电力现货市场将以广东为起步，并采取分三步走的方式分步实施：2018年底南方(以广东起步)具备开展集中式电力现货市场交易试点条件;其余省区提前开展现货市场建设各项准备工作，2020年底具备开展集中式现货市场交易的条件;推动跨省区电力市场与省内电力市场融合，2020年后具备开展南方区域统一集中式电力现货市场交易的条件。

此外，江苏电力市场建设方案中指出在2020年形成较为完整的电力现货市场体系。

四、生态观察

（一）对电力调度机构的影响

当前中长期交易主要采用“无约束，易出清，再进行校核”的出清模式，市场交易结果的形成都是各个主体间的金融合约，发用电计划由政府及调度机构进行制定，调度机构并不需要过多参与到交易当中。

当前中长期交易由交易中心负责组织各类交易及结算，调度负责校核、实时电力调度及系统的实时平衡。根据国网最新要求，现在由调度部门（调度计划处）组织安排日前市场。

（二）对售电公司的影响

1) 负荷预测：售电公司参与现货交易的第一个门槛将是负荷预测能力。现货交易需售电公司申报未来一天用户的用能需求计划曲线，历史用电数据的缺失与预测能力缺乏将造负荷预测成售电公司的申报策略制定难度大大增加，偏差考核风险也增大。特别是每个小时，半小时，15分钟甚至5分钟的报价保量，对售电公司的负荷预测能力提出了更高的要求。

2) 网架知识：现货市场启动后，节点电价和负荷区域都将对售电公司在结算电价时带来挑战。当前售电公司的用户往往分布在不同地市、不同区域，现货市场若采用节点电价，意味着售电公司需要将自己的用户负荷归结到相对应的不同节点，结算时按照不同负荷区域的加权电价结算，不同区域的用户结算电价并不相同。在长协交易中售电公司可能不需要了解网架结构和阻塞管理的知识，但是现货交易，要求售电公司必须要了解和掌握，并在报价中运用。

3) 风险控制：开展现货交易后，市场价格波动会增大，售电公司如何进行风险控制也将对售电风险控制公司未来的营销策略、运营方式带来不小的影响。同时金融衍生品的出现，售电公司如何对冲风险，降低风险，发挥电力金融衍生品的作用，比如保底限价对冲，虚拟机组报价，套期保值等。

4) 客户管理和合同签订：现货市场阶段，售电企业如何精细化管理所代理的用户，将它作为一个整体来响应、参与现货交易，是十分重要的，否则会产生接连的交易价格风险。现货市场对用户侧的需

求响应有很大的需求，需求侧响应市场空间进一步扩大，客户管理对用户管理精益化程度高的售电公司将带来利好影响。对用户的用电情况，同用户签订合同中，需要更精确的时间区段，甚至会约定每日每小时的价格和电量。合同的套餐和模式会有更多的种类出来，会对售电公司的营销策略有很大影响。

5) 报价策略：现货市场开展后，在日前报价和日中报价中，需要按照每小时，每半小时甚至每5分钟进行报价，调配自己的电量，报价的策略，同时要根据滚动的预出清价格来实时调整自己的策略，这要求有快速的反映能力，同时要利用好不同时间段的价格偏差进行预判，获得最优报价。

6）电力辅助服务能力：电力现货交易需要供需双方的密切匹配，对调峰、调频、无功调节等电力辅助服务需求迫切，另外为了满足负荷短期波动调节的需求，还需要一定的容量支撑，因此售电公司也需要具备提供电力辅助服务的能力。

（三）对发电企业的影响

1）对电量营销方面：目前，电厂基本根据市场供需、检修计划进行电量申报，执行政府和调度机构制定的行政性发电计划指令。现货市场开启后，电厂须考虑机组的实际运行情况、响应时间、AGC 性能，在全面放开发电量计划后，还需要根据成本和市场自行制定开停机方案，从技术难度上来说无疑将产生很大的挑战。

2）对交易策略方面：现货市场启动后，电厂参与市场须采取一定交易报价策略：一方面，现货交易中电厂需制定更贴近市场实时负

荷需求的市场报价，报价精度要求更高，市场电价和交易电量的耦合程度也较目前中长期交易更高，另一方面，由于现货交易对可再生能源消纳将起到极大的刺激作用，可再生能源边际成本几乎为零，导致发电侧报价可能会更加趋向边际成本报价。比如汛期到来的第一天水电厂突然参与到现货报价中，对其他电厂的报价和成交会产生一个重大的冲击。或者风力发电，在有风的天气在现货报价中会充分进行竞争。

3）对精细化管理方面：现货交易开展后，对电厂的调峰、调频等辅助服务的需求将进一步加大，而且辅助服务的交易方式也会较现行的中长期交易产生很大的改变，例如可增加为实时市场交易或平衡机制提供有偿辅助服务，对响应速度快、管理更精益化的电厂将有利好影响。比如在国外澳洲现货市场，有7秒响应的辅助服务机组（燃气机组）提供服务，价格是平时价格的4倍。

4）对实时负荷预测和报价方面：现货市场开展后，在日前报价和日中报价中，需要按照每小时，每半小时甚至每5分钟进行报价，按照自己的机组和参数响应能力进行报价，这对电厂对自己的发电能力会有一个重大的影响，如何准确预测自己的发电量，调配自己的发电量，报价的策略，同时要根据滚动的预出清价格来实时调整自己的策略，这要求有快速的响应能力。

（四）对电力用户的影响

关注价格。电力市场特别是现货市场，将电力回归商品属性，价格根据供需情况波动，通过选择合适的购电价格，将大大降低用电成

本。同时由于现货市场中价格种类繁多，价格波动频繁，用户需要具有选购优惠价格套餐的能力。

关注节能。在电力现货市场中，由于日前甚至实时电力交易的发生，用户对用电成本将更加关注，对于节能的需求将更加迫切，将进一步推动分布式能源、综合能源互补、合同能源管理、能效提升等新型能源技术的推广应用。

关注服务。电力市场改革将话语权从发电端交给了电力用户，同时提供了丰富的服务种类。用户也对供电方、服务种类、价格套餐有了更多的选择权。

五、商业机遇

虽然现货市场将作为期货市场的补充，与期货市场并存，但是现货市场将形成分时的电价信号，有了真正的电力市场交易，电力商品在不同时间、不同空间的价值将体现出来，未来分时电价、节点电价也将成为趋势。新货市场的竞争性、实时性要求更高，也要求市场参与方具有更高的技术能力、业务理解、客户资源和金融手段，具体将会有如下需求：

市场仿真能力需求，与股票类似，电力现货交易需要具备仿真能力，以提前判断能源价格走向，预估采购量和采购时机，这需要专业的交易仿真软件。

分布式发电交易需求，现货市场上分布式电源将大量存在，其发电量有就近、上网、跨区交易的需求，交易电量不大，但价格相对优惠。而且调节能力强，将成为现货市场短期调节的重要力量。

负荷预测和调节能力需求，能够快速精准预测用户负荷变化，利用储能、多能互补、分布式电源、可控负荷等手段对于用户负荷与预测曲线的偏差能够补偿，当本地补偿能力不足时需要就近跨域代偿。

金融资金需求，电力现货交易中资金使用频率很高，需要市场提供适度的金融手段，以规避风险、锁定收益。在成熟的市场，成员可以参与的金融工具除了现货外，还应该包括期货、期权、远期合约、金融输电权、差价合约等。

金融风险管控需求，由于负荷需求的刚性和不确定性、发电商的博弈行为、新能源发电机组出力的不确定性等原因，以电力实时平衡模型（即潮流方程）为基础计算出的现货价格变化剧烈，给市场主体带来巨大的财务风险，因此金融风险管控从一开始就与电力现货交易相伴而生。批发市场采用频繁波动的实时（分时）定价，也非普通电力用户所能应对的，需要售电公司将批发价格转化为用户容易接受的售电套餐，这个价格转换过程主要是财务和金融操作（即赚价差）。金融交易的引入是管理财务风险，无法在物理上保证电力的持续稳定供应，却可能导致电力市场金融化，成为投机家套利的乐土，因此需要具有金融风险管控能力。