摘要 根据国家电改意见,南方区域将在2020年全面启动电力现货交易市场。笔者主要对电改原因、实施电力现货交易可能存在的挑战以及广西水电企业将面临的困难进行讨论,提出水电企业在实
根据国家电改意见,南方区域将在2020年全面启动电力现货交易市场。笔者主要对电改原因、实施电力现货交易可能存在的挑战以及广西水电企业将面临的困难进行讨论,提出水电企业在实施电力现货交易模式时的应对措施。
1市场现状
水电一直都是中国经济快速发展的重要能源，它对于我国经济建设的可持续发展起到了重要作用。但随着中国经济增长从高速转为中高速，逐渐进入经济发展新常态，社会电力需求逐渐放缓，而新兴能源的不断开发，导致各省区水电产能不同程度出现过剩局面。广西由于近几年经济增速放缓，加上大量云电进入广西，以及风、光、核等清洁能源机组接入电网，导致广西的电力也进入了富余阶段，水电能源消纳问题日趋严重，2017年广西水电企业首次出现大范围的调峰弃水现象，电网省内协调难度日益增加。
2电改之路
近几年风、光、核等清洁能源机组大规模接入电网以及每年上百亿千瓦时的云电极大地压缩了广西区内水电机组的运行空间，而为了保证电网安全，对区内机组调节性能的要求日益升高。当前广西采用的“三公”调度模式，它既不反映峰谷电价的时间价值差异，也无法为提供不同调节能力的电厂进行合理的经济补偿，仅靠行政手段，将很可能导致厂网矛盾、外电与区内电源的矛盾、新能源企业与传统发电企业的矛盾，乃至政府与企业之间的矛盾加大。2015年3月15日《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)正式出台[1]，随之南方电网公司组织编制了《中国南方区域电力现货市场建设方案(建议稿)》及《中国南方区域电力现货市场(云南广东电能量)实施方案(建议稿)》，开始了新一轮的电改之路。
3实施电力现货市场面临的挑战
南方电网试推行的电力现货交易市场一方面通过形成每日峰平谷以及实时的不同电价来鼓励发电企业主动参与调峰，尽可能地保障清洁能源的消纳;另一方面通过不同时段的电价价格信号，为电力市场提供价格参考依据，帮助企业稳定中长期市场，节约金融成本。虽然实施电力现货市场有着诸多的重大意义，但不可忽略的是实施电力现货市场也存在诸多挑战:一是政府从稳定社会的角度出发不希望电价出现大的波动，另一方面国家要支持企业发展又提出了降低电价的要求。那如何在电力现货市场建设中兼顾“降电价、平稳”与“电价反映不同时段的市场供需情况”这两个可能相互矛盾的目标，则是电力现货市场改革建设中需要解决的问题。二是不同发电原理的机组同台竞价的问题。现货市场定价的基本原则是系统边际成本定价，这很有可能造成高成本机组的市场报价只能接近发电成本价格，造成投资无法回收，而对于低成本机组来说，由于市场价远远高于其成本，则可以获得高额的利润。虽然可以通过其他手段比如设置相对严格的价格上下限，限制价格波动的幅度，又或者对高成本机组进行一定的补贴，但过于严格的价格上下限又可能限制价格波动的范围，导致峰谷期的电力现货市场价格差不足以抑制需求响应，恶化电网系统的运行状态。而对高成本机组的补贴机制也可能导致高成本机组的市场报价低于其发电成本，那么根据报价得到的市场出清结果与按发电真实成本优化得到的结果将不一致，现货市场进行发电侧资源优化的效果将受到极大限制，对高成本机组的补贴成本，最终还是将转移到用户侧。
4广西水电企业在电力现货市场面临的挑战
一直以来，广西实施的主要是“三公”调度模式。“三公”调度模式下的发电企业，其最大的生产目标就是根据来水多发电。只要能够多发电，发电企业生存和发展最主要的问题就解决了，发电企业生产管理最重要的就是安全，能够确保机组正常发电就可以了。但电力现货市场的推行将给广西的发电企业带来极大的挑战，主要表现在以下两方面。
4.1对生产计划的执行刚性的冲击
在原有“三公”调度模式下，发电计划的安排，实际上是电网根据对系统负荷的高低进行提前预判进而安排发电企业进行发电，发电企业一个月内的度电收益和发电量总数基本可以预测，企业的营收情况也是可以预计的，企业可以根据财务收支状况，安排费用支出。但在电力现货交易模式下，电网调度不再对各厂出力负责，各发电企业发电量的多少取决于各企业的报价。企业发电量的不确定性，将给企业带来财务预算、结算数额、生产计划性和安全性等诸多问题，财务盈亏计划预算预测较困难，企业生存压力加大。
4.2对发电厂生产组织模式和安全性的影响
一是在原来的“三公”调度模式下，发电厂机组启停次数相对较少。在现货模式下，企业将不得不更多考虑运行成本的降低，机组启停次数难免增加较多，发电企业机组的安全性面临极大挑战。二是在原“三公”调度模式下，机组的负荷安排主要依据本厂资源以及电网下发给各企业的发电计划曲线的高低，运行负荷变化范围也相对较小，机组的节能管理和参数调整工作量相对小。但在现货模式下，市场价格信号将逼迫机组运行负荷范围增大，电价高时机组出力多，当价格出现零电价乃至负电价的时候，机组出力应该尽量少。机组负荷大范围的调节，将导致机组参数优化调整难度加大。三是在原“三公”调度模式下，企业可自行安排机组消缺时间，且调度有一定的免除考核范围。但在现货模式下，设备消缺时段的选择和经济性要求冲突较严重，机组消缺产生的电量偏差，不仅在高电价时段给企业带来较大的经济损失，而且还将因为电量偏差面临双重考核。但若因考虑经济损失推迟消缺，又可能对发电设备的安全性造成较大影响。广西的水电企业不仅面临以上挑战，而且因水电企业主要是靠天发电，存在着天然来水的不确定性，加上上下游水电站可能隶属不同业主，由此带来的梯级不同调度、各水库调节性能的差异，以及新老电站之间的上网电价差异等问题，这些都将使水电企业参与电力现货市场面临的风险非常复杂。其复杂性表现在:1)流域来水的不确定性。水电发电量主要受降雨以及上游来水情况影响，但由于流量的不确定性，要比较准确地预测次日各时段的流量情况，并由此得出各个时段的机组出力情况是比较困难的，同时各水电企业的水库性能差异也会影响各水电企业在电力市场竞争中处于不同的地位。无调节或者日调节电站的日前交易预测量与电站的实际发电能力很容易存在偏差，导致电站面临少发或者超发的双重考核处罚，使参与竞争的水电企业面临比其他水电企业更大的市场风险。2)流域各梯级水电站本来可以通过梯级优化调度，使水电企业获得比自身更大的库容补偿和发电收益[2]，但在电力现货模式下，由于梯级水电站可能隶属不同的业主，为追求各自的利益最大化，不同业主的水电企业竞争难以避免，很可能出现上下游电站中标电量不匹配，造成缺乏调节库容的电站水资源的浪费，给企业带来较大的市场风险的同时还造成更大的能源浪费。
5应对措施
实施电力现货市场虽然目前对水电企业还有着诸多挑战，但走向电力现货市场的趋势看来已是不可避免。水电企业唯有采取积极措施才能在将来的电力现货市场竞争中存活下来。1)水电企业只有增加自身的核心竞争力，充分挖掘自身水轮发电机组的技术优势，优化机组的运行性能，同时分析自身电站运行的成本，努力降低度电的发电成本[3]。2)积极参与市场规则的制定。水、火电同台竞争，其发电成本差异、调节性能差异等是客观存在的，需要制定规则为水、火电这两种不同属性的电力产品提供公平、合理的竞争平台。要为水电提供必要的规避市场风险的保障措施，抵消水电发电量的不确定性带来的能源浪费。特别是针对水电来水不确定的风险，应考虑丰富交易品种，如时间较短的发电权交易、减弃增发应急交易等[4]。3)水电企业自身应整合内部资源，针对电力市场竞争的有关理论方法，加强学习培训，同时结合财务分析、市场需求分析、生产成本分析等工具，制定一套适合本厂有效的竞价策略。
6结语
电力市场现货交易是一个非常复杂的课题，它除了涉及到各电厂间的竞争交易外，还有电网的价格考核、协调以及补偿等等，同时也对各电厂的运行管理提出了更高的要求。对于即将开始的电力现货交易，发电企业得转变经营思路，做好面临激烈的市场竞争准备，可能需要做好效益降低的心理准备。而规则的制定者也需要充分考虑不同属性的电厂所承担的风险，给与各电厂一个公平公正的竞争平台。
参考文献:
[1]张玉齐，刘伟.水电企业如何应对电力市场[J].中国电力企业管理，2004(8):55.
[2]龙先进.龙滩水电站在梯级调度与电力市场化改革中的作用[J].水力发电，2007(4):7-10.
[3]何晓东.新时期水电企业生存发展的探索与思考[J].长江技术经济，2019(1):58-62.
[4]谭雯娟.湖南水电企业发电效益研究及市场化交易建议[J].大众用电，2018(8):8-9.
《区域水电参与电力现货市场分析》来源：《红水河》，作者：杨启东 罗伟
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