南方电力市场的回顾与展望

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1、 1 南方电力市场的回顾与展望 南方南方电网电网公司公司市场市场营销部营销部 王宗义王宗义 南方电力市场早在 2005 年 11 月就开始了模拟运行， 模拟内容涵盖信息发布、主体报价、撮合成交、安全校核、电量计量及电费结算等交易的全过程。经过六年的模拟运行，市场运营规则和技术支持系统得到了充分的检验，电力市场意识在南方区域也得到了较好的普及，可以说模拟运行的目标早已实现。之所以未能投入实际运行，一方面是对投入实际运行后可能打破现有电价结构和电力平衡的担心，另一方面是我国电力体制改革及电力市场推进的整体步伐的放缓， 加之南方区域长时间偏紧的电力供需形势， 使得南方电力市场一直处于未能进入实际运行

2、也没有叫停模拟运行的尴尬境地。2011 年 10 月，南方电网公司以关于南方电力市场下一步工作建议的请示 （南方电网市场201138 号） ，向国家电监会建议暂停南方电力市场模拟运行，转入市场总结阶段，进一步探索适合南方电网区域特点的市场化建设之路。 本文主要分析南方电力市场模式的主要特点， 结合南方区域电力行业运行的实际，顺应现阶段国内电力市场发展的潮流，提出南方电力市场下一步发展的建议。个人浅见，仅供参考。 南方电力市场模式特点南方电力市场模式特点 （一）区域统一平台。南方电力市场采用区域统一平台竞价的模2 式，所有注册发电企业（售方）与电网公司（购方）在同一交易平台上交易。 （二）撮合交

3、易。竞价采用买卖双方分别报价、集中撮合方式，买方报价与卖方报价差价最大者（归算到同一侧）优先成交，成交价为双方报价的平均价。 （三）部分电量竞争。总预测电量的 85%通过原有方式分配，其余电量通过集中竞价方式进行交易。 南方电力市场属于发电上网侧的单边市场， 其存在的固有弊端是上网侧的价格波动无法自动传递至终端用户。 撮合成交方式虽然能够在一定程度上回避成交价格大幅波动的风险， 但存在成交量无法保证满足所有购电需求的问题，需要辅助于市场平衡机制。由于南方电网东西部省区电价承受能力差别很大，西部电价远低于东部，如果按照现有统一竞价的模式，大量西部低价电量将流向东部省区，一方面抬高西部省区电价水平

4、，同时也难以保证西部电力供应，这也是采取部分电量竞争的初衷。 单边市场模式有一定的历史局限性，其存在问题当前已有定论，这也是南方电力市场模式的硬伤。 至于东西部电价水平差异过大带来的影响，不妨进行深入分析。南方电网西电东送通道首先满足各省政府签订的框架协议的送电需求，通道剩余输电能力其实不多，尤其在汛期的用电高峰段，基本上没有空间，因此由竞价产生的跨省送电电量不会太多。另外，市场竞争使得西部电力资源流向电价水平较高的东部，符合市场优化资源配置的本质规律，加之跨省交易电量可控，3 循序渐进，不会对当前的东西部地区电价格局产生太大冲击。 南方区域市场交易现状南方区域市场交易现状及存在问题及存在问题

5、 当前南方区域电力发展的特点可以归结为两点： 一是省为实体的发展模式未有根本性改变。电源、电网的规划建设首先满足本省区的电力需求， 电价水平的确定要综合考虑本省区电力行业投资与运行成本以及用户可承受能力。 二是跨省送电规模不断扩大，实现了多方共赢。 “十一五”期间西电东送电量年均增长 15.3%。2010 年完成电量 1117 亿千瓦时，其中送广东电量占广东总购电量的 26%， 贵州送出电量占到全省上网电量的 31.6%，云南送出电量占到全省上网电量的 28.4%。按照南方电网“十二五”及中长期发展规划，2015 年西电东送年度电量将超过1500 亿千瓦时，发展前景十分广阔。 目前各省区上网电

6、量分配的方式， 一般由省政府电力主管部门下达年度电量调控目标，电网公司与发电企业据此签订年度购售电合同。在年度合同的基础上，由电网公司市场营销部门每月制定月度购电计划，提交调度部门执行。实施节能发电调度以后，可再生能源发电优先上网，而煤电上网电量分配则采取差别电量模式，煤耗相同的机组其等效负荷率控制在同一水平， 不同煤耗水平的机组适当拉开差距。 南方电网跨省区电力交易主要有两种模式： 一是参与跨省区电量分配的大型水电站，如天生桥一二级、龙滩、小湾等，按照国家确定的分电比例和电价向各省区送电；二是云南、贵州分别与广东签订省4 政府层面的省间送电框架协议，每 5 年一签，确定每年及分月送电电力、电

7、量及送电曲线，电价由国家确定。由南方电网公司协调各省区电网公司及超高压公司完成实施。此外，各省电网公司及超高压公司之间签订临时送电协议，利用省间通道剩余能力，进行省间交易调剂余缺，送受电价格通过协商确定。 跨省区交易存在的主要问题是协议执行的刚性不够。 当省内用电与向省外送电出现矛盾时，协议电量难以完成。对于送出省，优先满足省内用电需求， 富余部分送省外； 对于受入省份， 发电能力富余时，优先考虑省内电厂的效益，不愿接纳外部电量。此类问题的根源在于现有的政府框架协议缺乏相应的违约处罚机制。而在执行层面上，各省区电网公司签订企业间西电东送交易合同， 由于省区电网公司及输电公司都隶属于南方电网公司

8、， 出现合同违约时也难以做到真正的处罚。立足当前，着眼未来，都需要建立一套完整的市场化机制来保证跨省电力交易的可持续健康发展。 南方电力市场的发展方向展望南方电力市场的发展方向展望 综合南方区域电力行业及电力交易发展现状，笔者认为，南方电力市场建设的突破口在于跨省区交易。 基于已建成的区域统一交易平台，建立一种以政府框架协议交易为主、竞争性交易为辅的跨省交易模式。建立此种交易模式的关键在于逐步将发电企业及售电企业（供电局）纳入直接交易主体，打破当前电网公司代理的交易模式。 省政府签订的跨省送电框架协议，综合了各省中长期的电力需求、电网电源规划等因素，送受电价格也考虑了各省平均上网价格和5 输电

9、成本。因此，基于框架协议的省间送电规模和价格，实际上已纳入了各省电力供需平衡和电价水平的大盘子，不宜轻言打破。在当前条件下，可从以下几方面入手加以完善：在协议制定环节，应建立完善协议送电的违约补偿机制；在协议执行环节，建立省政府层面的协商机制，对于重大计划调整应事先协商一致。遇到特殊因素，如，送出省因来水严重偏枯、电煤紧张等原因导致送出任务难以完成时，应遵循省内用电与送出电量同比例调减的原则。 除了基于框架协议的省间电力交易以外，西南地区丰富的水电，尤其在丰水季节，需要采取更加灵活的方式交易至东部负荷中心区。目前具备开展条件的跨省交易可分为四类： （1）基于开口合同的交易。省级电网公司之间事先

10、约定好交易价格和交易条件，由调度部门在条件具备时实施交易，事后由省级电网公司进行结算。此类交易模式适用于富余水电消纳或短时余缺调剂。由电网公司组织，发电企业不参与报价，环节简单，易于实施。 （2）撮合交易。基于现有的南方电力市场技术支持系统来开展，购电方为省级电网公司或独立配售电企业（供电局） ，售电方为南方区域独立发电企业（市场起步时可限定为煤电企业，以后逐步扩大范围） 。撮合交易实施的前提是将省内购电及政府框架协议电量分解落实至各电厂（机组） ，使其能够明晰自已剩余的发电上网能力。 （3） 挂牌交易。 此类交易可看作是撮合交易的简化版， 由购 （售）电一方事先公开购（售）电量和购（售）电报

11、价，售（购）电主体申报自己的电量和电价，价格低（高）者优先成交，结算价格可以为发6 （购）电报价、撮合均价或边际出清价格。 （4）合约转让交易。对于已形成的交易合约，当某一方无法完成交易或不愿履行合约时，可进行合约转让。该交易的目标是各方交易利益的最大化或违约损失的最小化。如，贵州电网公司可在汛期将部分送广东合约转让给此时水电大发的云南电网公司， 在保证广东电网落地电量和电价及超高压公司收益不变的前提下， 获得合约转让收益。 总之， 南方电力市场六年的模拟运行为下一步市场发展奠定了良好的基础，南方电网区域开展竞争性跨省交易的条件相对成熟，发展前景可观。 利用当前区域统一的撮合交易平台， 开展竞争性跨省交易，发电、输电及售电企业共同参与，与现有的政府框架协议交易互为补充，逐步引入挂牌交易、合约转让交易，将是一个可行、易行、多方共赢的市场建设方案。南方电力市场将再次焕发青春，也必将为我国电力市场化改革创造新的经验。 （本文发表于南方能源观察2012年第二期）