建设储能中长期市场交易体系，更好地解决电力供求匹配问题
南财快评 胡军峰 吴江 2022-08-16
伴随着上周以来在长江流域到珠江流域的大范围高温天气，电力需求又上了一个高峰，随之而来的是各地相继推出了相应的保供安排，四川省推出了8月15日至21日的电力保供应急措施，这是目前省级行政单位第一个保供的措施。从应急角度而言，这是必须的，但是当前电力供应的压力，也说明建立电力供应统一市场的紧迫性。特别是这种特定时间段带来的供应峰值压力，整个电力供给市场机制如何与供需相匹配，也是一个必须要解决的问题。
2022年1月18日国家发改委与国家能源局联合发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，针对电力市场改革明确提出两个阶段性目标，其中第一阶段是到2025年，初步建成全国统一电力市场体系，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，提高跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模，初步建立有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制。2022年3月25日国务院《关于加快建设全国统一大市场的意见》中更进一步指出，要建立全国统一的能源市场，健全多层次统一电力市场体系。目前在电力现货和辅助服务市场方面都已经有新型储能如何参与的市场机制设计。电力中长期市场建设首先是一个禀赋条件挖掘，市场供给匹配，电力调度的问题，其次则必须要重视储能市场的建设，减少碳排放，有效降低电力损耗和浪费都必须要积极建设储能市场。电力中长期市场交易体系是建立电力统一市场的关键，如何将储能特别是新型储能纳入到市场交易体系，则是电力中长期市场深度建设所必需的环节，某种程度上说也是决定了电力中长期市场发展方向。
电力中长期市场交易的现状
电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要再开展输电权、容量等交易。电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。
电力中长期市场交易主要采用物理合约交易的方式，其交易流程、偏差电量处理机制、合同签订及履行等在电力中长期交易基本规则及地方规定中均有详细规定。根据中长期基本规则，允许发用双方在协商一致的前提下，可在合同执行一周前进行动态调整。鼓励市场主体通过月内（多日）交易实现月度发用电计划调整，减少合同执行偏差。系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时，可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理，也可根据各地实际采用偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等偏差处理机制。以华东地区为例，电力用户少用电量造成所在省份发电企业少发电量的，按照偏差电量对应电费的20%实施考核；发电企业少发电量造成所在省发电企业多发电量的，按照偏差电量对应电费的20%实施考核。
由于电力中长期合同在电力市场交易中的压舱石和规避风险作用，国家发改委和国家能源局对电力中长期市场交易异常重视，去年开始要求力争签约电量不低于前三年用电量平均值的80%，并通过后续月度合同签订保障中长期合同签约电量不低于前三年用电量平均值90%—95%。未参与市场的经营性电力用户、优先发电企业也需参照中长期合同签约的相关要求，由电网企业与用户或发电企业签订合同。
新型储能参与电力中长期市场交易的必要性
新型储能是指除抽水蓄能外的新型电储能技术，包括锂电池、钠电池、液流电池、压缩空气、飞轮、储热、储氢等多种方式。从鼓励减排和发展新能源的角度，国家政策上将优先发电计划指标优先转让给清洁能源发电机组，并积极促成优先发电计划市场化部分交易和优先发电合同转让交易。但是以风电、光伏为代表的新能源出力具有随机性、间歇性和波动性等特性，导致其无法满足用户对电力供给来源稳定、持续的要求。在用电低谷时段，新能源出力超过系统调节范围时，一般来说就必须控制出力以保证系统动态平衡，因此会产生弃风、弃光电量。这也就意味着，储能企业可以相对低廉的价格购入弃电量，通过交易市场，向购电方平滑输送质量合格的电能。从市场逻辑而言，储能可以发挥波峰波谷的调节作用。所以电力中长期合约交易中引入储能作为对目前合约交易机制的有益补充，可以在特定的条件下（比如今年夏季长期的高温带来的对电力的大规模高涨），充分发挥储能企业的补充作用，促进清洁能源电量的优先利用，还能扩大清洁能源电量的消纳范围。
基于市场逻辑，我们完全可以设想储能企业在电力市场这一平滑支持作用。但是，储能在整个电力系统是起支持作用，主要是储备波谷时的电能，其本身并不提供电能量。所以如果要储能企业积极发挥市场的支持作用，就需要在电力交易市场纳入储能交易，但是储能企业要参与电力中长期市场交易，目前我国电力中长期交易的物理合约形式就不适用了，这就需要考虑在电力中长期交易中推进建立中长期金融机制结算。既能方便储能企业中长期合同的数量和价格风险问题，又能方面储能在支付较小比例费用情况下对冲现货和辅助服务市场风险。从电力中长期市场发展角度而言，现货市场必须要发展成为期货市场，实现金融机制结算，才能成为一个有效全面的市场，真正对电力生产和使用起到指导作用。所以储能纳入电力中长期交易，对于电力市场建设也有特殊的意义。
电力中长期交易路径发展设想
由于我国目前电力中长期交易为物理合约形式，新型储能中长期交易需要采用金融合约形式，需要综合考虑各方面因素对其实现路径进行分析，目前而言，有三种模式可以考虑。
路径1：电力物理合约+储能金融合约交易机制
第一种路径为单独设计储能金融中长期交易机制，电力交易仍然采用物理合约交易方式。该路径方案下储能参与中长期市场金融合约结算流程如下：①储能在年度、月度、多日等时间尺度上，通过双边或集中交易签订电量合同，调度机构对进行安全校核；②根据合同自行分解形成次日的发用电曲线，但无需物理执行，仅具有结算意义；③参与现货市场和辅助服务市场，形成发电计划，用于执行和结算电量；④价格按照中长期市场约定价格进行结算。储能的中长期合约实质上是一种金融差价合约，仅具有结算意义，无需物理执行。
从电网运行角度看，该路径模式下未对电网运行难度最大的日前、日内、实时等环节做出大的改动，计划模式可平稳有序向中长期市场建立全面的金融市场以及向现货市场过渡，都具有相当的现实意义。同时，通过为储能设计金融合约，促进储能参与中长期市场，可提高电力系统运行的效率，降低社会用能成本。
路径2：部分电力物理合约+储能金融合约交易机制
目前我国现货市场试点范围有限、现货市场还没有正式运行的背景下，可以考虑部分电力中长期合约采用差价合约结算。中长期年度交易由于周期长，面临的不确定性因素多，而且更难准确预测等原因，比月度及更短周期交易的价格风险更大。因此可以考虑在年度交易合同中引入差价合约制度，即将年度交易合同由物理合约改变为差价合约，全部物理电量通过月度及以下周期交易完成。
在建立年度交易合同差价合约制度的框架下，储能参与中长期市场金融合约运营流程为：通过双边协商和集中竞价等方式签订中长期交易合同，不需要安全校核，提交市场运营机构主要用于结算使用。在日前阶段，市场运营机构根据市场主体的报价和供需关系进行全电量的集中优化，确定执行日的机组组合、发电计划和出清价格。在建立年度交易合约金融结算后，适时全面推动中长期电力交易金融结算，建立完备的市场体系。
路径3：电力金融合约+储能金融合约交易机制
金融交割模式一般以中长期差价合约管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价、统一优化。此时储能通过双边协商和集中竞价等方式签订中长期交易合同，不需要安全校核，提交市场运营机构主要用于结算使用。在日前阶段，市场运营机构根据市场主体的报价和供需关系进行全电量的集中优化，确定执行日的机组组合、发电计划和出清价格。实时阶段，根据实时供需和系统运行情况进一步优化合并执行。市场运营机构根据日前、实时市场交易结果进行电量结算，根据中长期合约进行价格结算。
可以预见，在未来一段时间内中国风电、光伏等清洁能源仍将快速发展，调峰资源将进一步减少。但是相应的气候条件变化下，在可预见的周期里，我国的电力需求仍然会继续增长。这就需要我们进一步推动电力交易市场的发展，而且中长期交易规模会加速增大，将是一个短期内必然出现的趋势。这必然会带来中长期交易的物理执行越来越难，中长期交易刚性执行电量越大，电网调度能够用于平衡和调整的电力电量空间越小，可能导致清洁能源消纳等无法保障，甚至可能导致无法满足电网最小开机方式要求，不仅有损于减排的大目标，更可能造成局部电网断面潮流重载，影响电网安全运行。如此一来，电网运行若存在不确定性，中长期交易合同达成电量可能也无法执行，调度存在监管风险等。从中国电力市场发展的供需变化，市场建设需求，以及维护我们能源供给的全球性优势角度，我们都必须尽快将储能纳入电力市场中长期交易，这不仅是未雨绸缪的战略考虑，目前已经是箭在弦上的迫切需求了。
（作者单位：华北电力大学）
（作者：胡军峰,吴江 编辑：李靖云）
