求实能源蒋江:能源数字化电力交易市场|嘉程创业流水席201席精彩回顾
    12.28.2023 | 嘉程资本:创新者的第一笔钱 | 嘉程创业流水席

    电力经济和电力市场很重要,尤其是电力市场,电力现货市场越来越成熟,覆盖面越来越广,可能会跟很多行业和场景产生关联。

    近日,嘉程创业流水席第201席【探讨电力与储能市场与产品新机遇】,邀请了求实能源创始人蒋江分享,主题是《能源数字化电力交易市场》。

    今天我主要是关于电力市场的话题跟大家交流。

    先自我介绍一下,我是华中科技大学毕业,毕业后一直在科陆电子、深圳电网子公司、远景能源从事新能源和电力市场方面的工作。我在2022年创办了求实能源,目前也主要是在电力市场和相关领域开展业务。我们主要在广东开展售电、电力现货交易、需求侧响应、储能的项目开发等业务。

    国内电力市场的发展进程

    我跟大家分享一下国内电力市场的发展进程。
    国内的电力市场,其实是从2015年这一轮电力体制改革开始建立的。2016年,广东和重庆率先启动了试点工作,之后全国各地陆续跟进。2018年,广东作为第一批试点省份,开始试运行电力现货市场。2019年和2020年,广东进行了按日和按月的试运行。2022年,广东、山东和山西等省份基本上实现了电力现货的不间断试运行。虽然目前仍处于试运行阶段,但已经按照现货规则连续运行了。2022年,山东的独立储能也开始参与现货市场。今年,南方区域开始试运行电力现货市场。整个南网区域的五个省份,统一了区域的电力现货市场规则。目前,已经完成了调电和结算的试运行,用时大约四天。
    电力市场的规模,根据中电联的统计,2022年,中国的市场化交易电量达到了5万多亿度,占全社会用电量的60%。也就是说,现在全社会的用电量有60%是通过市场化的方式来交易的。根据国家的相关政策,未来所有的工商业用户都要进入电力市场来交易。实现这个目标后,全社会电量有80%的电量都会进入市场交易。南方区域的市场主体数量,包括小型的低压用户,能超过800万家。这就是电力市场的情况。

    从计划到市场——电力市场建设背景

    简单介绍一下电力市场的概念,在中国,电力市场是一个全新的行业和领域。因为从建国以来,直到2016年以前,我国的电力工业一直是完全的计划体制,可能是国内极少数还没有市场化的行业之一。
    过去的电力工业体制是怎么实行的呢?首先是发电企业的建设,要建设多少靶点企业?去哪里建设?给它什么样的价格?它一年要发多少度电?这些指标和项目的批复,都是由政府来制定的。其次,发电企业的上网电价也是由政府来核定的。政府会根据发电企业的核算成本、投入成本和合理利润,以及当地全年预计的发电量,来计算出一个上网电价,这个电价几乎是保证发电企业盈利的。这就是过去的电力工业体制。
    用户的电价也是根据整个电力系统的合理成本和合理利润倒推到各类电力用户,确定相应的电价是多少。过去,这种电价叫做目录电价。也就是说,无论是上网电价、生产电价还是消费电价,都是由政府来制定的。而且,生产的具体行为,比如生产者什么时候生产,生产怎么安排,也都是由政府来制定计划,由电网企业来具体执行调度的。这就是过去的计划体制。

    在经济结算的层面,过去的体制是由电网企业来统购统销的。大家都有这样一个概念,电都是电网来卖的,过去的确是这样的。过去其实没有很明显的售电的概念,因为电都是由电网来统一销售的。这种体制在国内从建国以后一直实行了很多年,直到2002年才有了一次尝试,那就是竞价上网。但是,由于当时的经济特殊情况,国内在改革开放以后,经济增速非常快,电力工业建设跟不上经济发展需求,也跟不上电力需求的增长速度。那个时候,如果搞市场化,就会很容易出现供不应求的情况,而且价格信号会很高,这在一定程度上,是不太适合经济发展的节奏的。
    所以我们过去能够持续这么久,是因为整个电力工业发展需求增长很快,这种体制适合规模还不太大,供需关系比较平衡或者偏紧的情况。整个用电负荷波动较小,电源的可控性也较强。我们过去的用电结构中,服务业和居民用电占比较低,应该比现在低,主要的用电量都来自工业,所以整个用电的特性和电源的结构都以火电为主,因此过去比较适应这种计划性的体制。因为整个的工序都比较清晰、明确、可预见、可控。
    由于整个电力工业体系是一个保障收益率的模式,当我们国家的宏观经济进入2015年以后,准确地说是2015年这个环节,全国遭遇到了供给侧改革的压力,其实很多重工业行业都在做相应的供给侧改革调整。但是电力行业有一定的特殊性,因为它涉及电力系统的稳定和可靠。所以电力系统也开始考虑,2015年这一波政策通过市场化的手段,通过建设电力市场来改变过去这种由政府来兜底,保障发电企业盈利的模式。
    所以在2015年想把体制由计划向市场转变,如果变成电力市场以后,发电企业的价格和发电量都由市场来决定。如果是已经比较过剩的情况下,当然价格信号就比较低,就会影响它的投资回报和经济效益,那就会抑制它盲目扩张,通过市场的手段来实现一定的供需平衡,这是当时的背景。

    “双碳”推进电力市场建设

    近两年来,做电力市场的一个更大的背景是双碳目标的推进,因为减碳的主要对象是化石能源的消耗,而化石能源的消耗排放的主要场景就是电力行业。从技术上来说,化石能源更容易被替代的场景也是电力行业,所以目前最大的任务是实现电力行业的减碳。
    电力行业的减碳就带来一个问题,那就是电源结构可能要从过去以火电为主,逐渐转变为以风电、光伏或者新能源为主的电源结构。但是光伏发电和风力发电是非常波动和不确定的。如果仍然用计划的体制来配置资源、批复项目、核定电价、安排生产,一方面很难安排,另一方面很容易造成资源的错配。
    为了保障可靠性,可能会导致资源的冗余,或者核定价格很容易错配,所以需要一个比较灵敏的机制,根据实际的供需情况来反映不同节点或者区域的电力供需状况。它到底是需要电源,还是需要调节资源,还是什么都不需要。所以需要通过一个比较真实灵敏的价格信号来指导资源的配置,相应地实现资源的优化。比如在一些电力供应比较过剩的地方,相应的价格信号就比较低,如果它长期过剩,全天的价格信号都很低,说明这个地方电源是全天都是过剩的,它就适合去建设送储通道,把电力输送到其他区域。如果只是在部分时段过剩,价格信号有波动,时高时低,说明它就需要建设调节性资源,用调节性资源来实现电力的平衡。如果它长期处于高价信号,说明它就是短缺的,需要在本地建设稳定电源,或者通过外送通道增加电力供应。这就是建设电力市场的背景。

    电力市场的运行与交易逻辑

    电力市场的运行可以用一个简单的图片来说明,让大家有个简单的了解。电力这个商品很特殊,我们日常接触的所有商品的交易都很容易理解,但是电力不同,从物理上讲,它的生产、消费都要在电力系统里面完成,而且要瞬时平衡,我们生活中的其他商品的实物交割和经济结算是同时发生的。
    比如我去菜市场或者商店买东西,商家把东西给我,我把钱给商家,这就是实物交易和经济结算的过程。但是电力交易的物理层面的运行,因为它是一个高精密度、敏感的系统,必须维持很多物理指标的稳定,比如电压、频率,以及实时功率的平衡,都是由电网企业严格管理调度的,也就是说它的实际交付是由电网企业来平衡和管理的。
    我们做电力交易时,它是纯粹的经济结算层面的交易,简单地说就是算钱。我们在开展电力交易或者电力售电业务的过程中,很多用户,包括一些不在我们行业的人,都会问,我跟你买电会不会没有电用,或者怎么样,这是我们一个比较典型的误解。实际上用电和发电都还是由电网企业来管理,我们做电力交易只是改变用户的用电价格,售电公司跟用户签一个售电合同,这个合同主要是对价格进行约定。签完之后,他用电的所有问题,比如停电了、要报装,或者要增加用电容量,都要找电网企业,唯独价格由我们双方来决定。
    我们跟用户签完合同以后要到交易所,也就是电力交易中心,把零售合同备案,电力交易也是由电力交易中心来集中管理的。电力交易中心录入之后,就会把我们的销售这部分记录在案了。另外,要交付电价,要跟上游的发电企业卖方按照电力交易中心制定的一些交易规则来买电。买电有很多交易品种,在现货交易体系中比较复杂,有短期的交易价格形成,还有生产安排,也有中长期的交易。总而言之,我们会通过交易中心制定的规则与发电企业形成一些批发交易的价格和电量,最后实现买卖平衡。比如卖一亿度电,买一亿度电,多买少买都有可能,最后卖是多少钱,买是多少钱,中间的批发零售差额就是售电公司的经营收入,也可以说是毛利。这是电力市场的大概的逻辑。
    除了售电公司跟用户和发电企业以外,现在也有很多新型主体,比如辅助服务的提供者,包括参与电能量市场的主体,除了传统的火电发电企业以外,可能有新能源发电,也可能有独立储能,都是一样的,作为市场的一个主体,可能是卖方,也可能是买方。总而言之,交易中心会制定相应的规则,规定大家是卖方还是买方,以什么样的身份来参与,可以采取什么样的交易品种,在交易规则里面怎么样帮助或者实现电力的平衡,实现价格和收入,这就是电力市场的逻辑和情况。
    具体的费用方面,目前中国的电力市场的电费都是由电网企业来结算的,所有的市场主体,用户把电费交给电网,电网再把批发零售价差给售电公司,把发电的电费给到发电企业。未来根据独立储能的交易情况,还要把独立储能的电费给到独立储能运营商,包括新能源发电的电费也要给到新能源发电企业,这就是费用结算层面的情况。

    电力现货市场

       

    给大家简单介绍一下电力现货市场。以广东为例,电力现货市场是以调度为中心,把整个市场的生产方和需求方的信息综合起来,结合电网的物理架构和物理约束,可以看作是一个很大的方程组。这个方程组里有很多边界条件或者约束,首先要实现电力系统的每个时刻的发用平衡和功率平衡,包括通道的约束、爬坡速率、机组的物理约束、开停机的时间等等,把所有的物理约束都放到方程组里面;再把电厂自己的意向价格,例如广东发电企业是申报它的价格曲线,不同的出力功率下它的意向价格是多少。交易调度会根据所有的市场发电企业或者卖方的申报价格,结合边界条件,最后以社会福利最大化为目标,即在满足需求的情况下尽量调用报价低的电源,最后算出来整个市场网架结构内不同节点的电价。可以理解为不同的发电企业在它所处的网架结构里,每15分钟它的出力、价格和功率是多少,得到这样一个结果。
    右上方是全省在3月9日这一天,每15分钟的价格,这一天其实是比较极端的一个情况,不是一个常态。从今年的行情来看,价格波动很大,这个单位是元/兆瓦时,或者是厘/千瓦时,也就是1000的时候就是一块钱。高的时候有一块钱,低的时候就是4毛8。右下方是从2023年1月1日开始到当时的3月,整个每一天的平均水平,蓝色的是日前市场价格,红色的是实时市场价格。
    现货价格的调度出清是提前一天运行的,电力系统因为很多物理的限制,不能短期内运行,必须提前安排,因为有时候开机都要很久,所以我们相当于用日前市场来做过去的预调度工作。日前市场也是目前现货市场运行的主要市场,当然有些规则会有些不同,有的甚至没有日前市场或者日前市场不结算,但是总体逻辑会有这个步骤,会有预出清的结果或者是日前市场的出清结果。
    实时市场也简单介绍一下,在第二天实际运行当天,电网会根据超短期负荷预测,因为提前一天预测的需求可能有偏差。左上角蓝色的线是预测的,红色是最后实际的负荷,统调全广东省的需求,这一天还是比较符合的,但实际上经常出现偏差比较大的时候,这也是正常的。因为负荷预测毕竟是一个预测性的事情,不可能做到完全准确。实时市场根据超短期负荷预测,提前15分钟来预测负荷,根据前一天已有的机组组合做微调。有时候临时也可能会有一些调整,甚至加开一些机组都有可能,但是总体来讲是基于前一天的结果来调整,再重算一次,把大家的价格根据这个时候的边界条件再算一次,就会得到一个所谓的实时价格,也就是这个红线的价格。这是现货市场的大概情况。
    总的来说,现货市场跟整个电力系统的供需情况和发电企业的报价情况都直接相关。也就是说,电力系统如果供需变紧,就会立刻产生价格信号,为什么会上涨下跌,因为负荷需求也有一定的波动。如果拉长时间来看,去年的现货价格,尤其是下半年,就比今年要贵很多,广东基本上要贵一倍左右。因为去年高温、缺水,煤价也比较贵,今年这些因素都有所缓解,尤其是来水、高温都有所减轻,所以对现货价格有明显的影响。

    电力现货市场的核心——中长期交易

    最后我讲一下电力现货市场到底在交易什么?它会每天根据整个市场的情况来得到一个比较灵敏的价格信号,如果我作为一个发电企业,或者是一个新能源发电,或者是一个储能,作为一个卖方,我就要尽量实现我的销售收入的最大化,我希望能够卖得越贵越多越好。但是现货价格是确定的,很难提前预测它。当然它有一定的逻辑,这个市场有一个很重要的交易叫中长期交易,中长期交易是什么呢?因为这个市场每天的现货价格信号是很不确定的,但是它又是个体量很大的市场,无论是卖方还是买方都有提前锁定的需求,比如我是个大发电企业,我们厂一年可能发几十亿度电,如果完全等到每天的现货运行我才知道它的运行计划和价格,我肯定受不了,我没法安排整个生产管理,包括成本采购等各方面。如果价格合适,我希望能提前锁定一部分。我作为买方,做一个售电公司,下游签了很多客户,我给他们一个明确的价格交付,也受不了每天才能知道买电的价格,我也有提前锁定成本的需求。这样我们买卖双方就在交易中心进行中长期交易。
    严格意义上讲,目前的电力现货市场交易里面,中长期交易是一个现金交割的期货,因为中长期交易是一个纯金融属性的差价合约,在现货市场里面没有物理意义,只跟现货价格做差价结算。我作为发电企业,卖了1亿度电,签了1亿度电的中长期合同,但是我最后可能一度电都不发,但是我这一度电的合同是根据我签约的标的周期内的现货价格来做差价结算,比如合约是5毛钱,而现货是3毛钱,我就算不发一度电,也能赚到2毛钱,乘以合同的电量,这就是我合同的收入,当然了这里面有风险。作为一个发电企业,我需要锁定价格,如果锁定得太低,可能就有损失,不一定是亏损。比如我的成本是3毛钱,我现在签4毛钱的中长期,可能也能赚1毛钱,但是如果我不签中长期,可能现货价格是6毛钱,也许就能赚得更多。当然,如果我没有判断好自己的成本,签了4毛钱的电价,最后煤价上涨,或者其他情况,导致我最后可能是亏损,因为我电价已经锁定了,而我的成本没有锁定,这也有可能导致亏损。
    这里面问题来了,未来这就像一个期货市场,你要分析一个月后、明年什么价格是合适的,你卖得太便宜就会亏损,卖得太贵又不能成交。所以怎么去分析未来是非常重要的,也是这个市场最重要的东西。现货市场是很重要的,但是它是形成现货价格的一个机制,也会对电力资源或者电价信号或者最后的结算费用有一定的影响。但是因为我们整个市场大部分电量都会通过中长期交易来实现,所以这个东西决定性很大,而且经常容易出现比较大的变化。所以判断中长期市场的价格,包括做相应的科学的决策是非常关键的。对售电公司也是一样的,我也需要去锁定价格,如果我提前买得很便宜,就能多赚钱,如果买得太贵,甚至要亏损。作为售电公司和发电企业,除了年度交易以外,进到明年还可以有月度交易的品种,甚至还有周交易的品种,比如提前两三天、三四天的交易品种,有很多窗口,我如何去选择?说白了,明年会不会比现在更好,这就是需要去研究的。这就是电力市场目前的大概情况。
    我们在论坛里面做了一部分工作,每天都在做第二天现货价格预测。在中午交易中心发布它的一些披露信息后,我们会针对这些情况对第二天的日前电价进行预测,绿色线就是我们预测的日前电价,事后我们把实际的出清的蓝色的也附上。总体来讲,在比较常规的情况下,预测准确率还是比较高的。但是目前主要展示的是针对第二天的预测,之后的没有放到论坛上,当然也有在分析。实时电价预测难度比较大,但是也有一定的价值,准确预测的难度还是比较大,而且具体结算的部分很小,意义也不是很大,这就是我们做日前预测的情况。
       
    日前预测对独立储能或者发电企业的报价还是有一定的帮助的,尤其是独立储能。如果它在申报时间以前能够比较准确地预测第二天价格的高低值或者高低价时段,就可以安排它的申报价格。比如我这个情况可以安排4毛3左右或4毛4左右申报买电,具体释放策略可能以后才能接触到。独立储能的申报有两种,报量报价和报量不报价,报量报价相当于要申报它的充电功率的意向价格,还有发电功率的意向价格,这种情况我是提前知道每天什么时候充电合适,什么时候放电合适,什么价格充电合适,什么价格放电合适,这就可能会实现效益最大化。如果我们申报的充电价格太高,可能提前就开始充了,如果我申报的卖电价格太低,可能提前就开始放了,就可能不能实现效益最大化。这就是在现货交易里面会有影响的,当然中长期交易也是很重要的。

    电力市场充满潜力

    电力市场是一个新兴的领域,我们整个社会对这个领域的了解还非常有限,包括同行之间的理解也存在很大的差异,但我们在这个行业也积累了一些心得。我们想针对用户,提高他们对电价、电费的关注度,普及相关的业务和知识,因为用户对于电费的关注程度真的非常低,容易被骗。我们做这个事情是希望市场能够更加健康,希望用户不要被欺骗,通过这个过程让用户更多地了解这个业务,能更好地买电。我们也制作了一些行业内的视频、文章,分享我们对这个行业的看法、做的事情。
    其他业务方面,目前主要还是以售电业务为主,当然也涉及需求响应。广东这边的需求响应品种,跟虚拟电厂是一回事。在开发用户的储能的过程中,我们顺便也做一些用电客户的咨询,包括独立储能投资商也跟我们了解交流一些独立储能参与电力现货的一些方面。
    我们也在筹划,未来针对电力市场做一些线上的课程;做一些小工具,帮用户算电费;建立行业的交流论坛,开发未来辅助的系统,帮助大家分析数据或者分析业务,管理业务更方便;包括未来把电价预测做成系统等考虑。
    在开发用户的储能的过程中,我们顺便也做一些用电客户的咨询,包括独立储能投资商也跟我们了解交流一些独立储能参与电力现货的一些方面。我们也在筹划,未来针对电力市场做一些线上的课程;做一些小工具,帮用户算电费;建立行业的交流论坛,开发未来辅助的系统,帮助大家分析数据或者分析业务,管理业务更方便;包括未来把电价预测做成系统等考虑。
    总体来讲,电力市场业务从2016年开始一直到今天为止,都被严重低估,可能从政府到整个社会都对这个事情可能还是不够重视,或者重视程度不够,这个事情其实还是比较重要,因为可能未来所有跟电价有关的东西都跟电力市场有关。电力市场、电力的供需它会影响分布式光伏的收益,这个事情大家以前都没有概念,也没有想到。
    我今年3月份在中电联写了一篇文章,提到了光伏可能会遭遇电价危局,包括现在调所谓的峰谷价差,它的逻辑和未来趋势是什么?其实底层逻辑都是电力的供需关系。国家当然需要发展光伏,但是供给太过于过剩了,必须调低价格来消纳,要不然没办法继续往前走。虽然调低价格可能也会没法往前走,但至少还有别的解决办法,如果不调低价格,整个系统没法匹配。
    总而言之,电力经济和电力市场是很重要的,尤其是电力市场,电力现货市场越来越成熟,覆盖面越来越广,可能会跟很多行业和场景有关,所以未来大家可以多关注,多支持,谢谢大家。

    Q&A

    席友:作为售电公司或者发电企业,真实用户对于现在信息披露透明度有什么反馈?目前的现货系统和结算体系的成熟度如何?还有哪些问题需要解决?行业里是怎么看待的?

    蒋江:广东的交易中心的平台,包括它的小程序,披露的信息相对全国其他省份的交易中心,广东的披露应该是做得最好的。当然,从我们业内主体的角度来看,市场还有进步的空间,还有一些其他方面的问题需要解决。总体来说,它信息披露的内容和广度,以及有效性、真实性,我们认为都很高,在国内应该算是最前沿的。当然,有些交易中心也做得不错,我个人之前的就业经历中,也在很多省份参与过当地的电力市场,最后的感受还是先在广东,因为确实在这方面广东做得比较靠前,包括大家如果要关注电力市场,也多关注广东。因为说实话,其他地方可能走在后面,广东值得研究的东西可能更多,也代表未来的趋势。

    席友:售电公司包括发电企业在现货市场的盈利情况总体是怎么样?以及目前竞争格局大概是怎么样的?

    蒋江:大家都知道,中长期交易占比较高,大家以为现货结算的部分很少。其实电力现货是全电量先出清,所有的市场电量都在电力现货市场,根据申报价格决定当天的成交量和价格。也就是说,先不考虑中长期市场,整个市场都是先用现货出清一遍,中长期交易是提前约定一个金融属性的合约,这个合约是用来锁定价格波动风险的。比如我们两个成交了1亿度电的合约,这个合约只是约定了1亿度电的电量规模,在未来合约分解的过程中,未来价格的波动风险我们两个锁定了。但是实际上,即使从结算的意义上来说,也是先结算现货的全电量的电费,再结算中长期合约的差价部分。这是我刚刚想说的第一点,可能未来更深入地了解,大家会意识到这两种说法的区别,它们还是有区别的。
    第二点就是市场主体的经营状况,说实话,可能这也是我说广东市场走在前面的一个原因,它的起伏很大。这个市场很容易出现巨亏,也很容易出现比较大的盈利。为什么会这样呢?第一个原因是电力价格波动,现货价格波动就很大,相当于一个波动很大的现货品种,大家在期货市场里很容易出现很大的经营波动,尤其是这个市场,大家普遍还不太成熟,应该说很不成熟。所以哪怕是发电企业,广东的发电集团前两年也亏得很厉害。这里有很大的成分是他们自己的错误决策,或者分析得不够理性导致的。包括售电公司当然也有很多亏损,有的年份好,比如今年很好,2023年售电公司就赚了很多,所以它起起伏伏很大。总的来说,我个人认为这个市场还在一个很初期的阶段,还不太稳定,也不太成熟,市场主体也还比较初级。它的整个格局现在发电企业基本上还是集中度比较高,集中在一些大型的国企集团,广东大概有十来个央企和地方企业的集团。当然除了他们以外,还有一些其他的小的发电企业。但是未来随着新能源市场、独立储能的市场的发展,发电侧的、电源侧的结构可能就更分散了。目前广东在交易的售电公司大概有170家,竞争还算是非常充分的,所以在零售侧的结构还是比较分散的。但是在批发侧、发电侧、电源侧的结构目前还是比较集中的。

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