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首批電力現貨試點陸續試運行電源博弈成關注點

2019-06-13 21:47:26 大云網　點擊量：評論 (0)

廣東和浙江電力現貨市場建設總體進展較快。廣東通過模擬階段完善規則、驗證市場模式，加快試運行的節奏；浙江經歷了2000—2002年的試運行（

廣東和浙江電力現貨市場建設總體進展較快。廣東通過模擬階段完善規則、驗證市場模式，加快試運行的節奏；浙江經歷了2000—2002年的試運行（真實結算）和2006年的華東區域電力市場試運行，更關注跨省區交易和現貨市場引發的運營分工等問題。

繼5月15日全國首次電力現貨交易結算在廣東落地后，浙江于5月30日啟動電力現貨市場模擬試運行。5月29日，蒙西召開市場建設試點工作推進會，預計6月30日前現貨將啟動模擬試運行。

自本世紀初浙江在全國率先試點華東區域電力（現貨）市場，至國內首次現貨交易落地，電力現貨市場在我國已歷經近20年培育。分析人士認為，各地這一輪現貨市場推進，是電改“9號文”發布五年來難得的“窗口”，現貨市場建設將進一步提速。

首批試點陸續試運行

2017年8月，國家發改委、國家能源局下發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，明確南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區作為首批試點。

上述8個地區的能源稟賦、電源結構、電力供需各有特點：廣東、山東、浙江、福建為電力輸入大省，四川、山西、甘肅、蒙西為電力輸出大省。其中，四川為水電大省，蒙西、甘肅為可再生能源大省，山西煤電裝機達75.7%。

2018年被稱為“現貨元年”。當年8月，廣東電力現貨市場率先啟動模擬運行；12月，山西、甘肅電力現貨市場啟動模擬試運行。“今年，電力現貨市場建設步伐將加快。6月，剩余試點省區山東、福建、四川、蒙西電力市場將啟動模擬試運行，所有非試點省份將于年底前完成現貨市場建設方案編寫。”中國電力科學研究院電力自動化研究所黨委書記楊爭林在“第三屆電力市場國際峰會”（以下簡稱“電力峰會”）上介紹。

業內專家告訴記者：“廣東和浙江電力現貨市場建設總體進展較快。廣東通過模擬階段完善規則、驗證市場模式，加快試運行的節奏；浙江經歷了2000—2002年的試運行（真實結算）和2006年的華東區域電力市場試運行，更關注跨省區交易和現貨市場引發的運營分工等問題。”

同時，省間電力現貨市場也已啟動。2017年8月，根據國家能源局批復，國家電力調度控制中心、北京電力交易中心發布《跨區域省間富余可再生能源電力現貨試點規則（試行）》，啟動棄風、棄光及四川棄水電能跨區域省間現貨交易試點。據了解，跨省、跨區域現貨交易主要在北京電力交易中心與廣州電力交易中心開展市場化交易。

改革紅利陸續釋放

上述業內專家表示，電力現貨市場對不同投資運營主體發電機組實現了經濟調度，發、售側均都會帶來機遇。“對新能源發電而言，利用現貨市場優化風光運行策略，可最大限度促進消納；對售電側而言，通過模擬競價、負荷預測等手段，增強電價預測能力，規避風險、提供服務的售電公司將迎來代理客戶的高峰期。”

國家電力調度控制中心副主任孫大雁在上述“電力峰會”上表示，現貨市場的建立打開了跨區通道，實現送端省內富裕可再生能源在全國范圍內優化配置，促使改革紅利不斷釋放。“截至2018年8月，跨省區現貨市場中，共有送端9個省份超過1400家可再生能源發電企業參與交易，受端14個省份參與購電，棄電量降低約25%，累計電量交易近90億千瓦。”

上述專家表示，現貨市場反映的是電力電量市場供求關系，改變了以往中長期交易只考慮電量平衡的格局，重構了中長期電力交易體系，將極大降低社會為電力平衡付出的成本。

“電力現貨交易將解決電力指標分配制度‘三不知’的問題。通過知道‘與何人交易，何時間交貨、何功率執行’，使電力從‘指標’走向一般商品，最終完成商品化、市場化，進而激發新技術、新業態和新的就業崗位，使我國電力工業真正走上高質量發展之路。”電力專家谷峰表示。

電源博弈成關注點

“為何‘無現貨不市場’？邊際電價的市場出清機制合理嗎？節點電價合理嗎？初始輸電權應如何分配？網損如何公平分攤？火電與水電如何同臺競爭？考慮火電機組深度調峰的現貨市場如何運行？配額制、無功制約束下的現貨市場如何設計？”針對現貨市場理論和最近進展，清華大學教授夏清在“電力峰會”上連續發問。

夏清的這些疑問，直指現貨市場中的新能源和火電企業。

“現貨市場促進了新能源消納和利用，但其出力不穩定，在中長期合同中難與用戶約定交割曲線，市場收益不確定。在保障性收購、平價上網等政策共同作用下，新能源企業對現貨市場既滿懷期待又抱有恐慌。”中國電力科學院優化調動技術研究室主任耿建表示。

記者在“電力峰會”上了解到，由于新能源邊際成本較低，其大量涌入現貨市場拉低了市場整體出清價格，一定程度上擠壓了煤電生存空間。“在深度調峰輔助服務市場，系統為了讓0.4-0.5元/千瓦時的風電參與交易，要向火電支付1元/千瓦時的‘調峰服務成本’。當某些清潔能源以0.03-0.05元/千瓦時成交時，大量火電機組還在以標桿電價成交。”能源基金會清潔電力項目主任陸一川坦言。

國網能源研究院新能源與統計所所長李瓊慧指出，2015年，歐洲也在討論清潔能源進入電力現貨市場后大量煤電虧損退出的問題。“英國提出容量市場的概念，德國也調整了電力市場規則。從國外經驗看，我國要適應高比例的清潔能源進入電力市場，必須完善現有規則。”