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首批电力现货试点陆续试运行电源博弈成关注点

2019-06-13 21:47:26 大云网　点击量：评论 (0)

广东和浙江电力现货市场建设总体进展较快。广东通过模拟阶段完善规则、验证市场模式，加快试运行的节奏；浙江经历了2000—2002年的试运行（

广东和浙江电力现货市场建设总体进展较快。广东通过模拟阶段完善规则、验证市场模式，加快试运行的节奏；浙江经历了2000—2002年的试运行（真实结算）和2006年的华东区域电力市场试运行，更关注跨省区交易和现货市场引发的运营分工等问题。

继5月15日全国首次电力现货交易结算在广东落地后，浙江于5月30日启动电力现货市场模拟试运行。5月29日，蒙西召开市场建设试点工作推进会，预计6月30日前现货将启动模拟试运行。

自本世纪初浙江在全国率先试点华东区域电力（现货）市场，至国内首次现货交易落地，电力现货市场在我国已历经近20年培育。分析人士认为，各地这一轮现货市场推进，是电改“9号文”发布五年来难得的“窗口”，现货市场建设将进一步提速。

首批试点陆续试运行

2017年8月，国家发改委、国家能源局下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为首批试点。

上述8个地区的能源禀赋、电源结构、电力供需各有特点：广东、山东、浙江、福建为电力输入大省，四川、山西、甘肃、蒙西为电力输出大省。其中，四川为水电大省，蒙西、甘肃为可再生能源大省，山西煤电装机达75.7%。

2018年被称为“现货元年”。当年8月，广东电力现货市场率先启动模拟运行；12月，山西、甘肃电力现货市场启动模拟试运行。“今年，电力现货市场建设步伐将加快。6月，剩余试点省区山东、福建、四川、蒙西电力市场将启动模拟试运行，所有非试点省份将于年底前完成现货市场建设方案编写。”中国电力科学研究院电力自动化研究所党委书记杨争林在“第三届电力市场国际峰会”（以下简称“电力峰会”）上介绍。

业内专家告诉记者：“广东和浙江电力现货市场建设总体进展较快。广东通过模拟阶段完善规则、验证市场模式，加快试运行的节奏；浙江经历了2000—2002年的试运行（真实结算）和2006年的华东区域电力市场试运行，更关注跨省区交易和现货市场引发的运营分工等问题。”

同时，省间电力现货市场也已启动。2017年8月，根据国家能源局批复，国家电力调度控制中心、北京电力交易中心发布《跨区域省间富余可再生能源电力现货试点规则（试行）》，启动弃风、弃光及四川弃水电能跨区域省间现货交易试点。据了解，跨省、跨区域现货交易主要在北京电力交易中心与广州电力交易中心开展市场化交易。

改革红利陆续释放

上述业内专家表示，电力现货市场对不同投资运营主体发电机组实现了经济调度，发、售侧均都会带来机遇。“对新能源发电而言，利用现货市场优化风光运行策略，可最大限度促进消纳；对售电侧而言，通过模拟竞价、负荷预测等手段，增强电价预测能力，规避风险、提供服务的售电公司将迎来代理客户的高峰期。”

国家电力调度控制中心副主任孙大雁在上述“电力峰会”上表示，现货市场的建立打开了跨区通道，实现送端省内富裕可再生能源在全国范围内优化配置，促使改革红利不断释放。“截至2018年8月，跨省区现货市场中，共有送端9个省份超过1400家可再生能源发电企业参与交易，受端14个省份参与购电，弃电量降低约25%，累计电量交易近90亿千瓦。”

上述专家表示，现货市场反映的是电力电量市场供求关系，改变了以往中长期交易只考虑电量平衡的格局，重构了中长期电力交易体系，将极大降低社会为电力平衡付出的成本。

“电力现货交易将解决电力指标分配制度‘三不知’的问题。通过知道‘与何人交易，何时间交货、何功率执行’，使电力从‘指标’走向一般商品，最终完成商品化、市场化，进而激发新技术、新业态和新的就业岗位，使我国电力工业真正走上高质量发展之路。”电力专家谷峰表示。

电源博弈成关注点

“为何‘无现货不市场’？边际电价的市场出清机制合理吗？节点电价合理吗？初始输电权应如何分配？网损如何公平分摊？火电与水电如何同台竞争？考虑火电机组深度调峰的现货市场如何运行？配额制、无功制约束下的现货市场如何设计？”针对现货市场理论和最近进展，清华大学教授夏清在“电力峰会”上连续发问。

夏清的这些疑问，直指现货市场中的新能源和火电企业。

“现货市场促进了新能源消纳和利用，但其出力不稳定，在中长期合同中难与用户约定交割曲线，市场收益不确定。在保障性收购、平价上网等政策共同作用下，新能源企业对现货市场既满怀期待又抱有恐慌。”中国电力科学院优化调动技术研究室主任耿建表示。

记者在“电力峰会”上了解到，由于新能源边际成本较低，其大量涌入现货市场拉低了市场整体出清价格，一定程度上挤压了煤电生存空间。“在深度调峰辅助服务市场，系统为了让0.4-0.5元/千瓦时的风电参与交易，要向火电支付1元/千瓦时的‘调峰服务成本’。当某些清洁能源以0.03-0.05元/千瓦时成交时，大量火电机组还在以标杆电价成交。”能源基金会清洁电力项目主任陆一川坦言。

国网能源研究院新能源与统计所所长李琼慧指出，2015年，欧洲也在讨论清洁能源进入电力现货市场后大量煤电亏损退出的问题。“英国提出容量市场的概念，德国也调整了电力市场规则。从国外经验看，我国要适应高比例的清洁能源进入电力市场，必须完善现有规则。”