試點電力現貨市場正式運行需邁“三道坎”
近日,記者綜合各方消息瞭解到,自從2017年8月國傢發改委、國傢能源局選取廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅八個地區作為第一批電力現貨市場試點以來,目前已取得突破性進展。當前,各省試點正在進一步擴大結算運行的周期和規模,其中,甘肅、山西、福建電力現貨市場試點均計劃開展試運行至年底。
業內專傢普遍認為,由於我國特殊的國情,優發優購電量在未來一段時間內將持續存在。鑒於國內現貨市場試運行時間比較短,難免出現問題,需要對電力現貨試點不斷總結分析。
(文丨本報記者 蘇南)
山西、甘肅新能源參與現貨市場
今年以來,為加快推進電力現貨市場結算試運行工作,國網系統6傢電力現貨試點單位全方位開展瞭大量工作,各試點單位均至少開展兩次連續結算試運行。同時,各試點根據電源結構、用電結構、市場成熟度差異等因素,多采用“中長期差價合約+全電量集中競價”模式。除四川豐水期外,各試點地區統調火電機組均參與現貨市場。
期間,各電力現貨市場試點根據各自新能源運行現狀和政策要求,采取瞭不同的處理機制,其中,山東、浙江、四川、福建四省新能源不參與市場,將其日前預測曲線全額作為市場邊界,按照實際發電結算; 山西、甘肅新能源參與電力現貨市場 ,對次日新能源預測曲線按照“以用定發”的原則進行調整,金融結算。
“從成交量看,甘肅、山西、浙江、山東試運行中日均中長期電量覆蓋率在9成左右,有效避免瞭現貨價格波動帶來的風險。”一位不願具名業內人士表示,從成交價看,山西、山東、浙江供需平衡寬松,試運行價格低於中長期價格;甘肅新能源大發且調低瞭出清限價,試運行價格有所下降;福建和枯水期的四川現貨交易機制為小規模單邊發電權交易,價格受供需關系影響小,接近中長期均價或標桿電價。
在業內專傢看來, 電力現貨與深度調峰市場融合效果較好 ,其中,山西省內北部機組成本低、容量大,電量考核任務重,降低運行下限避免停機;中部機組中長期合同電量充足,通過降出力實現盈利;南部機組成本較高,中長期合同電量少,承擔供熱任務必須運行,通過降出力減少虧損。“11月份山西電力現貨市場試運行的半個月中,火電機組在原有深度調峰能力的基礎上,進一步釋放瞭向下調節能力150萬-200萬千瓦,擴展瞭新能源消納空間。”上述人士介紹。
優化發用電曲線管理
有助於控制不平衡資金
電力現貨試運行中,不容忽視的是,由於我國特殊國情, 優發優購電量在未來一段時間內將持續存在 。優發優購電量不匹配產生的不平衡資金主要有兩種情況,一是非市場化發、用的總電量的匹配規模不對應,即保障性優先發電量與非市場化用電量需求不匹配,或發用兩側市場化交易電量不匹配等情況,導致結算產生偏差費用。二是非市場化發、用電的總電量規模一致,但每個分時結算周期內非市場化發、用電量無法完全匹配,在現貨市場分時電價機制下,結算產生偏差費用。
對此,上述人士表示, 每天優發優購的曲線匹配難度比較大,不過,通過精細化發用電曲線管理,可以控制不平衡資金 。“如山西采用的一個辦法,盡可能將優購曲線預測準確,然後拿優發電量與之匹配,以減少不平衡資金。精細化進行曲線管理後,大幅減少瞭雙軌制費用。從山西電力現貨試運行來看,日均雙軌制不平衡資金由5月份的1000多萬元降到目前的約75萬元。”
在另一位不願具名的電改研究人員看來,由於在當前計劃與市場並行方式下,優先發電與優先購電放開比例不對等,市場化發電量對應優先購電量的部分仍然按照目錄電價結算,因此將會產生一定的雙軌制不平衡費用。“建議各地在市場建設方案中規范不平衡資金分類,各項結算科目獨立記錄,分類明確疏導。此外,還可將不平衡資金納入電價調整機制。”
上述研究人員還認為,我國部分現貨試點省份尚未建立針對機組啟停、空載費用的成本補償機制,建議參考美國PJM市場的處理機制,在出清模型中引入機組啟停和空載費用,並由電力用戶按照日前和實時市場中的負荷比例進行分攤。
需重點考慮機組容量成本收回機制
截至目前,試點現貨市場運行情況總體良好,交易組織流程流暢,技術支持系統運行正常,出清結果基本符合預期,驗證瞭現貨市場規則和技術支持系統的有效性。但同時,現貨市場試點試運行中不同程度暴露瞭一些規則設計方面的問題,如中長期交易與現貨市場銜接有待完善、市場力監測與防范機制尚不健全、合理的容量補償機制還需要探索。業內專傢認為, 在下一步電力市場建設中,需重點考慮機組容量成本收回機制 。
雖然國傢能源局印發的《2020年能源工作指導意見》明確提出,今年深入推進電力現貨市場連續結算試運行,具備條件的地區正式運行,但在業內人士普遍表示, 電力現貨正式運行仍需要一定條件 。首先,要從法律上給予明確,政府部門要正式出臺運行規則;其次,試運行過程中出現的問題,基本上能得到較好的解決;再次,市場主體通過試運行對市場規則有較熟悉的掌握。
End 歡迎分享給你的朋友! 出品 | 中國能源報 責編 | 李慧穎
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