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    评论:为何要加快建设统一电力市场?

    http://www.chemmade.com   更新时间: 2022-03-18 15:41:59   国家能源局

      日前,国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(以下简称《指导意见》),明确提出到2025年,全国统一电力市场体系初步建成;到2035年,全国统一电力市场体系基本建成,适应新型电力系统要求。

      “统一电力市场”什么样?对发电、输电、配电、用电有什么影响?新能源和传统能源在其中将分别扮演哪些角色?

      理顺“省内电”“省外电”“外送电”

      为何要加快建设统一电力市场?

      2015年,《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发实施,标志着中国开启新一轮电改。配套发布的《关于推进电力市场建设的实施意见》明确,电力市场主要由中长期市场和现货市场构成,电力市场体系则分为区域和省(区、市)电力市场。

      国家发改委有关负责人介绍,新一轮电改实施以来,中国电力市场建设稳步有序推进,多元竞争主体格局初步形成,价格机制更加完善,市场化交易电量比重大幅提升。2021年,全国市场化交易电量达3.7万亿千瓦时,同比增长17.2%,占全社会用电量的44.6%,是2015年市场化交易电量的近7倍,年均增长约40%。

      不过,电力市场稳步发展的同时,新的问题也随之涌现。特别是各地在“省内电”“省外电”“外送电”的协调使用上有矛盾,跨省跨区的交易壁垒多年来不同程度地存在。实现能源资源在全国范围内优化配置,就要建立“全国统一电力市场”。

      “进行跨省跨区的电力传送,需要有一套市场机制来决定电力交易的量和价。”清华大学能源互联网研究院副院长陈启鑫告诉记者,此前,交易主要依靠政府指定合约,这类合约通常周期较长,难以动态、准确地反映电力的真实成本和价值。

      与此同时,由于各地的用电结构、价格承受水平等各不相同,开展现货交易试点的省份在市场规则、市场准入等方面也存在差别。山东一家发电企业负责人向记者介绍,在不同省份参与交易,需要先了解该省份的交易规则,这在一定程度上增加了企业交易成本,对市场主体售购电造成一定阻碍。

      能源形势的变化也对电力市场提出了新要求。伴随“双碳”目标的提出,中国新能源发电占比大幅提升,但能源基地集中开发和负荷中心分布式建设共存的趋势,带来严峻的消纳难题。“我国清洁能源主要集中在‘三北’地区,由于周边区域负荷强度不高,整体消纳程度受限。”陈启鑫表示,这就迫切需要发挥市场优化配置资源的决定性作用,通过市场价格信号引导清洁能源统一规划、科学布局、高效利用。

      “2030碳达峰、2060碳中和战略目标对中国电力市场建设提出了新要求,需要加快全国统一电力市场体系建设,推动电力行业加快转型。”国家发改委上述负责人表示,要在全国更大范围内促进电力资源共享互济和优化配置,提升电力系统稳定性和灵活调节能力,以市场化手段降低成本,实现能源清洁低碳转型和高质量发展。

      统一交易规则,建设国家电力市场

      针对现行电力市场的问题,此轮电改将重心锚向“加快建设全国统一电力市场体系”。那么,全国统一电力市场体系包含哪些层面?如何建设?

      “健全多层次统一电力市场体系包括加快建设国家电力市场,稳步推进省(区、市)/区域电力市场建设,引导各层次电力市场协同运行和有序推进跨省跨区市场间开放合作。”国家发改委前述负责人介绍。

      记者注意到,在跨省跨区电力市场和省间电力市场“两级运作”基础上,《指导意见》明确要加快建设国家电力市场,并首次提出“研究推动适时组建全国电力交易中心”。

      陈启鑫分析,现有的电力市场交易体系已能支持一定规模的电力交易。随着跨省跨区交易在全国范围内不断发展,将推动不同交易中心采用新的组织形式实现各地电力市场相互协同、信息交互、业务交互等。“伴随交易范围进一步扩大,需要相应的交易机构给予支撑,全国电力交易中心旨在起到这样的作用。

      ”如何处理统一电力市场体系中各层次电力市场的关系,一直广受业界关注。为了引导各层次市场协同运行,《指导意见》一方面明确了全国电力市场体系中各层次市场的功能定位,如省(区、市)市场主要发挥基础作用,负责保证省内电力基本平衡和省内电力资源的优化配置;区域市场开展跨省区电力中长期交易和调频、备用辅助服务交易,优化区域电力资源的配置;国家电力市场则负责省(区、市)/区域市场间的共享互济和优化配置。另一方面,明确各地根据实际情况,宜省则省、宜区则区。未来,省(区、市)市场可以直接或融合成为区域市场后与国家市场融合发展,以此在更大范围内实现能源资源的优化配置。

      交易机制的统一是推动各类市场主体顺利参与交易的重要保障。电力规划设计总院政策研究室副主任凡鹏飞介绍,《指导意见》提出要规范统一市场基本交易规则和技术标准;完善电价形成机制,统一规范各地电力市场价格规则;健全完善电网企业相关业务流程和制度标准等,将有效化解统一市场发展难点,有助于实现更大范围的电力市场交易。此外,《指导意见》要求厘清跨省跨区与省内市场的经济责任边界,进一步加强输配电成本管理,优化输配电价结构,妥善处理政策性交叉补贴,以打通电力资源在各层次电力市场中的优化配置渠道。

      激励新能源参与交易,助力“双碳”

      激励新能源参与市场化交易是此次电改重点之一。

      记者了解到,在新能源发展初期,有关部门采取量价固定模式激励投资者进入新能源行业。在固定的电价制度下,新能源价格结算时一部分执行当地燃煤机组标杆上网电价,由电网公司支付;高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分,由有关部门进行补贴。这种模式有力促进了新能源的发展,但也造成较大的补贴缺口。

      “面对快速发展的新能源,以政府定价进行补贴的方式不再适用。利用价格信号鼓励新能源参与市场交易,更有利于促进多种电源在市场中公平竞争,且有利于新能源消纳并网和储能等配套产业的发展。”陈启鑫认为,在促进新能源参与市场交易方面,《指导意见》提出按照先增量、后存量的原则,逐步将跨省跨区优先发电计划从量价固定的售购电协议,转化为由市场机制决定量价的政府授权合同,有利于释放市场交易空间。

      为激励新能源参与市场交易,《指导意见》还对中长期交易、现货交易作了规定。在中长期交易方面,提出完善建立中长期合同的灵活调整机制;现货交易方面,鼓励以报量报价方式参与现货交易,并首次明确未中标的电量不纳入弃风弃光电量考核。

      “对前者而言,完善建立中长期合同有利于降低发电方的交易风险,保障其收益。”陈启鑫说。现货交易方面,以报量报价方式参与交易,就是要将新能源视作和火电等传统电源“地位平等”的电源。电源进入市场后,以一致的市场规则进行交易,更体现市场竞争的公平性。该机制的引入还有利于促进新能源发电方提高自身的预测、管理水平,避免因预测不准或运营偏差导致弃风弃光。

      不过,电改是一个长期艰巨的过程,仍需进一步制定并落实各项工作细则。

      “《指导意见》展现了在推进全国统一电力市场体系建设过程中,政府与市场间关系动态调整的前景,也预示着许多深入推进电力市场建设的任务将开始。”在中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟看来,应保持积极态度,推动电力资源在更大范围内、更多层次上、更有效率地共享互济。“这既是对电力商品属性的深度还原,也是对经济发展所需基础能源要素的全局优化配置。”

    文章关键词: 电力
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