3月1日上午，北京电力交易中心和广州电力交易中心在北京和广州同时挂牌，标志着区域电力市场正式建立，电力市场化又前进了一大步。但是对于新能源电来说，区域电力市场是解药还是毒药？我们觉得，不好说！未来新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下才能解决。 3月1日上午，经过数月筹备的北京电力交易中心和广州电力交易中心在北京和广州同时挂牌，标志着区域电力市场正式建立。两大交易中心将组织开展跨区跨省电能交易、电力直接交易等交易服务。 北京电力交易中心由国网独资设立，广州电力交易中心由南方电网占比三分之二。 据了解，北京电力交易中心成立后，业务层面上将与电网企业其他业务分开，财务层面上独立核算、自负盈亏，运营层面上按照政府批准的章程和市场规则提供交易服务。 银东直流交易新能源占两成 北京电力交易中心主要开展中长期、年度、月度等交易，银东直流跨区电力用户直接交易成为中心正式挂牌后的首个市场化跨区跨省交易业务。未来交易中心将结合有序放开的发用电计划，根据发用电方的需求，组织开展有关交易。 据北京电力交易中心信息显示，银东直流跨区直接交易由北京电力交易中心组织山东省内的30家电力用户和824家西北发电企业开展交易，达成交易电量90亿千瓦时。 银东±660千伏直流输电工程(西起宁夏宁武坑口电站，东至山东胶州)是“西电东送”工程的主线路，线路全长1335公里，投资总额约104亿。据媒体报道，2015年银东直流全年输送电量达295.75亿度，同比增长4.9%。 本次作为售电方参与交易的发电企业包括3 个配套电源企业以及陕西、甘肃、青海、宁夏地区70家火电企业、272家风电和482家太阳能发电企业。 本次交易采用双边协商、集中竞价两种方式，其中集中竞价阶段火电、新能源企业与山东用电企业开展交易，达成交易电量50亿千瓦时。双边协商交易阶段，银东直流3个配套电源企业与购电方开展交易，达成交易电量40亿千瓦时。交易结果将在2016年3月至12月之间执行。 西北发电企业考虑输配电价、网损、工业企业结构调整专项资金后，参与集中交易并以边际电价法出清的确定交易电价。 最终，售电方共申报电价1500亿千瓦时，最终成交90亿千瓦时，成交比率为6%，按照概率来讲银东发电企业交易成交率远超过2016年A股打新中签率(0.05%)。购电方共申报145亿千瓦时，最终成交90亿千瓦时，成交比率为62%。据某电网工作人员介绍，此次成交的90亿千瓦时可谓体量惊人，仅此一回银东直流就大致相当于南方西电东送交易一个月的量。 不过，由于交易中心未分开披露3个配套电源企业与其他发电企业的申报电量比例，因此无法直接测算非配套企业的交易成交率，但按总量估计非配套企业交易成交率将远低于银东直流配套电源企业。 为保障跨区跨省电网安全运行和交易顺利成交，交易公告中规定本次交易规定西北各省新能源成交比例不超过40%，即总成交电量不超过36亿千瓦时。新能源发电企业成交电量上限参照西北区域同类发电机组平均利用小时的30%确定，风电为361小时，光伏为315小时。据风电内部从业者介绍，这意味着即使某风电场报0价，最多也只能卖361小时的满发电量。 此次交易最终新能源成交18亿千瓦时，占成交电量的20%。成功中标的西北地区发电企业利用小时数预计可提高100小时以上。 通过此次交易，山东电力用户购降低购电成本5.4亿元。 区域电力市场是良方还是毒药 据国网公司数据，限电最严重的甘肃、新疆、青海、宁夏地区2015年仅光伏发电弃光损失电量高达40.2亿千瓦时，占全国弃风弃光电量的10%左右。 “十二五”期间，西北地区电力装机高速增长，但用电负荷增速明显放缓，其中新疆电源装机是最大负荷的2.6倍，新疆电源装机是最大负荷的3.5倍，短期内新能源发电在本地消纳已无可能，通过电力交易市场优化配置资源、利用特高压直流跨区域送出新能源电力成为了目前较为理想的选择。 对于银东跨区直接交易新能源电量仅占成交电量的20%，低于原先预计的占比40%的交易结果，一位资深分布式光伏企业高管也表示了他的担忧，“除非先供新能源，再供火电，否则都是借新能源之名，谋输出火电之实。民营企业在西北的电站规模越大，死的越快”他表示。 在市场总量不足的情况下，部分地区增加大用户直购火电电量，进一步挤占了新能源发电的市场空间，导致弃风、弃光现象进一步恶化。 据国网公司数据，2015年甘肃、宁夏用户直购电规模分别为170.08亿千瓦时、274.21亿千瓦时，占当地火电发电量比例的44%、18%。 “当地政府对于火电‘由衷’的青睐使其尽最大努力保住火电发电量，即使保不住火电发电量也要尽可能保住火电企业的利益，这也就解释了新能源企业与火电自备电厂开展发电权交易的根本初衷”，一位电网资深人士表示。 一位发电企业从业者表示，此次建立区域性的电力交易中心虽然已将电改进程推进了一大步，但跨区交易来讲对于西北地区新能源发电面临的严重弃风弃光现象似乎并没有带来太大的福音。 在去年发布的电改配套文件规定：“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电被列为一类保障优先发电;跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量被列为二类保障优先发电。” 但是，短期来看由于省级电力交易市场建设步伐缓慢，发用电计划没有全部放开，可再生能源优先发电政策效果都没有100%的得以体现。 此外，省(区、市)电力市场建设推进速度缓慢，交易机制仍有待打磨，新能源暂无法通过电力交易市场实现优先收购。 而在区域电力市场体系中，电改文件中明确要求跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。但实际情况是，火电仍是影响区域电力市场的交易电量和电价决定性因素，新能源企业的话语权很弱，此次新能源电量仅占成交电量的20%也从侧面验证了这一点。 未来新能源能否从电力交易市场中获益，一位光伏上市公司研究人员告诉记者，“电改相关配套落地政策还没有全部出来，如果未来能够通过直接交易解决问题是件好事，即使限定新能源发电的交易比例，光伏、风电的边际成本很低，交易起来也不见得吃亏”。 总的来说，区域电力市场在目前电改推进的情景下对缓解新能源限电问题的作用十分有限，称不上是“治病良方”。从根本上解决新能源限电问题，不仅需要公平高效的电力市场，还需要健全新能源消纳的市场化机制。 以市场化的思维破解新能源难题 笔者认为，不论是《可再生能源法》、电改配套文件还是征求意见的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》都要求全额保障收购可再生能源电力，但实际推行过程中却因受多方利益制约未能实现全额收购。 但与国外相比，我国促进新能源消纳的市场化机制仍严重滞后，仅局部地区开展了风火发电权交易、辅助服务交易等试点，由于缺乏电源提供辅助服务补偿机制，火电企业普遍没有为新能源调峰的积极性，新能源限电自然也不能得到缓解。 未来新能源消纳问题需要电源、负荷、电网三管齐下才能解决，使电源侧领灵活性更高，需求侧响应更富有弹性，建立公平合理的电力交易市场，以市场化的思维破解新能源发展中遇到的困难或许才是良方。 |
