新电改两年来挑战仍多 市场交易量不断放大

 

“2016年全社会用电量的20％左右是通过市场交易的，发电企业给全社会让出了很大一部分利润。”清华大学电力系统研究所电力经济与信息研究室主任夏清在日前举行的2017年电力市场国际峰会上说。

 

相关数据显示，目前全国已有23个省（自治区、直辖市）启动电力体制改革试点，33家电力交易机构注册成立，31个省级电网输配电价改革全面覆盖，上万家售电公司成立，电力市场化交易已累计突破1万亿千瓦时，105家增量配网改革已启动。

 

 

“2016年，我们跨区跨省交易累计完成电量1415亿千瓦时，同比增长21％；短期交易累计完成电量503亿千瓦时，同比增长24．5％。进入2017年，增量快速放大。今年前4个月，我们跨区跨省年度交易累计完成电量同比增长38．1％；短期交易累计完成电量同比增长60．2％。”北京电力交易中心市场部主任庞博说。

 

北京电力交易中心是在新一轮电改要求下全国成立的第一个电力交易中心，主要职责是负责跨区跨省电力市场的建设和运营，2016年北京电力交易中心市场化交易电量达到7885亿千瓦时，占总交易电量的21％。目前北京电力交易中心注册市场主体达3．5万多家。

 

“目前，内蒙古电力交易中心注册成员超过了900家，2016年交易电量达到785．5亿千瓦时，占电网售电量的53％。今年一季度，交易电量达218亿千瓦时，占电网售电量的58％。”内蒙古电力交易中心主任李平均表示。

 

李平均介绍，内蒙古电力交易中心刚开始运作的时候，量小、价格波动比较大，发电企业有优势，用户的议价能力不强。而内蒙古发电量有富余，通过市场化交易后，用户的话语权变大了。

 

 

“四川是国内最大的水电省份。截至2016年底，全省装机9108万千瓦，其中清洁能源占比82％，主要是水电，风电和光伏目前装机还不大，总共不超过200万千瓦。”四川电力交易中心市场处专责李晨说，2016年，四川省调峰弃水电量达141亿千瓦时。

 

李晨介绍，四川省用电负荷有3000多万千瓦，外送的通道只有2850万千瓦，外送加省内用电负荷大概6000万千瓦，水电装机富余了三分之一左右。因为富余，导致发电企业的利益诉求更加复杂，更加迫切。交易中心面临协调各方利益、规避市场风险的挑战。

 

“火电在市场建设中的地位不能忽视，我们要还原火电调峰属性，不能让火电参与电价竞争，挤占清洁能源消纳空间，要给予火电合理的利益回报。”李晨认为，协调好火电和新能源之间的关系，才能够让市场推进有强力的支撑。而水电内部不同价，全省有33个电价标准，最低电价和最高电价的价差达到了两倍以上，协调大容量水电市场中水电内部的电价问题，对交易中心来说，十分困难。

 

吉林省发电总装机达2700万千瓦，其中火电1700万千瓦，占到三分之二左右，风电560万千瓦，光伏600万千瓦。而2016年，吉林省弃风率达到30％左右，排全国第三位。

 

“火电装机中1400万千瓦是纯供热的装机，也就是说在每年的四季度和一季度，火电全上的情况下，用电低谷风电装机就要全部停掉。由于新能源发电的不稳定性，为了保证系统的安全，电力调度会有所倾斜。”吉林电力交易中心副总经理曲斐说，近两年，吉林省在新能源消纳方面也在积极尝试，例如电采暖等方式的探索。

 

 

“目前电力体制改革并没有打破边界，跨省依然非常艰难。省（自治区、直辖市）之间的壁垒严格制约了市场在资源配置中决定性作用的发挥。”夏清表示。

 

长期以来，我国电力是以省平衡、就地消纳为主，尤其当前电力供大于求，部分购电地区严格限制外购电规模，人为设置壁垒的现象非常突出。尽管外送电更加经济，受电地区用户也有购电意愿，但大部分地区都没有放开相关市场外购电的选择权，相关主体无法参与到跨省跨区的交易当中。

 

“我们需要引导规划好市场功能，用市场机制引导规划，从而打破交易壁垒，让所有的市场主体都能够分享到改革红利。”夏清说。市场机制不仅是对存量资源的优化配置，更重要的是对投资的有效激励，当投资作为变量之后，不再有产能过剩来保证市场的充裕度，从而使市场形成合理连接。

 

“我认为现在主要的问题不在于顶层设计，而在于实施层面。电改之路已经从‘庙堂之高’到了‘江湖之远’。”李晨说。

 

李晨认为，在实施层面应该做到四个协调：一、思想认识要协调统一，即实施层面改革推进的进度，特别包括一些机构，体制、股权等要与电改的顶层设计相协调。二、市场治理要协调统一，在省级层面，因为政府监管体制的问题，还会存在很多的争论和分歧，导致电改进程有延迟。三、市场建设要协调优化，包括处理好水电和新能源、市场化主体和非市场化主体、中长期与现货、集中交易和分散交易、电量市场和电力市场之间的关系。四、市场设计和市场培育要协调配合，市场推进应当积极稳妥，着力提升市场主体的成熟度，充分发挥中间商的作用。