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3、如何规范电力直接交易
如前所述,我国当前电力直接交易的问题主要在于准入与退出机制不规范和电力平衡责任不清两个方面。因此,下一步的市场建设应从上述两个方面对电力直接交易进行规范。
市场准入与退出机制方面,发电侧应逐步缩小优先发电权的范畴,各类发电企业公平参与市场竞争;用户侧应按电压等级或用电容量逐步放开用户的准入,符合准入条件的用户自愿进入市场后,应全部电量参与市场交易,且在规定的周期内不得退出市场;符合准入条件但未选择参与市场交易或向售电企业购电的用户,由当地供电企业提供保底服务并按政府定价购电,购电价格可参照市场价格进行浮动。
电力平衡责任方面,中长期合同不仅需要约定交易电量、交易价格、交易时间,还需要约定交易曲线。对于实物合同,交易曲线需要在日前阶段提交至调度机构进行安全校核。此外,为保障系统的电力平衡,还需要建立分时段竞价的现货市场,交易主体各时段的实际发用电需求与中长期合同交易曲线存在偏差时,可参与日前交易、日内交易以及实时交易进行调整。
4、计划电量和市场电量如何衔接
市场建设的过渡阶段,计划电量和市场电量仍将并存,可从以下几个方面保障计划电量和市场电量的有效衔接。
一是,进行年度电力电量平衡时,发电侧的计划电量和用户侧的计划电量应维持基本平衡。用户侧的计划电量包括居民生活用电,重要公用事业、公益性服务行业用电,以及其他非市场用户的用电。发电侧的计划电量根据用户侧的计划电量折算得到,发电侧的计划电量首先分配给优先发电电源,不足部分按一定规则分配给其他类型电源。二是,市场电量由市场用户的实际用电需求确定,电量规模不进行人为限制。发电企业计划电量之外的发电能力可通过双边协商、集中竞价等方式与市场用户进行交易。三是,非市场用户的实际用电需求与发电侧的计划电量存在偏差时,可通过市场交易进行电力电量平衡。其中,当发电侧的计划电量小于非市场用户的实际用电需求时,电量不足部分通过市场交易向其它发电企业购买;当发电侧的计划电量大于非市场用户的实际用电需求时,富余的计划电量通过市场交易出售给拥有市场电量合同的发电企业实现替代发电。
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