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由2016年1-2月份甘肃新能源外送青海引起的问题思考:
●思考12:新能源与火电为什么打捆外送?打捆比例的考虑是什么?是考虑风火发电物理特征上互补性、可行性,还是考虑了风火打捆在价格和利益的互补性、可行性?
●思考13:新能源外送青海“0”电价有问题吗?为什么所有新能源均按“0”电价中标?
●思考14:谁应当是受益者,谁又是实际的受益者?
●思考15:外送青海的电量实际上是不是1:4的新能源电量与火电电量(还是仅用以结算)?
●思考16:如何通过区域市场实现新能源更大范围的消纳?
●思考17:外送电市场规则谁来定?外送电市场平台由谁搭建?
●思考18:如何建设跨省区外送电市场,或如何建设区域市场?
云南2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易情况:云南新能源装机与发电量占比小,2015年云南原本未将新能源纳入市场售电主体。云南省工信委下文并组织开展2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易,并规定11月12月风电企业上网电量按213.78元/兆瓦时(火电标杆电价的60%)标准补偿火电。背后的原因是:云南2015年设定了火电基数保障小时(计划发电权),主要靠水火发电指标置换(自愿或强制)予以落实,但实际执行中由于用电量增长低于预期造成火电基数保障小时出现缺口,这时新能源就成为补偿火电的“后备军”。
●思考19:云南新能源全额上网,11月12月对火电的补偿标准由政府直接决定。那么云南设定火电保障性基数发电权有无道理?谁应当承担对火电保障性基数发电权的补偿义务?云南的这种做法引起争议的原因在哪?云南用行政手段设定火电保障性基数发电权,目的是体现火电的调峰、备用价值?
“病根”在哪里?
搞清楚问题,更重要的是找到产生问题的原因,找到病根,才能真正解决问题。
前面通过案例列举了新能源当前市场(直购电、发电权置换、外送电市场)的现状和问题。结合案例提出的若干反思问题,相信直购电市场本身以及政府主管部门都无法给大家一个满意而精确的答案。
实践和案例以及大家的争吵说明了当下的市场是一个“残缺的手”,就是说目前市场(直购电、发电权置换、外送电市场)模式选择以及规则设计本身就是病根。可想而知,“乱哄哄”的场面自然难以避免。
出路在哪里?
事实已经充分说明了再继续走直购电市场就是“撞南墙”:此路不通。因此,没有必要“画地为牢”。那么,如何突破藩篱?有没有解决病根的办法?或者说新能源(电力)市场化出路在哪里?
有!那就是中长期加现货市场才是现代电力市场的必然选择,现货市场才是电能的最终市场。
事实上 ,本轮电改明确提出了“电力市场建设”的总体要求是:具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制;逐步建立以中长期交易规避风险,以现货市场发现价格,交易品种齐全、功能完善的电力市场。条件成熟时,探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。
方向和道理其实早已指明。
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