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基荷区域的电量可以通过中长期双边、多边直接交易,建立稳定的电力供、需关系,腰荷区域的电力电量可以通过年度、季度、月度、周、日前的交易,并辅以调压、负荷可中断响应等辅助服务交易,滚动调整、相互补充,保障电力供需大致实现可调节平衡。峰荷区域主要体现的是电力供应能力,电量并不大,一般只是全年发电量的3—5%左右。峰荷,原则上应该在日中、实时的现货市场实施差额电力电量和备用、调频等辅助服务竞价交易,体现电力供需尖峰时期的成本与价格关系,发现电力的市场价格。
建立辅助服务市场是电力发展的需要
在过去计划经济环境和安全保障供应原则下,社会的电力需求是刚性的,通过计划手段,发电企业是无条件参与系统调节以满足终端需求。随着我国电力供应能力的快速发展,发电装机备用(旋转和非旋转备用)比重加快提高,并逐步演变为供应总能力相对过剩的买方市场局面。显然,在当前买方市场格局下,发电企业已进入日益白炽化的竞争状态,继续沿用过去行政化调度的计划手段,不仅不能弥补发电调峰、调频、备用、可中断响应等辅助服务的成本,也没有充分调动市场活力以提高发电社会效益,造成谁参与了辅助服务谁就吃亏的现象。
面临电力供应与消费两侧波动并有持续加剧的新情况,必须要在电力市场环境中,释放市场主体的能动性和技术创新红利,通过建立相适应的激励机制,引导发电和终端消费用户主动参与负荷调节。将电力辅助服务市场作为电力市场体系的有机组成部分,给予其市场定位和交易规则,是适应供需新特点最行之有效的市场手段,也是电力市场逐步朝着完善的、规范化方向发展的标志,建议尽快启动。
2002年电力体制改革以前,满足电力供应是电力系统投资运营的基本出发点。发电和电网是一家,在保证安全供电的原则下,通过电力系统的年度、季度、月度电量计划安排和实时调度手段,既满足基本负荷,又满足调峰,所以计划体制下电力电量的商品属性不是显性的,不管哪个电厂承担基荷还是峰荷,都是系统内部自家哥俩的事情。
2002年“厂网分开”后,建立了发电竞争市场,竞争的核心指标是机组利用小时,也就是电量及其投资运行成本的竞争,由于配售电没有改革,用户峰谷负荷的价格不可能直接传导到发电市场,发电上网电价仍然沿用统一的标杆电价,负荷峰谷差调节基本还是按照计划分配安排。在2002年至2012年间,电力供应总体呈现短缺态势,经济结构以重化工业为主,而重化工业用电特点是负荷侧波动性不是太大,例如2007年宁夏自治区的平均日最大负荷差率只有17.5%。此外,新能源装机占比较低,发电侧波动是基本可控可调的。因此,发电与用电基荷和峰谷调节可以用年度、季度和月度计划来平衡,日波动部分,基本依靠行政调度加以解决。
2012年以来,随着经济结构调整的加快,特别是以华东和广东地区为代表的经济结构大调整,东部地区重化工业用电比重逐年下降,第三产业和居民用电比重加快增长,加之恶劣气候频繁出现,加剧了用电负荷的波动。例如2014年广东省平均日最大负荷差率达到了54%。西电东送是按基本稳定负荷输入东部地区的,这就需要安排当地的发电机组参与调峰。如果调峰依然按计划平均分配,由此造成当地大量优质低排放机组低负荷运行,既不利于社会节能减排,也损害了发电企业利益,另外调峰的电力电量边际成本远大于满负荷发电,由谁来弥补这部分成本?因此发电企业呼吁解决调峰的经济性、节能环保问题的呼声很高。
原国家电监会通过补贴、电价调整等方式,积极促进发电辅助服务,在东部地区起到了一定的效果。不同地区补贴标准不一样,补贴资金来自没有承担辅助服务的发电企业。但是补贴金额没有完全补偿参与辅助服务的成本,调峰的深度和时点变化均没有很好体现市场价值。
近年来,随着新能源的大力发展,发电侧负荷波动性也在不断增加,电力系统同时面临着负荷和发电的“两侧调峰”问题。“十三五”期间,非化石能源比重将从15%增加到20%,新能源发电将迎来更大发展,“两侧调峰”问题预计将会更加突出,需要我们积极地研究加快应对。
电力辅助服务市场关键是提供竞价机制
中发【2015】9号及其配套文件明确要加快电力辅助服务市场建设。在电力供需市场平衡过程中,特别是在双边交易过程中,基荷、腰荷、峰荷、低谷负荷,应该给予不同的电价,电力辅助服务不仅是体现系统安全需要的社会属性服务,也是商品,可以通过激发各发电主体参与、深度参与调峰的积极性,不仅能够补偿参与调峰的经济成本,甚至通过市场竞争,获得高额回报。
电力辅助服务产品可以和普通的电力电量一样,进行年、季、月、周、日前市场的中长期竞价交易,以不断趋近日中市场的实时需求,在合约兑现的当天,必然还有供需偏差,这部分偏差就可以通过现货市场集中竞价出清。辅助服务产品的功能就是备用、调节,所以亟需在中长期交易基础上尽快实现现货交易,促使现货交易实时平衡,促使电力市场交易规范运行。
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