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从省间交易情况和资源优化配置情况来看,2017年全国省间电力交易总额8735亿千瓦时,其中华北、东北和华东交易量和交易规模增长较快,但市场化占比最高的是西北地区,实现了90%以上的市场化省间交易。目前的交易类型主要是分四大类,包括省间合约交易、用户和售电公司参加的直接交易、合同转让及发电权交易和省间现货交易。各月省间市场化交易价格相对平稳。随着2017年下半年供需形势收紧,各省市场化交易平均落地价格同步有所上涨。
从省内交易情况来看,目前省内交易主要是由用户直接参与或售电公司代理的直接交易。随着发用电计划的逐步放开,各省(除西藏外)电力直接交易电量快速增加,江苏、山东、浙江、河南、安徽、山西、四川7个省电力直接交易量突破500亿千瓦时,辽宁、福建、湖北、陕西4个省电力直接交易电量突破300亿千瓦时。
从新能源消纳情况来看,2017年新能源消纳达到较好水平,实现了“双升双降”的目标,其中弃电量和弃电率均实现下降,整体弃风弃光总量下降了52亿千瓦时,弃电率从16.3%下降到11%。
从售电业务情况来看,目前已经有15个省允许售电公司代理用户进入市场参与电力直接交易。据统计,在已注册的2000多家售电公司中,有20%多的售电公司参与了市场交易,代理电量为2100亿千瓦时左右,占目前市场交易量的20%。大部分售电公司目前还是处于起步状态,尚未参与市场交易(见图3)。
电力市场面临的形势和挑战
顶层设计:完整市场体系的设计和建设成为当务之急。目前我国中长期电力交易经过多年的发展已经趋于成熟,各省都已下发省内中长期交易相关规则,确立了市场模式并开展交易。但是从目前情况来看,据不完全统计,各省的交易规则据总共有300多种,而且相互之间差异较大。仅以中长期交易的偏差考核来看,免考核范围有2%的,也有3%等各种数值的;有按月考核的,也有按季度、年度考核的;有采用滚动调整的,也有采用预挂牌等方式的。仅就单个省内市场而言,可能并不会产生矛盾。但是随着市场范围的扩大,尤其省间市场规模的扩大,作为电力用户、售电企业或者发电企业,如果要参与不同省份和省间的购售电交易,需要对相关各省市场的交易规则进行深入了解,操作也较为复杂,市场主体较为茫然。同时,这也不利于市场的互联互通和相互融合,对于全国电力市场的发展是明显的制约。
同时,目前国家已经确定了8个省级现货交易试点,作为进一步深化电力市场改革的重要举措,其中国网区域内有6个试点。现货交易需要与中长期交易进行紧密的耦合,必须统筹设计和建设。从国网区域六家现货交易试点看,目前浙江和山西进展相对较快,已经初步提出了在操作层面的实施方案。从现货市场建设试点的方案看,几个现货市场试点单位在市场模式、交易组织、交易结算等方面都存在巨大差异。因此,下一步电力市场的建设应该尽快在顶层设计层面,对市场体系的整体进行详细设计,统筹推进市场建设,使之更好地促进资源的自由流动和清洁能源消纳,方便市场主体参与交易,为未来的市场融合做好准备。
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