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图2 集中式市场与分散式市场比较分析
本文从电源结构、电网特点和市场实践经验等维度剖析了不同区域的电力行业现状,如图3所示。以此为基础,本文对各试点地区的电力行业现状进行了梳理比较,如表1所示。
表1 试点地区电力行业现状比较
电力供需情况方面,广东、浙江和山东是典型能源受端省份,其中,广东和浙江外来电占省内负荷的比重较高,达30%左右[36]。四川和蒙西则是典型能源送端省份,2018年四川全口径外送电量1333.25亿kW•h[37]。
不同电源占比方面,5个试点地区电源类型均多样化,包括煤电、气电、水电、光伏和风电等。其中,广东[5]、浙江、山东[38]和蒙西[39]都以煤电为主;四川则以水电为主[33]。此外,相较于其余4个试点地区,蒙西光伏和风电的占比较高,2018年6月底占比为35.13%[39]。
电网阻塞情况方面,广东电网阻塞较为严重,粤东西北地区送出断面阻塞频繁发生[36]。山东[40]、四川[33]和蒙西[39]电网阻塞在负荷高峰时常发生在部分区域间断面处;浙江电网阻塞常发生在浙北、浙南和浙中3个区域联络线。
电网调峰方面,由于可再生能源占比较高(如蒙西)、高比例的水电无法参与调峰(如四川)、较高比例的外来电无法参与调峰(如浙江和广东)等因素,多数试点地区调峰资源并不充裕。
市场实践经验方面,试点地区均开展了以年度、月度为主的中长期电量交易,积累了较为丰富的市场建设经验。相较于其余试点地区市场化交易电量占全社会用电量的比重(30%左右)[41],蒙西2017年市场化交易电量占网内总售电量的比重达71%[42]。此外,在现货市场建设实践方面部分试点地区已经开展,浙江省在2000年投运的发电市场运行3年,蒙西在多边交易的基础上在2017年底探索了以日前为周期的新能源替代燃煤自备电厂的交易[42]。
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