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省间市场利益共享的建议
一是进一步破除市场壁垒,加快构建全国统一电力市场。进一步加强各省级电力市场核心交易规则的统筹协调,完善全国统一电力市场顶层设计,加强对提供省间辅助服务的发电机组开展利益补偿,探索开展省间输电通道集中优化,实现社会福利最大化,推动打破市场壁垒。
二是逐步建立公平、高效的市场组织制度和市场规则。加强顶层设计,有步骤、分阶段地推进市场建设。建立集中高效、公平有序的交易组织制度和竞争机制。建立电力市场建设评价体系,持续跟踪和评价电力市场运行状况,不断改进和完善市场交易规则。
三是进一步加强监管能力建设,营造公平公正、竞争有序的市场秩序和环境。完善市场监管机制,强化监管能力建设,健全监管法规体系。加强对电网公平开放、无歧视接入、履行保底供电商和普遍服务义务监管;加强对发电和售电等各类市场主体交易秩序、市场力监管,评估市场运行状态及潜在风险;在实施经济性监管的同时,进一步强化电力安全、节能减排、普遍服务等社会性监管。
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跨省区电力市场交易面临的形势与挑战
当前,在推进跨区跨省电力交易过程中,除了各方的利益共享与分配问题需要重视之外,还面临着其他方面的形势与挑战。
从远期看,跨区跨省输送电力需求和规模都将越来越大,急需面向未来和发展需要,查找存在短板和不足,完善跨地区电力交易机制,充分发挥市场在电力交易中的资源优化配置作用。
市场建设需要统筹协调
我国清洁能源的快速发展,迫切需要发挥大电网、大市场作用,促进能源资源大范围优化配置。目前,各省电力市场建设目标不一致、时间要求和建设进度存在差异,市场规则各自制定,交易品种自行设计实施,时序安排上缺乏约束。在省内市场交易品种日益增多的情况下,跨省区交易品种的实施窗口逐渐被压缩,省间市场协调难度进一步加大,限制了发挥区域优化资源配置的作用。此外,现货市场试点建设提速,但各方对现货模式与功能的理解仍存在差异,中长期和现货交易的界面尚不明确,需要加强统筹协调。
交易体制及辅助服务补偿机制有待完善
目前,市场建设尚处于起步和规范阶段,各省区电力市场开发程度不同,准入标准不一。一方面,对跨省区交易主体存在限制,主要以网对网交易和政府间协议方式展开,尚未开发用户和售电公司。市场主体对于扩大交易范围的诉求进一步增强,但各省区为维护自身利益,限制本省区市场主体在更大范围内参与市场交易。另一方面,跨省区交易辅助服务补偿机制缺失,部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间,造成本地大量机组停备,产生高额的辅助服务补偿费用,此部分费用都由本地电厂承担。辅助服务的主要作用仍是以省内市场调峰调频为主,由发电企业独自承担辅助服务责任,偏离了辅助服务“谁受益、谁承担”的原则。
电价传导机制有待健全
在当前电力市场条件下,发电环节本身就处于弱势地位,输配电环节的电价不变,在电力直接交易不断推进的情况下,受端电价下降的空间全部由发电端承担,造成送端省份交易意愿不强。部分区域电网在跨省通道中收费,导致输电价格偏高,由购电端落地电价倒推至送电端后,多省上网电价已低于火电燃料成本水平,过高的流通成本限制了电力外送,严重压低了发电企业的利润空间,形成了“供省外价低、供省内价高”的不正常价格信号。
输电通道利用率有待提升
2020年5月,国家能源局印发《2019年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》。从公开的20条特高压输电送电量情况来看,锡盟-山东、蒙西-天津南、灵绍直流、雁淮直流、锡泰直流、鲁固直流年输送电量分别为54亿、95亿、415亿、253亿、119亿、236亿千瓦时。锡盟-山东特高压交流、锡泰特高压直流利用率不足。
信息披露及时性和透明度有待加强
目前,网对网市场化交易电量占到跨省区交易电量的一半以上,交易量、价均由交易中心确定,电厂没有参与定价的机会,仅能被动接受。交易落地价与当地平均上网电价的价差去向不明,落实《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》中“受电省(区、市)电网企业购外省电量的电价与本省平均购电价有差异的,纳入本省销售电价方案进行平衡”的规定尚需加强。发电企业发起的跨省区交易,交易机构响应积极性不足,输电通道分配和占用情况公开透明性也有待强化。
此外,跨省跨区交易公告信息不够全面和详细,部分区域交易结果发布时间滞后,影响企业对后续交易进行预判。电网约束、安全校核等信息披露不完整,一定程度上影响市场成员竞价策略的制定实施。
(节选自《我国跨地区电力交易进展与对策建议》。作者:叶春)
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