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【市场化电力交易的大幕已经拉开,重回计划模式的可能性则越来越小,各类发电电源逐步市场化,成为不得不面对的新常态。】
——享能汇工作室
超过1/3的集中式风光装机,拟进入葱省电力市场
(来源:微信公众号“享能汇”作者:享能汇工作室)
从2021年12月起,葱省进入了电力现货长周期试结算运行,标志着葱省电力中长期+现货市场逐步完善。2022年8月,葱省电力交易中心发布了第10批发电企业注册通过审核的通知。
截止至该通知,共有358家发电企业,约15825.9兆瓦拟市场化发电容量注册成功(见下表统计),也意味着,它们都具备进入了角逐电力市场的资格。
其中光伏、风电拟市场化容量均高于火电。
享能汇工作室制表1:已公布完成市场注册的发电企业额定容量、占比及数量
从数据上看,葱省新能源市场化积极性极高——超过1/3的集中式光伏电站装机,以及约1/3的集中式风电装机,都有了进入电力市场的“想法”。
享能汇工作室制表2:省内集中式风电、光伏电站拟市场化比例
似乎,葱省的新能源市场化问题,已经通过风光电站自愿选择的办法完成了。
有意愿参与实际参与,差距很大
根据六月月度信息披露中发电侧电量和电价情况看(见下表),参与中长期的风电电站与光伏电站上网电分别占0.62%与0.01%,
享能汇工作室制表3:葱省6月发电侧上网电量
风电电站上网电量,参与中长期,与不参与中长期比值约为1: 17.66。光伏电站上网电量,参与中长期,与不参与中长期比值约为1:638,差距极大。
享能汇工作室制表4:6月风光电站上网电量中长期比值情况
结算电价决定风光电站积极性不同
造成风电和光伏电站参与积极性不同的原因,可以从结算电价看出端倪:
参与中长期交易的风电上网电价,比不参与中长期交易风电电价高出51.05元/MW。而光伏结算电价则相反,参与中长期交易的光伏上网电价,反而要比不参与中长期交易光伏上网电价低46.29元/MW。
享能汇工作室制表5:葱省6月发电侧结算电价
2021年12月起,各月参与月度中长期交易的新能源场站数量也在发生变化,从最初的12家,增加至到2022年8月的43家。(见下图)
享能汇工作室制表6:葱省月度中长期市场新能源场站数量变化
而到了2022年4月,新能源大发,参与月度中长期交易的新能源场站仅剩3家,且全部为风电场。该月参与月度交易的风电,比不参与交易风电电价高了13.99元/MW。
而看看各月的光伏发电量,就不难理解新能源企业的不同选择。
据悉,自2021年12月葱省启动现货连续试结算以来,2022年就没有了年度和季度交易,中长期交易剩下的是月度双边和竞价。有售电人士指出,取消年度双边,是因为“现货启动之后,年度中长期曲线不好定”。
省内发电侧感慨:“如果躺平(不参与中长期市场)比主动作为能有更好的收益,相信大家都知道该怎么选。”
制约新能源参与市场的因素有哪些?
按照电力市场设计的初衷,不同品类的电源在市场中竞争,才能更好的发现电能的价值,新能源企业和地方公用燃煤电厂、自备电厂逐步参与市场,也是电力市场改革必然要逐步涉及的领域。那么到底什么在制约新能源参与市场呢?
一是人才制约。
新能源企业受参与电力现货市场试运行时间较短,了解电力现货下交易规律的人才相对较少。特别是中小企业,不具备参与的技术能力。
二是交易方式制约。
目前葱省没有年度中长期交易,最长的交易周期,也就是月度交易。没有较长周期的交易品种,受月度资源影响较大的新能源企业,参与交易的难度较大。
如何破解新能源电源市场化的难题?把徘徊在市场门口的发电企业牵进门来?或许,需要有形之手发挥更大的作用。
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