绿色电力多寡不均？ 跨省交易调剂来了
发布时间：2021-11-26来源：未知 编辑：生活头条
一方面是积极发展清洁能源，另一方面是富余的风光水电只能白白浪费，“碳中和”背景下可再生能源跨省消纳亟须提速。11月24日，习近平总书记主持召开中央全面深化改革委员会第二十二次会议，强调建设全国统一电力市场体系。
同一天，市场改革也迈出了坚实的一步。国家电网有限公司(以下简称“国家电网”)官网发布消息称，《省间电力现货交易规则(试行)》(以下简称《规则》)已于11月22日印发，我国跨省跨区电力市场建设迈入实质化建设与运行阶段，大用户、售电公司也将有更多机会参与交易。《规则》实施后，如何彻底破解省间壁垒，也考验着各方的智慧。
开展试运行准备工作
今年，我国可再生能源发电量持续增长。国家能源局新闻发言人在四季度网上新闻发布会上介绍，1-9月，全国可再生能源发电量达1.75万亿千瓦时。其中，规模以上水电9030亿千瓦时，风电4694亿千瓦时，光伏发电2486亿千瓦时。
与可再生能源发电一直形影不离的问题是，水电、风电、光伏发电这些绿色电力常常面临发了无处送、无人用的尴尬局面，也就是常说的“弃水”“弃风”“弃光”问题。国家能源局数据显示，2021年1-9月，全国弃水电量约153.9亿千瓦时，弃风电量约147.8亿千瓦时，弃光电量约50.2亿千瓦时。
由于交易机制缺失，资源利用效率不高，2015年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》就提出了跨省跨区电力市场交易的举措。2018年发布的《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》也鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易。此后多个省份陆续开展了跨省跨区电力直接交易试点。
华北电力大学教授袁家海在接受北京商报记者采访时表示，省间电力现货市场主要是指在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展的省间日前、日内电能量实物交易。
“2015年以来的电力体制改革，主要是在以省为实体、省级电力市场层面进行的。尽管国家电网前几年已经为跨区新能源消纳组织了日前跨省跨区现货交易，但本次《规则》的发布，表明我国跨省跨区电力市场建设迈入实质化建设与运行阶段。”袁家海说。
国家电网表示，省间电力现货交易覆盖国家电网和内蒙古电力有限责任公司范围内全部省间交易，参与主体覆盖所有电源类型，对于实现新型电力系统建设过程中的电力保供和能源转型目标具有重要意义。目前，省间电力现货交易试运行准备工作正在有序开展，省间电力现货交易启动后，将有利于激发市场主体活力，通过市场化手段实现全网电力余缺互济，促进清洁能源大范围消纳，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，助力实现“碳达峰”“碳中和”。
“本次发布的《规则》对日前日内现货交易如何组织，提出了非常明确的规则。这有利于扩大跨省跨区现货交易规模，活跃交易热度，提升电力市场化建设水平。”袁家海说。
大用户、售电公司参与
事实上，早在2017年，北京电力交易中心发布的《跨区域省间富裕可再生能源电力现货试点规则(试行)》中就明确规定了市场主体买方包括“受端电网企业、大用户、售电公司和火电企业”，但由于规定了“初期受端电网企业可以代理电力用户和售电公司参与”，实际上长期以来罕有售电公司和用户参与到跨区域的省间可再生能源现货交易中。
此次印发的《规则》则明确，电力现货交易市场成员包括发电企业、电网企业、售电公司、电力用户及市场运营机构。市场运营机构包括国调中心、网调、省调和北京电力交易中心、省级电力交易机构。并强调要加快健全相关配套政策机制，推动符合准入条件的售电公司、电力用户参与省间电力现货交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易。
“过去省间交易也偶尔组织送端电网发电企业与受端电网用户直接交易，但不是制度化的市场交易。”袁家海告诉北京商报记者，“今年10月15日实施的燃煤上网电价改革政策要求所有工商业用户进入市场，这些用户进入市场后，特别是除了部分通过电网公司代理购电的企业，大部分工商业企业都直接参与市场交易(可能通过售电公司代理参与)。既然如此，用户和售电公司应该成为省间电力现货交易中的买方主体。”
“此前北京电力交易中心发布过绿电交易的有关规则，这是在中长期交易的框架下开展的。而本次发布的《规则》着眼点是省间现货交易。所以有一个中长期交易和现货交易如何更好地衔接的问题，还要充分考虑可再生能源的出力波动性和长期预测精度低的问题。更短的交易间隔时间有利于在准实时层面更好地提升可再生消纳水平。”袁家海说，“事实上，省间中长期交易已充分体现了对国家能源战略的保障。但有时存在着价格机制不顺畅的问题，这就需要通过更加灵活的现货交易来优化资源配置。”
省间壁垒待破
由于资源禀赋优越，我国青海、云南、四川等省每年都有大量的清洁能源可以利用。然而，目前清洁能源利用率比较高的省份，主要还是青海。
青海清洁能源电力装机达90%，保持着连续100天全清洁能源供电的世界纪录，新能源装机占比、集中式光伏发电量均居全国首位，可再生能源消纳也位居前列。而云南、四川则面临着一定程度的弃水问题。
中国水力发电工程学会副秘书长张博庭在接受北京商报记者采访时表示，“《规则》出台后，主要的问题是增量市场怎么分配，比例有多大，现在大部分的电力交易可能还进不到增量市场去。这对每个企业、省网都不一样，跟输送线路的能力有关”。
除了输送能力，跨省电力交易也面临一定的壁垒掣肘。
张博庭告诉北京商报记者，云南和四川因水电过多必须有省外市场才能发展，没办法最大程度地发挥出来，在电力外送方面会有一些省间壁垒。“如果不严控煤电，一些地方就可能更倾向于选择自己的煤电，因为如果用其他省的电，一方面电力紧张时可能受制于人，另一方面对当地税收、经济发展都会有影响。”
“所以四川、云南目前都处于不敢开发清洁电力的状态，其实它们本来还有很大的开发余地，除了水电还有风光互补，将来清洁能源优势会非常强。四川凉山州的水电加风光除了够自己用还够整个上海用，虽然现在也往上海送，但没那么大量。雅砻江好几年想上风光互补项目却上不来，就是因为没有市场。前几年弃水弃得很厉害，很多发电企业也没办法了。”张博庭说，“未来打破省间壁垒主要在于全国能源转型的速度，现在各地严控煤电如果落实到位了，所有增量必须用可再生能源解决，那各省对西南水电的需求就提高了。”
袁家海还指出，各省间还可能存在地方政府非市场化干预的问题。本着让市场发挥资源配置主体作用、政府更加有为的原则，有了明确的省间现货市场交易规则，非市场化的行政干预应逐步移除。
同一天，市场改革也迈出了坚实的一步。国家电网有限公司(以下简称“国家电网”)官网发布消息称，《省间电力现货交易规则(试行)》(以下简称《规则》)已于11月22日印发，我国跨省跨区电力市场建设迈入实质化建设与运行阶段，大用户、售电公司也将有更多机会参与交易。《规则》实施后，如何彻底破解省间壁垒，也考验着各方的智慧。
开展试运行准备工作
今年，我国可再生能源发电量持续增长。国家能源局新闻发言人在四季度网上新闻发布会上介绍，1-9月，全国可再生能源发电量达1.75万亿千瓦时。其中，规模以上水电9030亿千瓦时，风电4694亿千瓦时，光伏发电2486亿千瓦时。
与可再生能源发电一直形影不离的问题是，水电、风电、光伏发电这些绿色电力常常面临发了无处送、无人用的尴尬局面，也就是常说的“弃水”“弃风”“弃光”问题。国家能源局数据显示，2021年1-9月，全国弃水电量约153.9亿千瓦时，弃风电量约147.8亿千瓦时，弃光电量约50.2亿千瓦时。
由于交易机制缺失，资源利用效率不高，2015年发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》就提出了跨省跨区电力市场交易的举措。2018年发布的《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》也鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易。此后多个省份陆续开展了跨省跨区电力直接交易试点。
华北电力大学教授袁家海在接受北京商报记者采访时表示，省间电力现货市场主要是指在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展的省间日前、日内电能量实物交易。
“2015年以来的电力体制改革，主要是在以省为实体、省级电力市场层面进行的。尽管国家电网前几年已经为跨区新能源消纳组织了日前跨省跨区现货交易，但本次《规则》的发布，表明我国跨省跨区电力市场建设迈入实质化建设与运行阶段。”袁家海说。
国家电网表示，省间电力现货交易覆盖国家电网和内蒙古电力有限责任公司范围内全部省间交易，参与主体覆盖所有电源类型，对于实现新型电力系统建设过程中的电力保供和能源转型目标具有重要意义。目前，省间电力现货交易试运行准备工作正在有序开展，省间电力现货交易启动后，将有利于激发市场主体活力，通过市场化手段实现全网电力余缺互济，促进清洁能源大范围消纳，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，助力实现“碳达峰”“碳中和”。
“本次发布的《规则》对日前日内现货交易如何组织，提出了非常明确的规则。这有利于扩大跨省跨区现货交易规模，活跃交易热度，提升电力市场化建设水平。”袁家海说。
大用户、售电公司参与
事实上，早在2017年，北京电力交易中心发布的《跨区域省间富裕可再生能源电力现货试点规则(试行)》中就明确规定了市场主体买方包括“受端电网企业、大用户、售电公司和火电企业”，但由于规定了“初期受端电网企业可以代理电力用户和售电公司参与”，实际上长期以来罕有售电公司和用户参与到跨区域的省间可再生能源现货交易中。
此次印发的《规则》则明确，电力现货交易市场成员包括发电企业、电网企业、售电公司、电力用户及市场运营机构。市场运营机构包括国调中心、网调、省调和北京电力交易中心、省级电力交易机构。并强调要加快健全相关配套政策机制，推动符合准入条件的售电公司、电力用户参与省间电力现货交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货交易。
“过去省间交易也偶尔组织送端电网发电企业与受端电网用户直接交易，但不是制度化的市场交易。”袁家海告诉北京商报记者，“今年10月15日实施的燃煤上网电价改革政策要求所有工商业用户进入市场，这些用户进入市场后，特别是除了部分通过电网公司代理购电的企业，大部分工商业企业都直接参与市场交易(可能通过售电公司代理参与)。既然如此，用户和售电公司应该成为省间电力现货交易中的买方主体。”
“此前北京电力交易中心发布过绿电交易的有关规则，这是在中长期交易的框架下开展的。而本次发布的《规则》着眼点是省间现货交易。所以有一个中长期交易和现货交易如何更好地衔接的问题，还要充分考虑可再生能源的出力波动性和长期预测精度低的问题。更短的交易间隔时间有利于在准实时层面更好地提升可再生消纳水平。”袁家海说，“事实上，省间中长期交易已充分体现了对国家能源战略的保障。但有时存在着价格机制不顺畅的问题，这就需要通过更加灵活的现货交易来优化资源配置。”
省间壁垒待破
由于资源禀赋优越，我国青海、云南、四川等省每年都有大量的清洁能源可以利用。然而，目前清洁能源利用率比较高的省份，主要还是青海。
青海清洁能源电力装机达90%，保持着连续100天全清洁能源供电的世界纪录，新能源装机占比、集中式光伏发电量均居全国首位，可再生能源消纳也位居前列。而云南、四川则面临着一定程度的弃水问题。
中国水力发电工程学会副秘书长张博庭在接受北京商报记者采访时表示，“《规则》出台后，主要的问题是增量市场怎么分配，比例有多大，现在大部分的电力交易可能还进不到增量市场去。这对每个企业、省网都不一样，跟输送线路的能力有关”。
除了输送能力，跨省电力交易也面临一定的壁垒掣肘。
张博庭告诉北京商报记者，云南和四川因水电过多必须有省外市场才能发展，没办法最大程度地发挥出来，在电力外送方面会有一些省间壁垒。“如果不严控煤电，一些地方就可能更倾向于选择自己的煤电，因为如果用其他省的电，一方面电力紧张时可能受制于人，另一方面对当地税收、经济发展都会有影响。”
“所以四川、云南目前都处于不敢开发清洁电力的状态，其实它们本来还有很大的开发余地，除了水电还有风光互补，将来清洁能源优势会非常强。四川凉山州的水电加风光除了够自己用还够整个上海用，虽然现在也往上海送，但没那么大量。雅砻江好几年想上风光互补项目却上不来，就是因为没有市场。前几年弃水弃得很厉害，很多发电企业也没办法了。”张博庭说，“未来打破省间壁垒主要在于全国能源转型的速度，现在各地严控煤电如果落实到位了，所有增量必须用可再生能源解决，那各省对西南水电的需求就提高了。”
袁家海还指出，各省间还可能存在地方政府非市场化干预的问题。本着让市场发挥资源配置主体作用、政府更加有为的原则，有了明确的省间现货市场交易规则，非市场化的行政干预应逐步移除。