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完善价格机制成统一电力市场建设“突破口”

作者:记者 韩逸飞 来源:中国能源报 发布时间:2022-04-21 浏览:

中国储能网讯:新能源发电渗透率的提升带来电网系统成本的增加。一方面,电网企业具有很强的成本控制能力,部分成本可由电网企业挖潜消化,更好地实现电力输送的管道平台定位;另一方面,按照“谁使用谁分摊”的原则,科学合理核定输配电价,推动辅助服务费用向电力市场用户传导。

4月10日发布的《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》再次明确,健全多层次统一电力市场体系,研究推动适时组建全国电力交易中心。

“2021年以来出台了多项推动电力市场改革的政策,可谓盛况空前。无论是从构建新型电力系统的角度,还是从建设全国统一电力市场的角度,都需要进一步完善作为电力市场核心的价格机制。”近日,有发电企业相关人士向记者表示。

事实上,随着新能源电量占比提升,作为隐形成本的电力系统调节成本、备用成本和容量成本将明显上升,这部分成本目前多由煤电企业或电网企业承担,其合理性引发了广泛的争论。在业内看来,完善电力市场价格机制,才能捋顺隐形成本,助力构建新型电力系统。

电力市场价格机制仍需完善

沙利文大中华区执行总监徐彪认为,在我国持续推进电力市场改革的过程中,价格机制的完善和优化是核心任务。

徐彪表示,目前来看,电改还面临着诸如燃料成本无法传导、“双轨制”影响资源配置效率、市场交易机制不完善和市场主体不成熟等问题,电力市场价格机制有巨大的完善空间。

例如,2020年末的那次电力供应偏紧状况,正是由于燃煤发电机组的燃料成本大幅上升,煤电成本传导机制缺位引发的。对此,政府相关部门出台了一系列措施,及时疏导解决问题。

在某发电企业负责人金先生看来,当前,一方面燃料成本等可变成本的疏导存在堵点,导致大部分煤电厂经济账算不过来;另一方面电力辅助服务成本回收机制还不完善。“如果煤电这种可靠灵活性电源,还是按照零和博弈的思维去搞并网考核,长久来看,不可持续。”

“谁受益谁买单”原则应贯穿始终

由于风电光伏大基地和用电负荷中心的逆向分布,新能源跨省区输送越来越多,其输送成本和系统稳定性成本将大幅增加,此类成本又该如何疏导?

徐彪认为,新能源发电渗透率的提升带来电网系统成本的增加。一方面,电网企业具有很强的成本控制能力,部分成本可由电网企业挖潜消化,更好地实现电力输送的管道平台定位;另一方面,按照“谁使用谁分摊”的原则,科学合理核定输配电价,推动辅助服务费用向电力市场用户传导。

金先生同样表示,电力市场价格疏导应全程贯彻“谁受益谁买单”原则,由用户支付绿电的价格溢价,电网和用户合理分摊辅助服务成本。“不过,需要注意的是,要做好监管工作,既要避免利用并网考核压制发电企业,又要避免由于交叉补贴阻碍微电网发挥作用。”

中国能源研究会配售电中心副主任贾豫认为,新能源消纳需要跨省跨区输送,这必然会导致系统成本大幅增加,因此,建设全国统一的电力市场,恰可以实现送端和受端,以及不同电源之间的电价成本疏导和平衡。

用价格机制推动新能源消纳

近年来,新能源迎来规模化大发展,部分地区自行降低了最低保障性利用小时数,推动新能源电量参与市场交易。

长期以来,电网企业作为新能源保障性收购的唯一购买方,收购的保量保价优先发电量不能超过其代理和保障用户的电量规模。随着电力市场价格机制的完善,这种保障性收购的方式会不会消失?

徐彪认为,我国的优先发电、优先购电计划,是国家发改委协调各省(区、市)政府主管部门、发电和电网企业后制定并严格执行的,优先发电量和优先购电量一般不会存在显著不匹配的情况。

根据国家发改委办公厅印发的《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》,各地保量保价的优先发电电量,不应超过当地电网企业保障居民、农业用户用电和代理工商业用户购电规模,不足部分由电网企业通过市场化方式采购,此举正是为了促使更多发电企业和工商业用户直接进入电力市场。

在金先生看来,新能源保障性收购取消与否,取决于电力市场的发展程度。“所谓全额保障性收购,更多是针对没有直接参与绿电交易的发电企业,而对于参与绿电交易的发电企业,电网方面并没有这种义务。”

业内普遍认为,随着电力价格机制的进一步完善,新能源消纳方式会更加市场化,消纳渠道会更加多元,对保障性收购的依赖性也会降低。

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