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电力市场化交易助推光伏并网消纳

        目前,我国电力体制改革已经进入实施阶段,并已启动若干省市电力改革试点。这次电改的重要标志就是继3月1日北京、广州两大电力交易中心成立之后,辽宁、吉林、蒙东、新疆、青海、宁夏、江苏、贵州、江西等地也陆续成立了省级电力交易中心,交易中心作为电力市场核心基础设施,其中一项重要职能就是推动电力市场化交易,从而促进光伏等新能源的并网消纳。

    “当前新能源并网消纳难不仅是新能源自身特点造成的,更是当前电力体制下利益关系不畅导致的。”业内人士告诉记者,在新能源装机规模日益增长的环境中,新能源具有优先上网、调度的优势,火电企业往往被迫为新能源调峰,意味着原有火电、水电的份额要减少,那么这些企业的利益自然得不到保证,必然形成“风火竞争”、“光火竞争”的利益格局,尤其是在能源需求放缓时,这一问题表现得较为突出,这从根本上反映出当前影响新能源发展的体制性因素。

     国家发展改革委能源研究所副研究员赵勇强表示,上一轮电改启动以来,由于电力市场建设停滞,电力运行仍基本延续计划体制,地方政府有关部门更加强化了年度上网电量分配权和干预权,将以往的非约束性年度预控目标逐步变为约束性指标,在电量分配上普遍采用了“大平均分配”的方式,不但使可再生能源全额保障性收购难以落实,也不利于清洁高效火电机组优先发电。

     据了解,在新的电力体制条件下,发电企业与用电方通过电力交易中心直接交易,发电企业的经营收入将主要依靠长、短期合同和实时电力平衡合同,调峰辅助服务市场将应运而生。在新能源装机比例高的地区,由于发电与用电不易匹配,电力峰谷差拉大,致使调峰需求比较大,调峰服务的市场价值自然高,那么具备较强调峰能力的电厂将获得巨大的调峰辅助服务收益,在市场竞争中占有优势。在这种情况下,常规能源与新能源的利益不再是矛盾关系,市场利益促使常规发电企业有动力为新能源调峰,使原先“风火竞争”转为“风火互补”,从而促进新能源的并网消纳。

    另外,中国能源经济研究院相关专家表示,通过电力市场直接交易等市场化交易方式逐步放开其他的发电计划,不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模,实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主,将使常规电力不再享受政府定价和电量市场保障,倒逼传统发电企业改变规模扩张发展模式,注重市场供需和结构调整,提供更多灵活调节辅助服务。

    本次电改的配套文件,《关于推进电力市场建设的实施意见》则明确要求:建设中长期市场,建立相对稳定的中长期交易机制,鼓励市场主体间开展直接交易;构建区域市场,完善跨省跨区电力交易机制,促进市场化跨省跨区交易。相信随着电力市场化交易方式的全面推进,必将有力地推动光伏并网消纳。
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