近期电力市场化改革的动作在加快,继全面推进跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作后,又开始向建立电力现货市场迈进。
8月28日,国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(下称《通知》),确定了南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点,要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。
按时间划分,将日以上的交易称为电力中长期交易(或远期交易),将日前及日以内的交易称为电力现货交易。
随着电力体制改革的推进,电力中长期交易规模不断扩大。《通知》表示,目前亟待加快探索建立电力现货交易机制,改变计划调度方式,发现电力商品价格,形成市场化的电力电量平衡机制,构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系。
目前弃风、弃光、弃水比较严重,尤其是风电和光伏,随机波动性大,在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下,这些新能源电力很难进入市场体现价值。有了现货市场后,因为是实时的市场,风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价,体现它们的价值。同时,为风光调峰的传统能源,其价值也能通过现货市场体现出来。
试点原则上按现有电力调度控制区(考虑跨省跨区送受电)组织开展,具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个,启动一个。
根据国际经验看,这两大规则的协调一致性非常重要。既不能影响了安全运营,又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值,来引导供需双方的行为。如果做不到,电力现货市场就变成了空架子,体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。
按照上述《通知》要求,试点地区要围绕形成日内分时电价机制,在明确现货市场优化目标的基础上,建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。
此外,组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易,要实现调度运行和市场交易有机衔接,促进电力系统安全运行、市场有效运行,形成体现时间和位置特性的电能量商品价格,为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。