新电改已启动两年 为何区域电力市场建设仍步履缓慢

发布时间:2017-05-16 来源:中国能源报  

  日前,广州电力交易中心组织开展了4月云南送广东月内临时挂牌交易。作为新一轮电改中首次南方跨省跨区市场化电量交易,此次交易受到业内关注,但交易结果却不尽如人意:两个小时的交易时间中,仅有两家云南电厂进行了电量申报,合计电量仅为95.1万千瓦时,不足目标电量10亿千瓦时的千分之一。
  在此之前,京津冀区域电力市场于去年提出建设后不久便陷入停滞,南方区域的首次交易也并不顺利。新电改启动两年有余,区域电力市场建设步伐仍然缓慢。
  区域市场沉默 省级市场火热
  南方区域的尝试并非此轮电改首例。2016年7月29日,国家能源局印发《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》,按照计划,京津唐区域市场成为新电改“9号文”发布以来首个区域电力市场。然而,原定于2016年10月印发的《京津冀电力市场建设方案》未能出台,京津冀电力交易中心也并未建立。
  2016年8月底,河北省发改委发布了《河北北部电网电力直接交易工作有关事项的通知》,首批符合准入条件并参与冀北地区直接交易电力用户133家,发电企业15家,并在冀北电力交易中心开展直接交易,规模达到100亿千瓦时。河北北网的“单独行动”,打破了京津唐统一开展直接交易的格局。2016年10月31日,京津唐地区119家电力用户和36家发电企业开展电力直接交易,交易的组织者则变成了北京电力交易中心,区域电力交易主体缺失。
  相比电改“5号文”出台的2002年,当前我国电力行业格局已发生重大变化,电力供应短缺的问题已得到解决,电网建设也更为完善。但新电改“9号文”在区域电力市场建设方面,无论强调的力度还是对具体规则的明确程度,均逊色于“5号文”。
  与此相对应的是,国网力推的“国家-省”两级电力交易市场的建设工作则较为顺利。自2016年3月1日北京电力交易中心正式组建,一年多的时间里,27家省级电力交易平台相继成立并投入运行,国网公司经营区域内实现交易平台全覆盖。同时,北京电力交易中心作为市场化省间交易的组织机构,清洁能源交易电量占到省间交易电量的48%,实现了清洁能源在省间的优化配置,并通过特高压交、直流大电网,将西北、东北、西南大型能源基地电力送至华北、华东、华中等负荷中心,实现了较大范围内的资源优化配置。
  有业内人士分析称:“按照‘5号文’,区域电力市场的目的是在一定范围内实现资源优化配置。目前国网主导的全国统一电力市场,在全国较大范围内进行资源优化配置,两级交易中心、电网建设等也较为成熟,区域电力市场的价值正在被弱化。”
  省间利益分配 成最大难题
  尽管国网公司在推进全国统一电力市场方面已经取得进展,但不可否认,由于电源、电网的历史规划以及各省资源禀赋的差异,区域电力市场仍有其存在的意义。
  广东较高的经济发展水平带来较高的电量需求,而云贵地区丰富的水资源可以供应清洁水电。根据统计,2016年,南方电网区域内水电装机容量比重超过38%,非化石能源发电比重超过50%。其中,广东省装机容量占到南方电网辖内五省区总装机的37%,用电量占比则为56%;而云南、贵州装机容量在同区域内占比49%,用电量占比则仅为37%。南方电网区域电源与负荷逆向分布,电源结构复杂多样,若能成功建立区域电力市场,则可以有效实现资源在南网区域各省间的优化配置。
  “电力供应相对过剩的环境下,各省政府更加关注电价改革对实体经济负担的减轻,在省内开展直接交易的热情较高。”上述人士称,“相比之下,如果区域内几个省进行统一组织,虽然资源配置效率可以提升,但市场交易释放的红利容易分配不均,各省普遍有抵触情绪。”
  事实上,被省间壁垒困扰的不仅是一定范围内配置资源的区域市场,全国较大范围内的省间交易同样受其阻碍。据了解,由于电力市场整体供大于求,部分东部地区省份对省外购电出台限制政策,客观上对省间交易造成了困难。
  一方面,各省政府希望通过电量市场化交易,降低企业用电成本,拉动当地经济增长;另一方面,在资源跨省配置的过程中,各省又想尽可能保证本地电源的竞争力,通过制定行政规则干预市场的情况也偶有发生。有专家指出,省间壁垒存在的根源在于体制机制不畅,无论是建区域市场还是省级市场,省间壁垒都是此轮电改推进必须要克服的难题。
  值得注意的是,今年3月29日,国家发改委发布《关于有序放开发用电计划的通知》。随着发用电计划逐步放开,市场化交易规模扩大,省间壁垒有望被打破。届时,电力资源也将从各省的行政命令管束转入充分竞争的市场环境中。

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