浙江電力現貨啟幕 但三大困難依然凸顯
浙江省具備電力現貨市場建設的必要條件,但在調度、交易以及發電和用戶側三大系統中仍面臨困難。8月28日,國家發改委辦公廳和國家能源局綜
浙江省具備電力現貨市場建設的必要條件,但在調度、交易以及發電和用戶側三大系統中仍面臨困難。
8月28日,國家發改委辦公廳和國家能源局綜合司聯合發布《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》,選擇南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批試點,浙江省名列其中。
截至目前,浙江省電力體制改革綜合試點方案已經印發,浙江電力市場設計與規則編制咨詢服務國際招標也順利完成(PJM+電科院聯合體中標)。
有關浙江省電力現貨市場的建設方案,在多次座談、征求意見和評審論證后,目前已經進入發文準備階段。
三大困難依然凸顯
浙江省具備電力現貨市場建設的必要條件,但在調度、交易以及發電和用戶側三大系統中仍面臨困難。
首先,在調度系統領域,浙江電力調度控制中心尚未開展現貨市場運營管理的相關平臺建設和培訓等工作。
當前浙江省電力調度機構采用國家電網公司統一推行的調度控制系統D5000,已具備日前優化機組組合與經濟調度以及110kV母線負荷預測功能。不過,盡管浙江電網多數機組AGC控制方式均為AUTO R模式,但核電、風電、光伏發電機組AGC并未投入運行。
其次,交易系統中,當前電力交易平臺未能與調度系統互聯互通,尚未開展分合約、類型、價格的電量分解技術準備,尚不能實現日前分時節點電價出清,尚不能實現分時價格的分筆電費及考核費用的疊加、統計及結算清算功能。
而中長期交易合同分解主要是結合負荷預測和機組檢修等信息,借助人工方式進行。
第三,在發電和用戶側系統,浙江省統調發電企業和大工業用戶具備96點分時計量功能。但電力市場交易系統與營銷、計量系統尚未實現互聯互通,售電企業尚未與電力用戶建立信息采集、分享渠道。
推動現貨的時間表
從綜合試點方案和現貨市場建設方案(征求意見稿)來看,浙江現貨市場接近澳大利亞模式,擬采用單邊電力庫。
而初期電力現貨市場主要包括日前市場預出清和日內實時平衡市場。日前市場預出清實行調度日預發電計劃滾動更新,日內實時平衡市場則主要保障電力供需的實時平衡。
初期合約市場交易種類將主要是金融性的中長期差價合約,包括政府授權合約和雙邊合約,僅用于結算,不對電網物理運行產生影響。
遠期來看,浙江市場將引入期貨和期權交易,提供更多的金融避險手段。
售電側方面,初期市場將放開110kV的直接交易,適時放開35kV用戶的市場交易。
在市場監管方面,主要思路是借鑒新加坡經驗,固定部分發電機組的機組出力,同時引入相應的市場力監測和處置手段。
浙江電力基本情況
2017年浙江省全社會用電量預計為4028億千瓦時,省統調用電量預計為3373億千瓦時,省統調發電量預計為2090億千瓦時,外來電預計為1271.63億千瓦時。省內水電、核電等優先發電預計為120億千瓦時,購省(含華東調度機組)外優先發電820億千瓦時,優先用電電量為1020億千瓦時。2017年已安排直接交易電量930億千瓦時,占全社會用電量的23%左右。
裝機方面,浙江電網統調裝機容量達到5717萬千瓦,同比增長1.21%。其中:火電裝機容量5431.6萬千瓦,占總裝機容量的95.01%;水電裝機容量178.27萬千瓦,占總裝機容量的3.12%;核電裝機容量32萬千瓦,占總裝機容量的0.56%;風電裝機容量13.74萬千瓦,占總裝機容量的0.24%;光伏裝機容量61萬千瓦,占總裝機容量的1.07%。
在浙發電集團主要裝機情況具體如下:其中,浙能集團2830萬千瓦,占比為49.5%,國華集團610萬千瓦,占比為10.7%,華能集團590萬千瓦,占比為10.3%,華電集團440萬千瓦,占比4.7%,大唐集團360萬千瓦,占比為6.3%。
2016年全省重點發電企業實現發電業務收入786.93億元,同比下降3.33%;發電成本支出591.23億元,同比增長4.35%。預計2017年燃煤機組發電成本還將上漲每千瓦時0.03元,從四季度開始,受煤價攀升、直接交易規模力度擴大等因素影響,多數發電企業將處于保本經營狀態。
浙江電網方面,主要面臨外來電受入量持續高位、電網運行調峰困難、可再生能源發電增長迅猛等困難。隨著光伏、風電等新能源的快速發展,能源結構加速向低碳化、清潔化轉型,但同時也增加了電網運行的不確定性和復雜性。此外,電網運行的備用容量和常規燃煤機組的運行成本也在增加。
浙江省內主要為1個省級調度控制區,境內部分機組由華東區域調度機構調度,屬于華東調度控制區范圍。
(作者簡介:國家能源局浙江監管辦公室黨組成員)
原標題:專題報道 | 浙江電力現貨啟幕
責任編輯:lixin
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