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快乐双彩全部开奖结果查询:電力現貨結算試運行:尋路新舊體系轉軌

放大字體??縮小字體 發布日期:2020-01-10 14:11:47 ??來源:新能源網??編輯:全球新能源網??瀏覽次數:1781
核心提示:2020年01月10日關于電力現貨結算試運行:尋路新舊體系轉軌的最新消息:  過去的2019年可謂電力現貨市場建設的突破年。國內首批8個電力現貨試點已全部進入結算試運行階段。截至2019年9月30日,國家電網區域內山西、甘肅、浙江、山東、福建均開展了為期
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快乐双彩什么玩 www.fhhyt.com   過去的2019年可謂電力現貨市場建設的突破年。國內首批8個電力現貨試點已全部進入結算試運行階段。截至2019年9月30日,國家電網區域內山西、甘肅、浙江、山東、福建均開展了為期一周的結算試運行,四川開展為期5天的調電試運行,蒙西也開展了連續結算試運行。2019年10月18至27日,南方(以廣東起步)現貨市場開展了完整的中長期+現貨按周試結算。

  8個試點都或多或少地遇到了挑戰,比如現貨價格普遍偏低,使用輸配電價“順價”出現問題,省內與省間市場銜接出現意外等等,各有各的故事。

  電力現貨市場就像一根探針,觸碰新舊電價體系、系統運行方式、電源電網規劃甚至國家宏觀調控。一位資深電力研究者指出,用過去的方式已經難以精準解決現在的矛盾,也難以實現改革的增量效益。“好的市場機制設計不應一味地向主客觀環境‘妥協’,而是應該堅持市場內核,逐漸影響原有的體系、模式。”

  臨近2019年底時,國家發展改革委、國家快乐双彩什么玩局召開電力現貨試點工作專題會議。據悉,會議聚焦討論、解決現貨試點過程中發現的重點、難點?;嶸?,國家發改委副主任連維良指出,下一步電力市場建設“步子要穩,試要積極,情況要清,政策要慎”。

  低價風險

  在2019年9月的結算試運行中,試點地區現貨價格大幅低于中長期價格是普遍現象。據eo多方了解,綜合公開信息統計,山東、浙江、甘肅現貨平均價為0.015-0.339元/千瓦時,較火電標桿電價降低16%-49%;廣東除第一天日前0.359元/千瓦時、實時0.315元/千瓦時之外,其他日期的日前及實時電價均價分別為0.215元/千瓦時、0.19元/千瓦時;福建現貨價格較高,為0.373元/千瓦時,較火電標桿降低5.2%。

  而四川是數個試點省區中整體價格偏低最嚴重的一個,平均0.011元/千瓦時。9月20日,四川省電力交易中心宣布擬于9月26-30日開展現貨市場連續調電試運行和結算試運行。9月29日,由于系統安全升級,交易中心發布《關于取消現貨試結算運行用電側日前市場申報的緊急通知》。

  結算試運行期間,發電側報價出現了連續三天96個點零價的情況。相關媒體報道,對于發電側來說,由于中長期合約內電量按合約價結算,并沒有損失。即使申報電量無法全部中標,由于現貨價格低于發電成本,不發電反而更受益。而對于用電側來說,超用電量能夠獲得優惠的現貨價格。

  但這種看上去的“雙贏”難以持續。現貨市場的低價會大大降低用戶簽訂中長期合約的意愿,導致發電側這種超低價策略沒有合約對沖,出現巨額虧損。

  一位業內人士指出,四川嘗試“照顧”各方面的訴求,設計了“精密”的中長期市場,但在現貨當中,反而可能因為這種“精巧”的設計,出現極端情況。

  在近期試行的現貨結算中,山西也出現了比較極端的低價情況。據悉,2019年12月7日至12月13日,國網山西省電力公司開展了為期一周的電力現貨全流程試結算工作。日前出清最高價格365元/兆瓦時,最低價格0元/千瓦時;日均最低價格19.61元/兆瓦時,最高價格99.08元/兆瓦時。

  當地參與交易的電廠人員告訴eo,進入供暖期,按照“以熱定電”的原則,供熱機組都是必開機組,供熱機組和新能源機組基本可以滿足全省電力負荷,現貨市場里的價格決定者就剩下純凝機組,因此,除早高峰和晚高峰以外,這些機組為了能夠保持開機,紛紛報出了“地板價”。

  “對于純凝機組來說,現在要是停下來,再啟動可能就要到2020年2、3月了,還不如撐過供暖季。”上述人員說。

  原本最讓人擔心報價發生“踩踏”事件的甘肅,在結算試運行期間雖然價格也相對偏低,但并沒有出現零價極端情況。據悉,甘肅現貨市場讓新能源和火電機組同臺競爭,形成了類電力庫的單邊競價市場。

  一位行業分析人士說,現貨市場產生的價格結果充分反映出了各地機組結構與原有運行方式的特點,要做到真正的“同臺競爭”,許多習以為常的“規則”需要調整。特別是要回答,是否相信市場手段能夠更好地保障民生,產業政策是否能夠改為“場外調節”的問題。一位國際電力市場的資深從業者指出,在設計市場時就應遵循技術中立原則,即不偏重任何技術手段,把對技術的選擇通過市場外政策手段體現。

  還有業內人士提出,當前市場本質上是單一電能量市場,而單一電能量市場競爭設計依據的是邊際定價思路,機組固定投資成本難以通過它來完成回收。而在從計劃向市場轉軌的過程中,各類機組不同程度上都存在擱淺成本問題,國外普遍對擱淺成本利用市場紅利進行補償。國內如果把“出清”過剩產能的壓力全部放在電能量市場,特別是現貨身上,將對市場建設產生不利影響,建議從國家層面研究電力市場化改革會帶來的擱淺成本及其處理問題,為發電側平等競爭提供必要條件。

  艱難的“順價”

  隨著現貨市場的推進,部分試點省份患上了“順價不適應癥”。

  2019年11月20日,廣東省發改委、國家能源局南方能監局發布《關于做好2020年廣東電力市場中長期交易合同簽訂工作的通知》(粵發改能源函〔2019〕3704號),2020年中長期交易依然按照“價差合同+曲線”的模式組織。

  而在兩個月前,2019年9月18日晚10點,廣東電力交易中心官方微信公眾號發布了一條消息,閱讀量瞬間達到四位數,至今仍位列各類通知“前茅”。

  這條信息提到,按照《廣東省能源局關于暫???月份電力現貨市場按周結算試運行的通知》(粵能電力函〔2019〕565號),暫???019年9月份按周試結算試運行工作,9月份仍按現有電力中長期交易規則執行。

  這一天也正是廣東首次試行以絕對價格按周試結算的日子,市場卻突然按下了暫停鍵。

  本輪電力體制改革啟動時,廣東一直采用價差模式,電力交易合同約定的是電價相較目錄電價的降幅,9月按周試結算暫停前的兩次現貨試結算也沿用了這一模式,同時只涉及日前和實時市場結算。

  價差模式有利于規避不同類型電源間成本差異對交易價格產生的影響,有效減輕了市場化交易對各主體利益的沖擊。不過,多位業內人士指出,這種模式依然是建立在標桿上網電價基礎上的思路,形成了“歷史成本越高—核價越高—降價絕對值相同—高成本機組降低比例少—高成本機組反而有競爭優勢”的邏輯鏈,導致中長期交易資源逆向配置,抵消了以“全社會福利最大化”為目標的現貨市場帶來的效率,長此以往,市場化交易難以體現不同類電源的成本差異,讓用戶感知生產成本變化的目的,電網企業也沒有改變購銷差價的模式。

  在原定于9月開展的按周結算試運行方案中,廣東決定改變價差模式,全面應用已核定的輸配電價,按照絕對價格模式開展交易。

  但轉換為絕對價格模式后,現貨市場使用用戶側統一結算價格,由于目錄電價不同,一般工商業用戶和大工業用戶獲得的實際價差也不同。2018年以來,一般工商業電價兩次下調,這使得他們在市場中獲得的價差收窄。而中長期合同又是上一年按照價差模式簽訂的,導致代理了較多一般工商業用戶的售電公司要“平白無故”遭受虧損。

  此后,為了規避用戶目錄電價政策調整導致的售電公司盈虧風險,在10月18-27日重啟的“中長期+現貨”按周試結算中,廣東設置了新的零售合同處理機制,電網公司按照售電公司中長期合同電量收益不變的原則,補貼售電公司“倒掛”的差價,但仍然沒能徹底實現“順價”。

  浙江也遇到了“順價”難題。

  曾有市場的資深研究者指出,國內即使是有售電公司參與的零售側也并非真正的零售市場,因為售電公司沒有定價和結算權。而浙江首先突破了這一點,本輪中長期交易將在全國范圍內率先實現批發和零售市場完全分離的模式,即不采用價差模式,售電公司與用戶自由協商絕對價格,售電公司給交易中心提供用戶結算所需的信息。

  浙江宏博售電有限公司相關負責人認為,在目前其他各省區廣泛應用的價差傳導模式下,幾乎所有售電公司的生存模式就是“無標準圈定客戶+單純發電側讓利”,這樣的模式造成電力用戶、售電公司和發電集團之間持續“零和博弈”,用戶和售電公司的收益完全取決于發電廠單方面讓利,沒有創造新的價值。當然,這樣的模式有利于獨立售電公司在改革初期獲得短期收益。而浙江的結算方式使電價組成更加透明,理順了價格體系,對尖、峰、谷進行分段結算也十分接近現貨運作。

  據悉,一些專業性較強的售電公司已經開始著手布局,收集不同類型的用戶的負荷曲線并對用戶進行分類建模,力求盡早模擬出不同類型用戶的典型負荷曲線,從而提高風險控制能力,完善自身的定價機制和策略,加強市場競爭力。

  但這樣的“突破”也帶來了問題。根據2019年9月浙江省發改委、能監辦、省能源局聯合印發的中長期電力交易基本規則,煤炭、鋼鐵、有色、建材等四大行業且供電電壓為10千伏及以上的電力用戶可參與浙江售電市場。至此,在市場中,用戶一共有三類,一是由電網代理的市場化用戶,類似電力庫模式,二是直接參與批發市場交易的大用戶,三是由售電公司代理的用戶。

  絕對價格下,代理谷段用電量超過50%的用戶,零售商會虧損,導致售電公司紛紛爭取峰電用戶,谷電基本留在了電網。而放開的四大行業用戶大部分又是谷電比例高的,據了解,4000多戶用戶,只有800余戶參與交易。近一個月來,電網公司就虧損近2000萬元。

  有業內人士指出,這部分價格成本全部讓電網公司承擔是不合理的,但這是從目前市場向現貨市場轉變過程中無法回避的問題,維持浙江當前的結算模式,反而有利于盡早解決這個問題。

  上述人士認為,電網企業當前的虧損可計入輸配電不平衡賬戶,使關鍵時期輸配電價的核定能夠更貼近于現貨建設期間電網公司承擔公共服務和社會責任所必需的合理成本。未來可通過征收1.2倍保底供電電價避免電網企業虧損。

  2019年8月12日,國家能源局官網發布對《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》的解讀指出,一方面要確保市場設計科學合理,建立市場機制和價格機制引導電力生產和消費,促進電力工業健康發展;另一方面也需要綜合施策、共同推動,全面加強配套機制建設。如,建立與現貨市場銜接的用電側電價調整機制,逐步解決用戶側價格雙軌制問題;完善與現貨市場配套的輸配電價機制,更加科學合理界定電網使用成本,更加有利于擴大電力資源優化配置范圍。2020年1月7日,國家發改委官網再次轉發對這份文件的官方解讀。

  電源間“相煎何太急”

  高成本機組、外來電如何參與市場已成了現貨市場建設的“老大難”問題。

  為了讓不同成本機組同臺競爭,廣東的現貨市場規則允許對高成本機組給予結算后補貼,即對于比燃煤機組標桿電價高的燃氣機組、水煤漿機組和煤矸石機組等,根據機組歷史利用小時和成本差異,給予一定的市場補貼費用,費用由市場用戶按電量分攤。

  據eo了解,由于補貼支出將抬高部分用戶的購電成本,9月試結算開始前,就有售電公司提出不愿意承擔這部分費用。為了保證試結算的順利推進,9月按周試結算運行期間,電源側成本補貼由省內電網企業承擔,納入電網企業購電成本。

  近年來,廣東高成本燃氣機組增多,目前新增發電成本由電網公司承擔,難以通過市場疏導。據測算,累計120億元燃氣機組新增成本未能通過銷售電價予以疏導。

  國家相關主管部門官員在10月時的一場電改研討會中表示,完全使用輸配電價核定電網公司成本與收益后,由電網承擔高成本機組補貼是缺乏依據的,而將這部分成本傳導到用戶又與目前的終端電價政策導向不一致。

  “目前的改革充分體現了兩套電價體系要用哪一套的問題。”

  當然,針對燃氣機組的補貼,業內也有不同意見,認為燃氣機組不應抱著靠發電量掙回成本的思路,而是應該更多發揮自身啟動靈活的優勢響應現貨市場價格。

  據了解,2020年廣東還將陸續有新的燃氣機組和成本更高的海上風電投產。一位資深市場研究者指出,現貨配置資源不僅僅反應在短期上,其信號應該用于規劃。按照終端用戶價格短期內不上漲的原則,廣東近期顯然已經難以承受如此多的高成本機組,否則市場將受到“兩頭擠壓”。

  而在浙江近期的現貨市場試結算中,由于外來電突然增加和可再生能源滲透率上升,電力調度機構相對平時多預留了輔助服務容量,導致輔助服務費用發生臨時性“飆升”。因為高比例外來電缺乏分攤渠道,用戶又沒有參加疏導,浙江省調核電機組需承擔高達1800萬元的輔助服務費用,甚至提出了退出市場的訴求。

  有業內人士指出,這次的“意外”本質上源于中長期交易沒有充分為現貨做好準備。在簽訂年度合同時,應約定好曲線,臨時出現變化,相關主體按約定分擔風險。

  根據國家發改委、國家能源局2019年年中發布的《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》(發改辦能源規〔2019〕828號),各類跨省跨區中長期優先發電合同和中長期市場化交易合同雙方,均需提前約定交易曲線作為結算依據。中長期雙邊交易形成的電量合同,可由交易雙方自行分解為分時曲線。同時,文件指出,建立電力用戶參與承擔輔助服務費用的機制,鼓勵儲能設施等第三方參與輔助服務市場。

  據悉,在2019年10月31日國家發改委體改司、能源局法改司組織召開的全國電力現貨市場建設推進會議上,政府主管部門相關負責人鼓勵各試點地區多做結算試運行,發現問題,為2020年連續運行提供支撐。

  現貨市場建設過程中出現的這些問題反映出中長期與現貨、現貨與輔助服務、省間與省內、批發與零售市場,以及“中間”與“兩頭”的“割裂”,有些隨著規則的改進、市場的連續運行能夠解決,而有些則需要做出相應調整。

  兩輪結算試運行過去后,到了考驗決策者、執行者以及行業對改革的信心的時候,即是否要根據現貨市場試點發現的問題去改革與市場化不適應的規劃、價格及運行機制。(eo記者 姜黎 eo記者陳儀方對此文亦有貢獻)

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關鍵詞: 現貨 市場 結算 機組

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