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《电力中长期交易基本规则》划重点:明晰清洁能源消纳责任

日期:2020-07-03    来源:南方能源观察  作者:刘斌 姜黎

国际电力网

2020
07/03
10:54
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关键词: 清洁能源 电力市场交易 电力供应安全

在暂行规则三年有效期满后,国家发展改革委、国家能源局于7月1日印发修订后的《电力中长期交易“基本规则”》(以下简称“基本规则”)。随着全国首批8个电力现货市场试点陆续启动连续结算试运行,电力市场建设进入深水区,统筹中长期交易和现货市场是下一阶段市场设计的重点之一,这是“基本规则”印发的重要背景。

与暂行规则相比,最新印发的“基本规则”增加了电力用户、售电公司和电网企业“依法依规履行清洁能源消纳责任”的义务,并规定电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易时,指导参与电力交易承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易,在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担消纳责任的市场主体给予提醒。承担消纳责任的市场主体参与电力市场交易时,应当向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。

去年5月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号),提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制,对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重,2020年是对各省可再生能源消纳进行监测评价和正式考核的第一年。按照上述通知,各省级能源主管部门牵头承担消纳责任权重落实责任,售电企业和电力用户协同承担消纳责任,电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任。

在偏差电量处理方面,“基本规则”允许发用双方在协商一致的前提下,可在合同执行一周前进行动态调整。鼓励市场主体通过月内(多日)交易实现月度发用电计划调整,减少合同执行偏差。相比此前的暂行规则,“中长期合同执行偏差主要通过在发电侧采用预挂牌月平衡偏差方式进行处理(即优先发电、基数电量合同优先结算)”,“基本规则”缩短了调整的时间期限,赋予发用双方更多的自主性。

“基本规则”更新了电力中长期交易品种,主要包括电能量交易,灵活开展发电权交易、合同转让交易,并且可以根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。其中开展根据市场发展需要开展容量交易是一大亮点。“基本规则”提出对于未来电力供应存在短缺风险的地区,可探索建立容量市场,保障长期电力供应安全。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制。

据eo此前统计,全国已经11个省(自治区、直辖市)提出研究建立容量补偿机制。其中云南省由于燃煤机组利用小时数严重偏低,明确提出要在2020年底前研究建立容量补偿机制。

“基本规则”将容量市场与容量补偿机制的适用背景做了区分,建立容量市场的目的主要是应对供应短缺风险,而非针对煤电补偿。

为了实现能源资源在较大范围内优化配置,“基本规则”提出在优先安排优先发电合同输电容量的前提下,鼓励发电企业、电力用户、售电公司利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。在交易价格方面,跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格(送电侧)、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的,不再单独收取;未明确的,暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算,报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担,也可由市场主体协商确定承担方式。

“基本规则”还鼓励优先发电参与跨区跨省市场交易,提出采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式,推动优先发电参与市场,不断提高跨区跨省优先发电中“保量竞价”的比例,应放尽放,实现优先发电与优先购电规模相匹配。

在价格机制方面,“基本规则”明确,除计划电量执行政府确定的价格外,第三方不得干预电力中长期交易的成交价格。成交价格应当由市场主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成。并且除国家有明确规定的情况外,双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中,为避免市场操纵以及恶性竞争,可对报价或者出清价格设置上、下限。价格上、下限原则上由相应电力市场管理委员会提出,经国家能源局派出机构和政府有关部门审定,应当避免政府不当干预。


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