省间售电这块“硬骨头”有多难啃？

电力18讯：

 随着电改持续深化，电力交易市场的建立和完善正迎来新的机遇和挑战。各地电力交易平台摸索出经验的同时，也面临着“成长期”市场带来的各种问题。

 

市场主体活跃 促清洁能源消纳

2016年3月1日，北京、广州电力交易中心挂牌成立。时隔两年，参与交易的市场主体数量快速增长，在优化电力资源配置、促进清洁能源消纳等方面取得了显著成效。

 

统计显示，国家电网经营范围内目前注册的市场成员达到55746家，其中发电企业27161余家，电力用户26317家。电力用户中，通过售电公司代理参加交易的用户和直接参与交易的大用户，各占一半。截至2017年底，售电公司注册数量为2233家。

 

2017年，新增注册的电力用户和售电公司20013家，增量为2016年的3.7倍。

 

截至2017年底，南方区域参与省内交易的电力用户共12516家，发电企业613家，售电公司则达到了565家。而在广州电力交易中心注册参与南方区域内省间交易的市场主体为130家，其中包括南方五省区电网公司，以及125家发电企业。

 

在交易规模上，国网经营范围内，2017年市场化交易电量总计12095亿千瓦时，市场化交易电量占比达到31.2%，释放改革红利295亿元;南方电网经营区域内，除海南电力交易中心由于刚刚成立尚未开展交易外，其余四省区市场化交易电量2680亿千瓦时，占总售电量的30.1%，为用户侧减少电费支出217亿元。

 

清洁能源消纳方面，北京电力交易中心数据显示，2017年，风电、光伏发电交易电量分别达到2300亿千瓦时和930亿千瓦时，分别较上年同期增长29.6%和76.6%。省间非水可再生能源交易达到490亿千瓦时以上。弃风弃光总电量从2016年的464亿千瓦时下降至412亿千瓦时，下降了11.3%，弃电率也同比下降5.3个百分点，达到11%，成功实现了“双降”。

 

而根据广州电力交易中心统计，2017年，西电东送电量达到了2028亿千瓦时，清洁能源电量占比已达到86%;云南富余水电增送277亿千瓦时。

 

在促进清洁能源消纳的同时，省间交易一定程度上缓解了电源生产与消费的不匹配。

 

壁垒问题突出 各类交易待统筹

尽管各地陆续成立了电力交易中心，截至2017年，国网经营范围内允许售电公司代理用户进行购售电的省份只有15个，真正开展业务的售电公司也仅有475家，约占20%。

 

北京电力交易中心统计数据显示，真正以市场化方式进行的省间交易量占比仅为31%。

 

省间交易面临的最大问题仍是省间壁垒。部分省份直接禁止企业从外省购电，或者通过设置外购电量上限或电价下限等手段，限制本地企业外购电;部分省区在电力体制改革的过程中利益诉求不同且差异较大，对开放市场主体仍存在顾虑，不利于资源灵活配置。

 

此外，电力体制改革处于不断探索的过程中，各省制定的交易规则、组建市场的模式等不尽相同，完整的市场体系设计与建设成为当务之急。“单是偏差考核这一项，各省规定就五花八门，考核方式、周期、额度都不相同。一个售电公司在代理省间电力交易时，在出清、结算、考核等每个环节都要面对复杂的规则差异。随着省间交易规模的扩大，这一矛盾将越来越明显。”

 

对于顶层设计的不完善，改革初期，各地在探索阶段的一个主要目的还是释放改革红利。市场发展到一定程度后，就应该对详细的规则进行统筹。各类交易的规则需要配套，各类交易之间需要衔接。

 

针对各自经营区域特点，史连军提出，应统筹省间交易与省内交易、中长期交易与现货交易、市场交易与电网运行，提升可再生能源消纳水平、市场透明开放程度、市场风险控制能力，并加强电力市场技术支撑。

 

建议，建设符合南方区域实际的分区平衡集中式统一市场，将中期交易品种统一管理，并对区域内交易时序、基本交易规则、现货交易规则进行统一规范。

（来源：中国能源报）