擬調(diào)整電網(wǎng)代購電電價結(jié)構(gòu) 容量補(bǔ)償電價按系數(shù)收取

 

補(bǔ)充通知指出，推動將優(yōu)先發(fā)購電計劃轉(zhuǎn)為政府授權(quán)中長期合同。未參與市場交易的余熱余壓余氣發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、小水電、核電、分布式新能源和部分省外來電等電量優(yōu)先匹配保障性電量，將保障性電量之外的優(yōu)先發(fā)電量打包作為政府授權(quán)中長期合同，由全體工商業(yè)用戶（含電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶）認(rèn)購。未認(rèn)購部分按用電量占比分配給全體工商業(yè)用戶。

 

眾所周知，由于優(yōu)先發(fā)電需要優(yōu)先消納，而優(yōu)先購電具有不確定性，優(yōu)發(fā)優(yōu)購的預(yù)測偏差將會導(dǎo)致不平衡資金的產(chǎn)生，2020年5月山東電力現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行就曾因此產(chǎn)生近億元的不平衡資金。按照當(dāng)時的規(guī)則，新能源發(fā)電、核電、外來電等優(yōu)先發(fā)電電量按照市場價格和“保量保價”規(guī)則分別與用戶和發(fā)電企業(yè)結(jié)算。對于優(yōu)先發(fā)電超出優(yōu)先購電部分的電量，市場結(jié)算機(jī)構(gòu)需要用高價購買并賣給低價市場用戶，產(chǎn)生了“高買低賣”現(xiàn)象，即出現(xiàn)了不平衡資金。

 

有市場主體表示，“將未放開的優(yōu)先發(fā)用電計劃轉(zhuǎn)為政府授權(quán)合約，是一種過渡手段，幫助市場主體實現(xiàn)由計劃向市場的轉(zhuǎn)變。這是對生物質(zhì)、小水電、核電等進(jìn)入市場的支持，優(yōu)購電量首先匹配保障性用電，剩余的部分全體工商業(yè)用戶認(rèn)購，這樣就避免優(yōu)發(fā)優(yōu)購的偏差，不用中長期收益回收，避免不平衡資金的產(chǎn)生。”

 

虛擬電廠可獨立參與交易，容量補(bǔ)償電價按系數(shù)收取

 

補(bǔ)充通知指出，6月份起虛擬電廠可作為獨立市場主體參與市場交易。虛擬電廠參與現(xiàn)貨市場主要有兩種交易方式，一是參與填谷交易，緩解負(fù)荷低谷時段或新能源大發(fā)導(dǎo)致電網(wǎng)負(fù)備用不足問題。二是參與頂峰交易，緩解負(fù)荷高峰時段發(fā)電不足產(chǎn)生的電力短缺問題。

 

虛擬電廠作為一種靈活的可調(diào)節(jié)資源，在新型電力系統(tǒng)的建設(shè)趨勢下將發(fā)揮至關(guān)重要的作用。它可以作為“正電廠”向系統(tǒng)供電，也可以作為“負(fù)電廠”消納系統(tǒng)的電力，高效靈活地解決電力實時匹配難題，起到削峰填谷的作用。目前我國虛擬電廠獨立參與市場交易還處于初級階段，未來還有很大的發(fā)展空間。

 

補(bǔ)充通知規(guī)定，9月份起，對可調(diào)節(jié)負(fù)荷試行基于峰荷責(zé)任法的容量補(bǔ)償電價收取方式。在新能源大發(fā)、發(fā)電能源充裕的時段，容量補(bǔ)償電價為：基準(zhǔn)價99.1元/兆瓦時*谷系數(shù)K1（K1取值0-50%）；發(fā)電緊張時段，容量補(bǔ)償電價為：基準(zhǔn)價99.1元/兆瓦時*峰系數(shù)K2（K2取值100%-160%）。

 

在我國電力市場中，容量補(bǔ)償電價是山東首創(chuàng)的，那么為何執(zhí)行容量補(bǔ)償機(jī)制？眾所周知，新能源機(jī)組參與現(xiàn)貨市場，現(xiàn)貨價格會出現(xiàn)0價甚至負(fù)價。機(jī)組發(fā)電獲得收益，不發(fā)電的備用機(jī)組沒有收益，這部分成本就無法回收。有了容量補(bǔ)償電價，備用機(jī)組可以獲得補(bǔ)償，電廠在投資新建機(jī)組方面更有積極性。因此容量補(bǔ)償機(jī)制作為過渡措施，能夠有效解決市場化發(fā)電機(jī)組在參與電力現(xiàn)貨市場中固定成本回收的問題，也給予電力供應(yīng)一定保障。

 

之前，山東的容量補(bǔ)償電價標(biāo)準(zhǔn)為統(tǒng)一的99.1元/兆瓦時，有行業(yè)專家曾表示，這種計劃式的定價方式存在弊端，不能隨行就市。如今容量補(bǔ)償電價按峰谷系數(shù)收取，能夠更好地激發(fā)容量市場活力，避免了定價過低起不到激勵作用，定價過高會增加用戶成本的難題。

 

電網(wǎng)代理購電輸配電價不再執(zhí)行分時政策

 

2021年11月發(fā)布的《山東省電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作指南（試行）》規(guī)則第十六條指出，“代理購電用戶代理購電價格、輸配電價執(zhí)行分時電價政策”，而山東《關(guān)于全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價有序推進(jìn)銷售電價市場化改革的通知》規(guī)定，“電力現(xiàn)貨市場結(jié)算（中長期、日前、實時）電量，其交易價格、省級輸配電價（含線損和交叉補(bǔ)貼）不再執(zhí)行峰谷分時”。規(guī)則一出，山東電力市場主體紛紛發(fā)聲，“電網(wǎng)企業(yè)能對自己代購電用戶的交易價格、輸配電價實行峰谷分時電價，為何不能對市場化交易用戶執(zhí)行峰谷分時電價？”這個不統(tǒng)一的規(guī)則曾引起了市場主體的多種聲音。

 

補(bǔ)充通知中，對此項規(guī)則進(jìn)行了完善。文件指出，“逐步調(diào)整電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶電價結(jié)構(gòu)，其輸配電價執(zhí)行與直接參與市場交易用戶相同的固定電價政策”。對此有電力市場參與者表示，“此項調(diào)整能夠促進(jìn)電網(wǎng)代理購電和市場交易之間的公平，改革的道路是摸著石頭過河，市場規(guī)則也必定會趨向合理。”

 

此外，文件還指出，按照“先高壓、后低壓”的順序，有序推動電網(wǎng)企業(yè)代理用戶分時計量、結(jié)算，2022年底前代理購電高壓用戶具備執(zhí)行分時結(jié)算條件。

 

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