北极星智能电网在线讯:核心阅读：跨省的市场化交易和协同调节是电力市场未来发展趋势。在川渝开始构建电力统一市场前，西北、华中等地区已开始跨省交易，体现了区域资源协同调用和调节的理念。
川渝电网和电力市场一体化发展正跑出加速度。近日，国家能源局华中监管局发布《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》（简称《意见稿》）称，在省级电网出现预测调峰资源不足或者无法完全消纳本省可再生能源时，由市场运营机构及时启动电力调峰市场。
在业内人士看来，《意见稿》将发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步实现调峰资源跨省互济，促进清洁能源消纳。随着市场“蛋糕”越做越大，多资源区和多类型机组之间实现充分竞争，未来跨省的市场化交易和协同调节将是大势所趋。
“软”作用亟需“提档升级”
川渝两家电网原为一体，两地分设后也一直紧密联系，尤其是随着成渝城市群一体化发展提速，四川电网与重庆电网的联系也将更为“如胶似漆”。记者采访获悉，从去年开始，川渝两地均期待加快实现“川渝电网加强、川电送渝加量”。
虽然四川省水电外送电量已连续7年突破千亿千瓦时，但其弃水压力仍不小。在业内人士看来，“川电外送”的另一种方式是就近消纳，即建设川渝1000千伏特高压交流网架。不过，近年来，受用电负荷结构变化、风光等新能源装机快速增长等因素影响，重庆电网调峰困难问题日益突出。特别值得注意的是，今年1-7月四川、重庆两省新能源并网消纳率均达100%。“为实现两地新能源大规模开发和高效利用，除了电网建设的‘硬’实力外，电力交易、电力调度等枢纽平台的‘软’作用也需‘提档升级’，《意见稿》的出台恰逢其时。”一位业内人士接受记者采访时表示。
一位不愿具名研究人士分析认为，西南区域水电调节性能整体较差，丰水期负荷低谷时段存在清洁能源弃电现象，去年因调峰产生弃水电量达110亿千瓦时。“四川、西藏丰水期低谷时段调峰问题突出，采用弃水、跨区直流临时增送予以缓解；重庆春秋峰谷差大，调峰问题突出，采用火电启停调峰和组织临时交易可予以缓解。不过，不容忽视的是，调峰困难时段，以上各类调峰措施已基本用尽。”
申报价格上下限不宜太窄
《意见稿》显示，市场运营机构为电力交易机构和电力调度机构，市场主体包括发电企业、电网企业。初期，买方、卖方发电企业申报和摘牌信息由省级调度机构汇集和转发。省级电网出现预测调峰资源不足或者无法完全消纳本省可再生能源时，由市场运营机构及时启动电力调峰市场。市场主体自主自愿参与市场，按照“谁提供、谁受益，谁接受、谁承担”的原则，公开、公平、公正运营。
记者了解到，市场运营初期将采用“卖方集中竞价统一边际价格出清、买方摘牌”交易模式，后续结合市场发展，可探索买方挂牌、卖方摘牌以及双方报价、撮合成交等交易模式。市场运行初期，卖方申报价格下限暂定为0.12元/千瓦时，根据市场运行情况对卖方申报价格下限适时进行调整。
记者致电华中监管局，相关人士表示：“《意见稿》正在征求意见，需要稍等一段时间解读。”重庆电网相关人士回复记者：“有的内容还需要修改，暂时不便发表意见。”业内人士表示：“设置下限是市场机制设计的问题，暂时不好评价。”
华南理工大学电力学院电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇对记者直言：“卖方申报价格设下限不奇怪，可避免恶性竞争，给各个机组一个基本保底收益。但是，价格限制不能设得太窄，限制设的特别窄，容易走入伪市场误区。”
建议提前布局储能交易机制
在受访的业内人士看来，跨省的市场化交易和协同调节是电力市场未来发展趋势。在川渝开始构建电力统一市场之前，西北地区、华中地区等早已开始跨省交易，体现了区域资源协同调用和调节的理念。
“站在储能角度讲，四川、重庆一带储能的参与空间还未激发，参照近日发布的可再生能源购买储能服务的政策，建议川渝一体化电力调峰市场超前在辅助服务市场中予以布局，明确储能等新主体身份和交易机制，进一步促进区域调节能力的提升。”上述业内人士向记者表示。
业内人士认为，电网规模越大，电网一体化运行和调度业务协同的特征就越明显。电网实时监控、分析决策、生产组织、运行管理等业务涉及同一电网内的多家调度机构，客观上要求各家调度机构的调度自动化系统必须实现信息共享、功能联动和业务交互，共同支撑大电网运行。
记者了解到，继川渝《意见稿》之后，国家能源局华中监管局近日又发布了《新型主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则（征求意见稿）》，明确包括储能装置、电动汽车、充电桩、虚拟电厂及负荷侧各类可调节资源在内的新型市场主体可通过该市场规则参与提供跨省调峰辅助服务。“该规则在国内首创新型市场主体通过提供省间调峰辅助服务，从相关省间电能量交易中获取价差的收益模式，具有可复制、可推广、易操作等优势。”国网华中分部调度处副处长黄海煜表示。
