跨区域电力调峰来了
川渝一体化电力调峰辅助服务市场7月6日启动后，当日通过日前市场成交118万千瓦时。业内人士认为，省间电力调峰互济将有效解决新能源消纳压力，我国电力跨省调峰支援响应能力将得到进一步提升。
电力调峰表现形式更多元
近几年，川渝电网一体化特征愈加明显，四川弃电和重庆缺电的电力资源禀赋差异亟需川渝电力一体化发展。“十三五”期间，四川年均弃水电量超100亿千瓦时，重庆年均购四川水电近200亿千瓦时，川渝通道低谷时尚有过亿千瓦时的输电空间，重庆火电约有100万千瓦调峰能力有待挖掘。据初步测算，川渝市场年交易规模可达上亿千瓦时。
国网西南电力调度中心相关人士曾对记者表示，四川水电弃水和重庆火电调峰矛盾较为突出，亟需构建适应川渝电网的跨省电力辅助服务调峰市场。
中央财经大学绿色金融国际研究院能源金融研究中心主任孙李平认为，川渝地区水电资源丰富、调峰手段多、经济和电力消费增长快，同时，川西高原还是未来的清洁能源大基地，川渝电力辅助服务一体化是推动川西清洁能源大基地建设的重要保障，也可调动更大范围内的负荷侧资源。清洁能源大基地是“十四五”可再生能源规划的重中之重。落实规划目标，电力辅助服务一体化被寄予厚望。
“川渝很早就在探讨电力辅助服务调峰一体化。历史上川渝电网本是一家，在电源结构上，四川水电多，重庆火电相对充裕，两省可以水火互济。”中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟对记者表示，川渝启动一体化电力调峰辅助服务有利于两地资源优势互补，保障两地电力供应，拓展清洁能源消纳空间。
在冯永晟看来，推进跨省跨区域的电力资源优化配置，不只简单涵盖输电、电量交易，广义上更是各种电力资源的互济，可提升电力系统的整体可靠性。“川渝两省启动一体化电力调峰辅助服务市场，更多涉及水火互济。而其他省份的表现形式更为多元，比如，风光大基地建成后，将有风光火互济、风光水互济等多种形式。”
寻求“最大公约数”是重要方向
在受访的业内人士看来，川渝一体化电力调峰辅助服务市场的启动，是推进全国统一电力市场建设的重要探索，有助于实现电力资源在更大范围内的共享互济和优化配置，推进新型电力系统建设。
“中央层面多次强调要用系统性思维实现碳达峰碳中和，协调好各省（区、市）各类型电力资源是应对新型电力系统建设过程中风险挑战的重大举措。作为拥有世界上最大电力装机容量和最大用电量的国家，与欧洲国家相比，我国具有更好地协调资源的优势。”孙李平对记者直言，然而，受制于按省管理的模式，鲜有从全国层面考虑调峰资源省间互济问题。甚至在大力建设可再生能源基地的过程中，部分地区还存在争夺调峰资源的情形。如果能从全国层面考虑电力调峰、从全局层面考虑调峰成本，可更好地从总体上降低调峰成本，也可提高电力系统安全性。
目前，我国跨省跨区域电力市场建设缓慢。对此，冯永晟认为，跨省跨区域电力市场建设需各方共同参与。但目前参与跨省跨区域电力调峰的地方政府、发电厂和用户均有不同诉求。完善市场机制、兼顾绝大部分市场主体利益、寻求最大公约数，是下一步推进跨省跨区域交易的重要方向。
“无论是电改，还是跨省跨区域电力市场建设，一定要有顶层设计的系统思维。”冯永晟表示，世界范围内的电改始于西方国家上世纪七十年代的石油危机，学术界、政策界开始研究如何推进能源改革、增强能源保障能力。当前的能源危机比彼时更复杂，尤其是气候变化带来的挑战指明了方向——市场化，因为仅依靠政府行政手段，无法应对千变万化的危机，因此需要坚定不移推进电力市场化改革。
建设发电容量充裕度保障机制至关重要
采访中，多位业内人士认为，现在的电改任务已不是简单的建设跨省跨区电力交易，而是要加强电力容量保障能力。
冯永晟表示，容量保障能力表现为两个方面，一是电力容量的充足性。充足的电力容量不一定意味着本地有充足的容量，而是可以通过互济提供，也即从电力系统的宏观角度通盘考虑电力保障能力。二是电力容量的灵活性。很多地方资源匮乏，难以保证有足够的调节能力支撑电力负荷变化，这就需要跨省跨区的互联互济。“从电力保供角度看，川渝两省电力市场建设的重点应放到提升整体电力容量保障能力层面考量。”
记者采访了解到，容量市场以市场竞争的方式形成容量价格，但目前，我国尚未建立完善的发电容量充裕度保障机制，容量市场的设计需进一步完善。
“我国部分试点省份实行的容量补偿机制，仅针对当前系统内的存量机组进行补偿，且度电补偿标准由地方主管部门制定并动态调整，政策的不确定性较大，难以给与市场主体合理预期，不能作为长期有效的容量成本回收机制。”一位不愿具名的业内研究人员对记者坦言，在碳达峰碳中和目标下，新能源高比例并网大势不可逆，煤电定位也会随之改变，建设发电容量充裕度保障机制至关重要，短期内可帮助发电资产投资收回成本，长期看可保障电力供应安全和促进电力低碳转型。
业内人士认为，在我国现货市场和金融市场发展尚不完善的当下，可借助容量补偿机制起步，待现货市场和金融市场相对完善后，则应尽快建立容量市场。建议逐步探索建立容量成本回收机制，对于市场建设进度较快的地区，研究建立容量市场或稀缺定价机制，作为保障系统发电容量充裕度的长期有效措施。
