进一步完善电价机制和开放市场

将有效促进新能源消纳

国家电网西北电力调控分中心相关负责人指出，跨省调峰辅助服务是充分发挥市场资源配置作用，利用市场手段跨省消纳清洁能源、有助于打破省间壁垒。同时通过市场机制有助于发现省间供求关系和市场价格，引导电源和电网规划和建设。根据电力辅助服务市场试运行情况，有三方面问题制约当前电力辅助服务市场建设。

一是峰谷电价与大工业负荷的可调节性不匹配。市场交易是否活跃，取决于电价政策，而现行的峰谷电价，不利于可调节的大工业负荷参与电力系统调峰。当前，西北电网范围内，新能源发电装机容量为8458万千瓦，占西北电力总装机比重的31.85%。其中光伏装机3692.4万千瓦，占比为13.91%，风电装机4765.2万千瓦，占比17.95%。光伏发电时段为早上9点到下午5点，而这个时段按现行峰谷电价政策是高峰电价，这样可调节的大工业负荷用户不愿多用电，用户需求响应跟不上，当白天光伏发电负荷大量上升后，即使把火电压到最低甚至停机，还常常发生弃电。就此，该负责人提出，应该根据新能源发电的特性，把光伏发电比例较高、新能源消纳压力较大省份的峰谷电价时段作相应调整，将早上9点到下午5点的峰段变为谷段 ，以促进具备调节能力的大工业企业提高用电负荷、减少弃风弃光。今年青海的“绿电9日”期间，青海省将峰谷电价时段作了临时调整，收到了很好的效果。峰谷电价政策的不匹配在西北区域越来越明显，随着我国新能源比例越来越高，这个问题会从西北向全国扩散，价格主管部门应该重视这个问题。

二是输配电价制约电力辅助服务的可持续性。开展虚拟储能交易，当新能源供应不足时，自备电厂开机，向电网输送电量(上网)，保障电量不变，纯意义上的调峰，规避了上下网不同的电价政策，给予一定的虚拟储能费。国家电网西北电力调控分中心相关负责人指出，由于西北网内自备电厂发电成本低，其上网电价才两毛左右，扣除输配电价一毛多，新能源通过发电权替代才得几分钱利益。当新能源的弃电率降到5%后，加上“5·31”新政后新能源没有了国家补贴，其参与市场交易会因为价格问题而不可持续。该负责人建议，可以参照国家对清洁能源供暖的优惠政策，对参与调峰的输配电价实行灵活变通。对于存量部分,执行国家核定的省级电网输配电价保持不变，对于增量部分,省级电网企业的输配电价则给予适当打折。这样，存量收益有保障，新增量收益打折(只要没有新增电网投资)，是可行的。

三是储能政策制约电力辅助服务市场开放性。随着储能技术不断发展，储能的技术优势和经济优势逐步明显，青海已经把储能产业作为电力发展的一个亮点。但在现行政策框架内，储能项目只能依附在发电侧或者用户侧，而不能作为独立的市场主体进入电力市场，既制约了储能产业的进一步发展，同时又影响了电力辅助服务市场的开放性。在国外成熟的电力市场里，储能项目作为辅助服务提供商是开放的。西北能监局市场监管处相关负责人建议，政府主管部门应进一步制定相关的支持性政策，准许储能企业以独立运营商身份进入市场，同时进一步完善储能项目的涉网标准、运行规范以及安全机制，逐步扫除储能产业发展的障碍，切实将储能的技术优势转化为市场优势，服务于电力行业健康有序发展。