企業面臨電力市場有什么難題?

電力現貨市場：六大關鍵問題待解
2019年我國電力市場建設取得重大進展，但隨著電力現貨市場推進，一些深層次矛盾和問題逐步浮出水面。2020年，市場建設重點在機制，要通過健全完善市場機制解決六大關鍵問題。
一是計劃與市場雙軌運行問題。
我國全面放開經營性用戶發用電計劃后，發電側放開規模與用電側不匹配，影響市場總體推進，在個別省份矛盾尤為突出。發電計劃放開后，“保量競價”機制如何落地、中小經營性電力用戶放開后如何參與市場等問題，都需要根據不同省份的實際情況制定具體的機制規則和措施。
面對新要求，需要建立市場運轉高效、計劃保障有力的全新機制。例如以優先購電規模為基礎，確定相應的優先發電規模，確保居民農業保障類用電價格穩定。做好優先發用電計劃與輸配電價改革的銜接，確保交叉補貼擁有穩定的來源。逐步研究“保量競價”具體操作方式，細化各類發電主體的放開路徑，在確保電網安全和民生保障的同時建立公平競爭的市場機制。
二是省間與省內市場銜接問題。
目前我國省間電力市場運轉平穩，中長期交易電量持續提升，省內電力市場逐步完善，現貨市場試點取得重大突破，但省間與省內市場的銜接目前還缺乏一套完善的機制。如當前省間、省內市場均有多個交易品種，省內現貨市場、區域、省內輔助服務市場、省間富余可再生能源現貨市場共同運行，時序銜接復雜，市場運行效率仍有提升空間。
實現省間與省內市場的銜接，首先，要加強電力市場頂層設計方面的研究。在借鑒國際經驗的基礎上，應充分考慮我國電源結構、電網結構、調度模式等特點，對全國電力市場模式和建設路徑進行科學論證和比選。其次，還需要充分尊重省級市場的差異性。各省市場以省情出發制定電力市場具體運行規則。同時在尊重省級市場差異性的基礎上，盡量規范省級市場核心規則框架，統一市場技術支持系統技術標準和接口，為推動全國統一電力市場建設奠定基礎。
三是中長期交易與現貨市場銜接問題。
在現貨市場試點的探索中，中長期交易與現貨市場已經初步銜接了起來，但還有一些具體問題有待在未來持續探索完善。如在去年試運行期間，出現了現貨市場價格普遍偏低的現象，價格發現作用未充分發揮。長期來看，還可能影響用戶簽訂中長期合同的積極性。
建議針對存量中長期合約盡快明確電量的曲線分解方式，在組織簽訂中長期合約時要求市場主體明確曲線或約定曲線形成方式，并建立中長期合同電力負荷曲線的靈活調整機制。同時，明確中長期與現貨市場的關系，通過中長期交易與現貨交易的協調運作，共同促進資源高效配置。
四是新能源參與電力市場問題。
目前，各省新能源參與現貨市場的方式存在一定差異，甘肅采用“報量報價”方式，山西采用“報量不報價”方式。浙江、山東、四川、福建采用全額保障性收購方式，不參與現貨市場。如何根據各省的實際情況設計新能源參與電力市場的機制，實現新能源發電保障性收購與市場交易有序銜接，以實現新能源消納的目標是我國電力市場建設需要重點解決的難題。
新能源與火電等調峰電源之間也需要合理的協調機制，新能源發電的波動性、市場參與方式對電網和市場運行產生了直接影響，部分省份因為新能源大發，需要省內大量火電機組啟停或深度調峰，甚至調用跨省資源調峰，需要建立更加合理的輔助服務市場機制來保障新能源消納。
五是市場力風險防范問題。
我國發電側市場結構存在一定不合理現象，需要在市場中設計市場力防范機制。我國部分地區單一發電集團的市場份額占比過高，在一些特殊情況下，如阻塞發生地區、負荷高峰時段等，部分發電企業可能形成壟斷優勢，不僅影響市場公平競爭，還將推高市場價格，增加用戶負擔。
市場力的防范需要在事前、事中和事后等全程在監管和規則設計上采取有效的措施。例如在市場設計階段就對市場集中度進行測算，并采取合理的方式優化市場結構防范市場力。市場運行中采用行為測試方式限制發電企業行使市場力，保證市場平穩有序起步。綜合考慮發電企業運營、市場用戶電價承受能力等因素，可由能源監管機構、市場運營機構、市場管理委員會等機構經協商后設置市場申報價格上下限。
六是調峰調頻資源參與市場問題。
近年來我國新能源發展迅猛、夏季用電負荷峰值不斷攀升、系統高峰期面臨平衡壓力，迫切需要通過市場化交易機制，充分挖掘常規火電、以及大用戶、電動汽車、分布式儲能等需求側調峰調頻資源的潛力，為電力系統安全穩定運行和電力可靠供應提供保障。
逐步探索調峰調頻資源參與現貨市場、輔助服務市場、容量市場等機制，建立引導需求側響應的合理的峰谷分時電價機制，推動源網荷儲實現互動，通過價格信號引導各類調峰調頻資源積極參與電力系統的平衡。

電力持續供不應，今年大缺口將達萬千瓦煤炭如火如荼，一路攀升至歷史高位煤炭運力嚴重不足，煤炭供應嚴重受限電力短缺導致燃油和柴油發電量增加氣應運而生一方面，源需。