3月1日上午，經過數月籌備的北京電力交易中心和廣州電力交易中心在北京和廣州同時掛牌，標志著區域電力市場正式建立。兩大交易中心將組織開展跨區跨省電能交易、電力直接交易等交易服務。
北京電力交易中心由國網獨資設立，廣州電力交易中心由南方電網占比三分之二。
據了解，北京電力交易中心成立后，業務層面上將與電網企業其他業務分開，財務層面上獨立核算、自負盈虧，運營層面上按照政府批準的章程和市場規則提供交易服務。
銀東直流交易新能源占兩成
北京電力交易中心主要開展中長期、年度、月度等交易，銀東直流跨區電力用戶直接交易成為中心正式掛牌后的首個市場化跨區跨省交易業務。未來交易中心將結合有序放開的發用電計劃，根據發用電方的需求，組織開展有關交易。
據北京電力交易中心信息顯示，銀東直流跨區直接交易由北京電力交易中心組織山東省內的30家電力用戶和824家西北發電企業開展交易，達成交易電量90億千瓦時。
銀東±660千伏直流輸電工程(西起寧夏寧武坑口電站，東至山東膠州)是“西電東送”工程的主線路，線路全長1335公里，投資總額約104億。據媒體報道，2015年銀東直流全年輸送電量達295.75億度，同比增長4.9%。
本次作為售電方參與交易的發電企業包括3 個配套電源企業以及陜西、甘肅、青海、寧夏地區70家火電企業、272家風電和482家太陽能發電企業。
本次交易采用雙邊協商、集中競價兩種方式，其中集中競價階段火電、新能源企業與山東用電企業開展交易，達成交易電量50億千瓦時。雙邊協商交易階段，銀東直流3個配套電源企業與購電方開展交易，達成交易電量40億千瓦時。交易結果將在2016年3月至12月之間執行。
西北發電企業考慮輸配電價、網損、工業企業結構調整專項資金后，參與集中交易并以邊際電價法出清的確定交易電價。
最終，售電方共申報電價1500億千瓦時，最終成交90億千瓦時，成交比率為6%，按照概率來講銀東發電企業交易成交率遠超過2016年A股打新中簽率(0.05%)。購電方共申報145億千瓦時，最終成交90億千瓦時，成交比率為62%。據某電網工作人員介紹，此次成交的90億千瓦時可謂體量驚人，僅此一回銀東直流就大致相當于南方西電東送交易一個月的量。
不過，由于交易中心未分開披露3個配套電源企業與其他發電企業的申報電量比例，因此無法直接測算非配套企業的交易成交率，但按總量估計非配套企業交易成交率將遠低于銀東直流配套電源企業。
為保障跨區跨省電網安全運行和交易順利成交，交易公告中規定本次交易規定西北各省新能源成交比例不超過40%，即總成交電量不超過36億千瓦時。新能源發電企業成交電量上限參照西北區域同類發電機組平均利用小時的30%確定，風電為361小時，光伏為315小時。據風電內部從業者介紹，這意味著即使某風電場報0價，最多也只能賣361小時的滿發電量。
此次交易最終新能源成交18億千瓦時，占成交電量的20%。成功中標的西北地區發電企業利用小時數預計可提高100小時以上。
通過此次交易，山東電力用戶購降低購電成本5.4億元。
區域電力市場是良方還是毒藥
據國網公司數據，限電最嚴重的甘肅、新疆、青海、寧夏地區2015年僅光伏發電棄光損失電量高達40.2億千瓦時，占全國棄風棄光電量的10%左右。
“十二五”期間，西北地區電力裝機高速增長，但用電負荷增速明顯放緩，其中新疆電源裝機是最大負荷的2.6倍，新疆電源裝機是最大負荷的3.5倍，短期內新能源發電在本地消納已無可能，通過電力交易市場優化配置資源、利用特高壓直流跨區域送出新能源電力成為了目前較為理想的選擇。
對于銀東跨區直接交易新能源電量僅占成交電量的20%，低于原先預計的占比40%的交易結果，一位資深分布式光伏企業高管也表示了他的擔憂，“除非先供新能源，再供火電，否則都是借新能源之名，謀輸出火電之實。民營企業在西北的電站規模越大，死的越快”他表示。
在市場總量不足的情況下，部分地區增加大用戶直購火電電量，進一步擠占了新能源發電的市場空間，導致棄風、棄光現象進一步惡化。 據國網公司數據，2015年甘肅、寧夏用戶直購電規模分別為170.08億千瓦時、274.21億千瓦時，占當地火電發電量比例的44%、18%。
“當地政府對于火電‘由衷’的青睞使其盡最大努力保住火電發電量，即使保不住火電發電量也要盡可能保住火電企業的利益，這也就解釋了新能源企業與火電自備電廠開展發電權交易的根本初衷”，一位電網資深人士表示。
一位發電企業從業者表示，此次建立區域性的電力交易中心雖然已將電改進程推進了一大步，但跨區交易來講對于西北地區新能源發電面臨的嚴重棄風棄光現象似乎并沒有帶來太大的福音。
在去年發布的電改配套文件規定：“納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電被列為一類保障優先發電;跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量被列為二類保障優先發電。”
但是，短期來看由于省級電力交易市場建設步伐緩慢，發用電計劃沒有全部放開，可再生能源優先發電政策效果都沒有100%的得以體現。
此外，省(區、市)電力市場建設推進速度緩慢，交易機制仍有待打磨，新能源暫無法通過電力交易市場實現優先收購。
而在區域電力市場體系中，電改文件中明確要求跨省跨區送受電中原則上應明確可再生能源發電量的比例。但實際情況是，火電仍是影響區域電力市場的交易電量和電價決定性因素，新能源企業的話語權很弱，此次新能源電量僅占成交電量的20%也從側面驗證了這一點。
未來新能源能否從電力交易市場中獲益，一位光伏上市公司研究人員告訴記者，“電改相關配套落地政策還沒有全部出來，如果未來能夠通過直接交易解決問題是件好事，即使限定新能源發電的交易比例，光伏、風電的邊際成本很低，交易起來也不見得吃虧”。
總的來說，區域電力市場在目前電改推進的情景下對緩解新能源限電問題的作用十分有限，稱不上是“治病良方”。從根本上解決新能源限電問題，不僅需要公平高效的電力市場，還需要健全新能源消納的市場化機制。
以市場化的思維破解新能源難題
筆者認為，不論是《可再生能源法》、電改配套文件還是征求意見的《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》都要求全額保障收購可再生能源電力，但實際推行過程中卻因受多方利益制約未能實現全額收購。
但與國外相比，我國促進新能源消納的市場化機制仍嚴重滯后，僅局部地區開展了風火發電權交易、輔助服務交易等試點，由于缺乏電源提供輔助服務補償機制，火電企業普遍沒有為新能源調峰的積極性，新能源限電自然也不能得到緩解。
未來新能源消納問題需要電源、負荷、電網三管齊下才能解決，使電源側領靈活性更高，需求側響應更富有彈性，建立公平合理的電力交易市場，以市場化的思維破解新能源發展中遇到的困難或許才是良方。
