电力现货市场破解清洁能源入场难

　　“无现货，不市场”，现货市场一向被视为电力市场建设的核心环节。9月5日，国家发改委发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，提出加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，2018年底前启动电力现货市场试运行，同时，国家发改委选择南方（以广东起步）、浙江、山西等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。业界指出，以往我国电力市场交易主要以中长期为主，不利于清洁电力入场，从一定程度上导致了弃风、弃光现象，随着电力现货市场靴子落地，风电、光伏能够进行现货交易，弃风等现象有望得到缓解甚至根治。

　　业内人士指出，建立电力现货市场，主要意义之一在于解决困扰多年的清洁能源如何进入市场，以及弃风、弃光的问题。中国能源网首席信息官韩晓平告诉北京商报记者，以前我国电力市场交易以中长期为主，但目前风电、光伏随机波动性较大，如内蒙古等地的风电年均发电能达到2000小时，但是否能达到3000小时就会随着当年气候变化而波动，内蒙古等地发电厂为了保险起见，在签订中长期协议时，就会承诺提供2000小时的风电供电，但如果当年风力足够，2000小时以外的风电即不属于中长期协议内，也无法进行现货交易，就可能被放弃。而在有了现货市场之后，在发电厂与购电方签订中长期协议的同时，原本的弃风、弃光都能及时拿到市场交易，从而缓解能源浪费的现象。

　　不仅如此，电力现货市场也有利于能源结构调整。去年底，国家发改委公布光伏进行市场交易的上网电价为0.65-0.85元/度，风电在市场交易的上网电价为0.4-0.57元/度，而业界指出，煤电价格一般保持在0.3-0.5元/度。韩晓平表示，在确保电力能通过现货市场卖出后，发电厂卖光伏和风电的价格比煤电价格高，自然也会愿意多发一些清洁电力，由此，火电煤电市场就有可能受到挤压。不过，在发电厂愿意以高价卖出清洁电力的同时，购电方也希望以更加低廉的价格买到电力，业界提醒，要想进一步提高清洁电力的销量，我国还需加强光伏、风电的科技创新和技术进步，从而降低发电成本与上网电价，在保证发电厂利润的同时，也让更多购电方愿意购买清洁电力。