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  甘肃、山西电力现货市场试运行启动

稿源:每日甘肃网  2019-07-05 10:06 作者:

2019年度省间电力交易同日开市

  每日甘肃网讯 2018年12月27日,国家电网有限公司召开甘肃、山西电力现货市场试运行启动暨2019年省间年度交易开市仪式。国家发改委副主任连维良,国家电网有限公司董事长、党组书记寇伟出席活动并讲话,甘肃省、山西省等有关方面领导出席活动。

  一、现货市场试运行启动,省间电力交易加快推进

  建设有序竞争的电力市场,是深化电力改革的核心任务。近年来,国家电网认真落实党中央关于电力改革的决策部署,在国家发改委、能源局的指导帮助下,在地方政府的大力支持下,立足国情、省情和网情,坚持“统一市场、两级运作”框架,积极推进全国统一电力市场建设。

  国家电网积极开展省级现货市场建设,甘肃、山西电力现货市场试运行启动,是我国电力市场化改革的标志性成果。现货市场是电力市场“拼图”中的关键一块。从时间尺度来看,电力市场主要由中长期市场和现货市场构成。其中,中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易,主要定位于落实国家能源战略、促进清洁能源大范围消纳、稳定市场供需、帮助市场主体规避价格风险;现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易,辅助服务等交易,主要定位于解决中长期交易与实际运行之间的偏差,形成时序价格,适应新能源出力波动的特点。甘肃、山西现货市场建设方案,借鉴了国际成熟经验,充分考虑了甘肃、山西能源集约开发外送、电网结构复杂等特点,建成后将基本形成交易品种齐全、功能完善的电力市场体系,市场结构实现中长期交易到现货交易的全周期覆盖,交易品种涵盖全部发电资源的能量交易和辅助服务交易,同时形成较为完善的规则体系和技术支持体系。

  国家电网加快推进省间电力交易,充分发挥电网资源优化配置平台作用,平抑市场波动风险,提高市场整体效能。从空间尺度来看,电力交易主要包括省间电力交易和省内电力交易。其中,省间交易定位于落实国家能源战略,促进清洁能源消纳和能源资源大范围优化配置,建立资源配置型市场;省内交易定位于优化省内资源配置,确保电力供需平衡和电网安全稳定运行,建立电力平衡型市场。目前,省间电力市场的中长期交易、现货交易系统已投入运营,实现了常态化开展交易和结算。北京电力交易中心近日组织市场主体进行了2019年度省间电力交易的申报,总体规模2490亿千瓦时,同比增长140%,再创历史新高。本次年度交易规模大,预计本次年度交易总体规模将超过全年省间市场化电量的50%;特高压通道交易规模大幅提升,主要特高压通道交易规模1103亿千瓦时,同比增长148%;清洁能源更大范围消纳水平继续提高,预计清洁能源交易规模将达827亿千瓦时、同比增长60%;首次组织开展京津唐地区年度电力直接交易,交易规模约500亿千瓦时,同比增长55%。

  加快发展省级现货市场,推动省间电力交易,具有重要的综合效益。一是有力促进电力市场有序竞争,充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用,提高电力系统运行效率和社会整体效益;二是有力促进清洁能源开发和消纳,推动西部、北部地区能源资源优势向经济优势转化,助力打赢“三大攻坚战”,服务区域经济协调发展;三是有力促进构建适合我国国情的电力市场体系,推动全国统一电力市场建设,为促进供给侧结构性改革,加快建设现代化经济体系作出积极贡献。

  二、促进电力市场化改革成效

  近年来,国家电网坚决贯彻中发9号文件及改革配套文件精神,认真落实国家发改委、国家能源局工作部署,积极推动电力市场建设,在扩大电力市场规模、促进清洁能源消纳、释放改革红利等方面取得了积极进展。

  一、电力市场建设取得明显成效。电网资源配置能力不断提升,省级输配电价和省间输电价已全部核定,省间、省内中长期交易机制基本建立。北京电力交易中心及27家省级交易中心组建完成,并正在积极推动多方参股。“国家—省”两级交易平台实现协调运营,全部交易中心(除西藏)实现按月定期开市,省间市场已正式运行,省内市场正有序推进,“统一市场、两级运作”的市场总体架构初步建成。公司从我国电网运行实际出发,以中发9号文件为根本遵循,研究制定了全国统一电力市场深化设计方案,全面提出了我国电力市场体系的整体框架、运营方式和发展路径,为能源资源大范围优化配置、清洁能源消纳、现货试点工作的顺利推进和下一步的推广融合创造了有利条件。加强多元市场主体构成的市场管理委员会建设,22家已组建完成,初步形成了公开透明、多方参与的市场建设和运营格局。

  二、市场化交易规模实现持续较快增长。努力发挥市场在资源配置中的决定性作用,积极落实国家有序放开发用电计划、扩大电力市场化交易规模的要求,充分发挥交易平台作用,促进发、售电侧有效竞争,持续扩大市场交易规模,服务供给侧结构改革。预计2018年全年,公司经营区域近24万家次发电企业、电力用户、售电公司等市场主体参与交易,市场化交易电量达到1.66万亿千瓦时,同比增长39%,占公司全部售电量的39%,减少客户用电成本达375亿元。积极落实发改运行〔2018〕1027号文件要求,配合地方政府全面放开四大行业用户参与市场,公司经营区域四大行业市场化交易电量4306亿千瓦时,占行业用电量的53%。

  三、省间资源大范围优化配置水平显著提高。进一步完善省间交易机制,研究制定国内首个省间电力中长期交易实施细则,经市场管理委员会审议、政府批复后全面实施。充分发挥特高压等省间输电通道作用,及时响应送受电省电力供需情况变化,优化交易安排、缩短交易周期、增加交易频次,组织省间市场化交易约560笔,工作日日均开市2.2笔,进一步满足了市场主体参与交易的需求,极大促进了省间资源大范围市场化配置。开展迎峰度夏专项交易,达成电量203亿千瓦时,最大限度缓解了电力紧张形势。预计2018年全年,省间送电量达到9660亿千瓦时,同比增长11%,约占售电量的23%。其中,省间市场交易电量3514亿千瓦时,同比增长29%,占省间交易电量的36%。

  四、清洁能源消纳水平大幅提升。积极发挥市场机制作用,不断扩大清洁能源省间外送规模,千方百计促进清洁能源消纳,有效缓解了弃水、弃风、弃光矛盾;风电、太阳能发电连续两年实现“双升双降”,在2018年装机同比增长近25%的情况下,弃电量同比减少33%,弃电率同比下降5.5个百分点。积极开展省间中长期交易,创新开展省间富余可再生能源现货交易,实现新能源外送交易电量713亿千瓦时、同比增长45%。建立发电权交易专项市场,大力推动清洁能源替代常规能源,组织清洁能源发电权交易277亿千瓦时。积极开展电力辅助服务市场化机制的研究完善和探索实践,组织开展东北调峰市场和甘肃、山西、福建等辅助服务市场,激励火电机组参与深度调峰并开展灵活性改造,切实提高新能源消纳水平。省间清洁能源交易电量4348亿千瓦时,同比增长6%,占省间交易电量的近一半。

  五、现货市场建设试点工作稳步推进。公司高度重视和支持现货市场建设试点工作,认真落实国家发改委、国家能源局有关部署,按照省间与省内市场、中长期与现货交易、市场交易与电网运营统筹协调的原则,积极组织试点单位配合地方政府开展方案研究和规则编制、技术支持系统建设等工作。目前,山西、甘肃已启动试运行,山东、浙江、福建、四川等4个试点省公司已编制完成现货市场建设方案,正在按地方政府主管部门计划进行方案完善和规则编制等工作。

  三、下一步深化市场化改革举措

  下一步,国家电网将继续深入推进电力市场化改革,加快建设全国统一电力市场,搭建公开透明、公平公正的交易平台,努力实现电力市场建设工作新突破。重点做好以下工作:

  一是深入推进统一电力市场建设。在国家发改委、国家能源局的指导下,进一步完善细化统一电力市场深化建设方案,按照全市场形态、全电量空间、全体系结构、全范围配置的整体考虑和“统一市场、两级运作”的框架体系,实现省间市场市场化运营,组织6家现货试点单位做好现货及相应的中长期交易等省内市场试运行,做好省间和省内资源配置的协同配合,尽快形成“1+6”的统一电力市场体系雏形,并做好示范推广。

  二是省间市场全面市场化运作。进一步完善交易机制,认真做好省间中长期交易实施细则和可再生能源现货交易规则的宣贯执行,建立跟踪评估和动态完善机制,广泛听取有关市场主体意见,推动省间交易持续规范完善。加强交易组织统筹协调,做优月度市场、做活月内市场,深入挖掘省间输电通道剩余空间,优化电力曲线,促进特高压交直流通道送电能力充分发挥,集中开展省间中长期交易的组织实施和统筹优化,制定完善省间电力现货交易规则,进一步扩大市场主体参与范围、满足市场主体购售电需求,促进能源资源大范围优化配置。

  三是积极做好现货市场建设工作。扎实开展甘肃、山西现货市场试运行工作,跟踪分析、不断总结市场运行情况,持续完善市场方案和交易规则,确保电网安全运行和市场平稳运营。不断深化关键问题研究,切实履行市场建设实施职责,兼顾市场过渡期与成熟期的运行需求,因地制宜设计完善市场方案,抓紧开展交易规则编制和技术支持系统建设,确保其余试点单位2019年6月底前具备启动试运行条件。同时积极推动其他省公司开展现货市场建设的研究工作。

  四是全力服务清洁能源消纳。进一步研究清洁能源消纳的市场机制,做好清洁能源与常规能源间打捆外送和发电权交易,探索建立新能源优先替代交易机制、自动出清机制,促进清洁能源大范围消纳。结合新能源出力波动性和不确定性的特点,积极开展省间现货交易,充分发挥跨区跨省输电通道作用,继续扩大新能源省间交易规模落实国家可再生能源配额制相关政策要求,研究建立可再生能源配额制与电力交易衔接机制,做好交易组织,为各类市场主体全面落实配额提供服务和支撑。力争2019年省间新能源交易再上新台阶,超过700亿千瓦时。加大清洁能源替代中的新能源电量比重,确保实现2018-2020年清洁能源替代常规火电800亿千瓦时。

  五是加强新一代电力交易平台建设。根据电力市场发展和市场主体需求,建设“业务运作实时化、市场出清精益化、交易规则配置化、市场结算高效化、基础服务共享化、数据模型标准化”的新一代电力交易平台。平台将基于一体化“国网云”平台、全业务统一数据中心开展基础功能建设,结合业务场景,构建电力交易微服务和微应用,2019年具备全市场交易品种快速响应、全交易品种日清分结算、现货市场实时业务开展、百万级市场成员高性能接入等能力,为市场运营提供坚强有力的支撑。

  六是做好电力交易机构规范化建设。按照国家发改委、国家能源局要求,规范高效的完成交易机构股份制改制任务。按实施方案加快开展资产评估、资产划转、股东引进、股权转让等工作。继续完善市场管理委员会建设,规范协商议事等相关工作机制,充分发挥专业工作组作用,加强电力市场建设重要事项的沟通交流和协商议事。完善市场交易信息发布机制,提升市场透明开放程度,按照交易周期公平、规范、客观发布市场信息,努力为市场主体提供更加规范优质的服务。

  背景资料

  加快构建有效竞争的市场结构和市场体系,是中发〔2015〕9号文明确的深化电力体制改革的核心目标。随着电力体制改革全面深化,电力中长期交易规模不断扩大,亟待加快探索建立电力现货交易机制,改变计划调度方式,发现电力商品价格,形成市场化的电力电量平衡机制,逐步构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系,充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用,进一步释放改革红利。

  相比中长期市场,现货市场是指开展日前及更短时间内的、以短时和即时电力交易为主的市场。

  一、为什么在“日”的层面组织现货市场?

  在当前储能技术还不能实现电能大规模经济存储的情况下,电能的发输配用通过光速瞬间完成,因此,电力市场的组织必须尽量贴近实时,紧密跟踪电力系统的运行状态与可能出现的变化。

  然而,用电需求以“日”为单位呈周期性变化,只有通过日前和日内预测才能保证较小的误差;随着当前及今后一段时间内间歇性新能源(如风电、光伏)的大规模并网,其发电能力也只是在日前甚至当日的预测才较为准确,使得我们难以提前太长时间决定未来电力系统的运行状态。另一方面,改变电厂的运行状态,调整设备的检修计划,往往也需要花费半天、一天、甚至更长的时间。这些因素决定了电力市场往往需要组织以“日”为单元的现货市场。

  二、现货市场的功能定位是什么?以什么方式组织?

  日前市场是现货市场中的主要交易平台,以“日”作为一个合适的提前量组织市场,市场成员能够比较准确地预测自身的发电能力或用电需求,从而形成与电力系统运行情况相适应的、可执行的交易计划。日前市场往往采用集中竞价的交易方式,有利于促进市场的充分竞争,并发挥市场机制的价格形成功能。

  日内市场的主要作用在于为市场成员提供一个在日前市场关闭后对其发用电计划进行微调的交易平台,以应对日内的各种预测偏差及非计划状况,其交易规模往往较小。而随着更多间歇性新能源的大量接入,其在日内发电出力的不确定性会大大增强。此时,日内市场则可以为新能源参与市场竞争提供机制上的支持。

  实时市场则往往在小时前由调度中心组织实施,非常接近系统的实时运行,因而其主要作用并不在于电量交易,而在于为电力系统的阻塞管理和辅助服务提供调节手段与经济信号,真实反映电力系统超短期的资源稀缺程度与阻塞程度,并形成与电力系统实际运行切合度高的发用电计划,保证电力系统安全运行。

  三、现货市场有什么特点?能够实现什么效益?

  现货交易将市场组织与电力系统的调度运行、资源统筹、安全管理紧密结合。

  受电力系统运行特性影响,往往在日前阶段才能准确确定每台机组的运行状态、开机条件,分析电力系统准确的网络结构;此时启动现货市场,才能使得交易结果接“地气”,与真实情况“吻合”,才能真正有利于保障电网的安全稳定运行。

  考虑到电力系统明显的峰谷用电需求差异,只有通过现货市场的竞争形成每日的峰平谷分时,甚至实时的电价信号,才能准确反映不同时段真实的市场供需情况,在此基础上进一步建立分区、节点的价格机制,还可以反映不同地区的市场供需情况。因此,现货交易的分时、分区价格才能准确反映电力商品的市场属性,最为准确地反映电力资源的稀缺程度。

  现货市场可以通过实时电价信号引导发电企业主动调峰,并为实施需求侧响应奠定机制基础,优化统筹全网调节资源,有效促进可再生能源消纳,减少弃风、弃光。

  现货市场所产生的价格信号是市场各方充分竞争所产生的,可以为资源优化配置、规划投资、中长期电力交易、电力金融市场提供一个有效的量化参考依据;帮助进一步稳定中长期市场,实现中长期交易与电力系统实时运行相“契合”、中长期市场与现货交易的衔接与协调,有助于维持市场稳定,规避价格波动风险。

  四、现货市场与中长期市场应如何衔接协调?

  中长期市场和现货市场构成了一个完整的电力市场体系:

  中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等“日”以前的电能量交易和调压等辅助服务交易,充分满足市场成员的交易意愿,并提供充足的市场风险规避空间与灵活性。

  现货市场则主要开展日前、日内、实时的电能量交易和备用、调频等辅助服务交易,一般采用“集中竞价、统一出清”的组织方式,由市场成员自愿参与申报,并对所形成的交易计划进行实物交割和结算。

  五、电力现货市场建设试点工作目标是什么?

  试点地区应围绕形成日内分时电价机制,在明确现货市场优化目标的基础上,建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制。组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易,实现调度运行和市场交易有机衔接,促进电力系统安全运行、市场有效运行,形成体现时间和位置特性的电能量商品价格,为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统,同时,应积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。

编辑:王一然

 
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