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发改委、能源局:深化电力现货市场建设试点工作 统筹协调电力中长期交易与现货市场

来源:互联网 作者:0479财经 人气: 发布时间:2020-03-23
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关键词: 电力现货市场  国家发改委售电

国家发改委、国家能源局日前联合印发了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》,意见中称,进一步深化电力市场化改革,遵循市场规律和电力系统运行规律,建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场,完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制,促进形成清洁低碳、安全高效的能源体系。

因地制宜、科学合理选择电力市场模式,确保市场模式有良好的开放性、兼容性和可扩展性。原则上,电网阻塞断面多的地区,宜选择集中式电力市场模式起步;电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区,宜选择分散式电力市场模式起步。

统筹协调电力中长期交易与现货市场。中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。中长期双边交易形成的电量合同,可由交易双方自行分解为分时曲线。中长期交易实物合同,其分解曲线应在满足电网安全约束的前提下予以执行。对于优先发电、优先购电,根据市场建设进展纳入中长期交易。推动形成中长期交易价格与现货市场价格科学合理的互动机制。

详情如下:

国家发展改革委办公厅国家能源局综合司印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》的通知

发改办能源规〔2019〕828号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、经信委(工信委、经信厅),北京市城管委,能源局各派出监管机构,国家电网有限公司、南方电网公司,中国华能、中国大唐、中国华电、国家能源集团、国家电投,中国三峡集团、国投、中核、中广核、华润集团,有关电力企业:

为贯彻落实党的十九大精神,加快电力市场体系建设,国家发展改革委、国家能源局组织编制了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》,现印发你们,请结合实际,推动落实。如遇重大问题,请及时报告国家发展改革委、国家能源局。

国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司

2019年7月31日

关于深化电力现货市场建设试点工作的意见

为贯彻落实党的十九大精神,加快电力市场体系建设,现就深化电力现货市场建设试点工作提出以下意见。

一、总体要求

(一)总体思路。

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻党的十九大精神,认真落实党中央关于电力体制改革的决策部署,进一步深化电力市场化改革,遵循市场规律和电力系统运行规律,建立中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场,完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制,促进形成清洁低碳、安全高效的能源体系。

(二)基本原则。

坚持市场主导。进一步发挥市场决定价格的作用,建立完善现货交易机制,以灵活的市场价格信号,引导电力生产和消费,加快放开发用电计划,激发市场主体活力,提升电力系统调节能力,促进能源清洁低碳发展。坚持因地制宜。综合考虑各地供需形势、网源结构、送受电情况、市场化基础和经济社会发展水平等因素,结合实际、因地制宜,研究制定电力现货市场建设方案,鼓励各地差异化探索。

坚持统筹有序。统筹好计划与市场、当前与长远、省内与省间、中长期与现货交易之间的关系,总体设计、分步实施,积极稳妥、有序推进。

坚持安全可靠。做实做细市场模拟,提前发现问题,切实防控风险。推动市场交易和系统运行相互衔接,做好市场应急处理预案,保障电力安全可靠供应。

二、合理设计电力现货市场建设方案

(三)科学论证电力市场模式。因地制宜、科学合理选择电力市场模式,确保市场模式有良好的开放性、兼容性和可扩展性。原则上,电网阻塞断面多的地区,宜选择集中式电力市场模式起步;

电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区,宜选择分散式电力市场模式起步。

(四)合理选择现货市场组成。现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易,通过竞争形成分时市场出清价格,并配套开展备用、调频等辅助服务交易。试点地区可结合所选择的电力市场模式,同步或分步建立日前市场、日内市场、实时市场/实时平衡市场。

(五)合理确定现货市场主体范围。市场主体范围应涵盖各类发电企业和供电企业(含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济技术开发区、增量配网试点项目等)、售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户等。

(六)有利于区域市场建设。电力现货试点应符合国家区域协调发展要求,服务京津冀协同发展、长三角一体化发展、粤港澳大湾区建设等重大战略,按照建设统一开放、竞争有序的市场体系要求,为未来市场间交易和市场融合创造条件,进一步促进清洁能源更大范围消纳。

三、统筹协调电力现货市场衔接机制

(七)统筹协调省间交易与省(区、市)现货市场。各类跨省跨区中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方,均需提前约定交易曲线作为结算依据。经过安全校核的日前跨区跨省送电曲线作为受(送)端省份电力现货市场电力的边界条件,偏差部分按照受(送)端省份现货市场规则进行结算。以国家计划为基础的跨区跨省送电计划放开前,可由受端省份电网企业或政府授权的其他企业代表与发电方、输电方协商签订三方中长期合同,约定典型送电曲线及输电容量使用条件。

(八)统筹协调电力中长期交易与现货市场。中长期交易可以实物合同、差价合同等一种或多种形式签订。中长期双边交易形成的电量合同,可由交易双方自行分解为分时曲线。中长期交易实物合同,其分解曲线应在满足电网安全约束的前提下予以执行。对于优先发电、优先购电,根据市场建设进展纳入中长期交易。推动形成中长期交易价格与现货市场价格科学合理的互动机制。

(九)统筹协调电力辅助服务市场与现货市场。配合电力现货试点,积极推进电力辅助服务市场建设,实现调频、备用等辅助服务补偿机制市场化。建立电力用户参与承担辅助服务费用的机制,鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场。

四、建立健全电力现货市场运营机制

(十)有序引导用电侧参与现货市场报价。根据市场发育程度、市场主体成熟度和计量设施情况,电力现货市场中,可采用发电侧单边申报量价的方式,采用负荷预测曲线作为需求,用电侧作为市场价格接受者;具备条件地区,用电侧可报量报价或报量不报价。

发电侧单边申报和发用电侧双边申报形成的电力现货价格,均应作为用电侧电力现货结算价格基础,引导电力用户形成对系统友好的用电习惯。

(十一)建立促进清洁能源消纳的现货交易机制。非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数。各电力现货试点地区应设立明确时间表,选择清洁能源以报量报价方式,或报量不报价方式参与电力现货市场,实现清洁能源优先消纳。市场建设初期,保障利用小时数以内的非水可再生能源可采用报量不报价方式参与电力现货市场。

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