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我国电力现货市场建设背景及交易类型解析

日期:2018-05-13 / 人气:

我国电力现货市场建设

 

背景

 

以“中发9号”文件为标志的新一轮电力体制改革,与2002年的电力市场化改革相比较,一个鲜明的特点就是明确提出:电力市场建设应中长期交易和现货交易并举;逐步建立以中长期交易规避风险、以现货交易集中优化配置电力资源、发现真实价格信号的电力市场体系。建设现货市场是本轮电改的一个重点任务。

 

 

在国家发改委和能源局颁布的电改配套政策及措施中提到:“具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制;逐步建立以中长期交易规避风险,以现货市场发现价格,交易品种齐全、功能完善的电力市场。” 这个意见AG亚游集团要明确一个重心就是电力现货市场的建设和市场运营是一个中长期市场和现货市场共同推进的过程,在我国,电力改革后,电力现货市场的组成发生了变化。

 

 

总结

 

从意见规划的电力场构成和市场模式中,AG亚游集团可以清晰的发国内现货市场的定位,即:现货交易作为市场化电力电量平衡机制的补充部分,发挥发现价格、完善交易品种、形成充分竞的作用。

 

现货市场概述

 

现货市场

 

“以现货市场发现价格”,现货市场通常专指商品即时物理交割的实时市场。电力资源目前是一种无法储藏的商品,不可能有一般商品或者资产的库存手段。严格地说,这样的商品目前是没有现货市场可言的。从这个意义上讲,所谓电力现货市场目前本身还是个模糊的概念,而以(电力)现货市场发现价格一时是难以实现的。一般电力现货市场是指开展日前及日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易,是以短时和即时电力交易为主的市场。且在这个基础上,待条件成熟时,还可以探索开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。

 

那么有的人可能就问了,电力现货市场交易又都有哪些类型呢?不要着急,看小编为您逐一解释~

 

1、电力日前市场

 

电力日前交易指的是相对于实时运行提前一天进行的第二日24小时的电能交易。电力日前市场不论购售双方在日以上的时间段达成了什么样的合同(财务结算合同或实物交割合同),都必须在生产日前(日前市场)通过竞价,或由购售双方自行协商形成一条可以在次日执行的电力(功率)曲线,并告知电力系统的运行者(电力交易中心、电力调度中心)。因为确切的开机组合通常是提前24小时才能确定,相应电网安全约束及其他特殊机组出力的约束也才能同时确定,电力系统的发配输用电同时完成的特性和电力需求随时间变化而变化的特性无法改变。

 

2.电力实时平衡市场

 

电力实时平衡市场,主要是为了使得电网调度可以按照收到的增减出力进行报价,对发电出力要自己用户负荷等做出科学调整,进而使系统能量平衡以及安全运行得到保障,发电上将机组发电出力情况以及以及签订的发电合同等作为依据,进而决定自身是否参与到实施平衡交易中去。电力市场的大环境下一样要为会随时出现的临时不平衡进行调整,对不平衡电价和不平衡电量进行相应的结算。

 

3.电力辅助服务市场

 

为保持电力实时平衡,需要保留一部分旋转备用或可中断负荷;为保证频率和电压的稳定,需要预留调频调压资源;同时为避免电力系统这台“大机器”本身可能会出现“停机”的风险,必须预留重新启动这台机器所需要的黑启动资源。这些都是电力市场主体需要承担的辅助服务义务,这些义务同样需要建立电力辅助服务市场。电力辅助服务是为满足电力系统运行调节要求,由市场主体提供的不以单纯发电为目标的服务。辅助服务是有偿的,实行统购统销,由所有电力市场用户按电量分摊。电力辅助服务费用由电力交易中心负责组织核算由监管机构审定后交取。

 

4.电力容量市场

 

为保证在电力市场环境下的发电能力和输电能力能够满足社会经济发展需要,一旦出现输电能力和发电能力的不足时,就会对社会稳定和国民经济发展造成困难,于是当发电容量充裕度低于一定水平时,就要建立一个电力容量市场。电力容量市场可以优化电力发展的速度和质量,降低电力投资的成本和风险,杜绝电力项目的违规建设,为电能量市场竞争奠定基础。在政府宏观控制之下,通过统一组织规划、统一组织项目全部可行性研究论证、统一竞争获取开发权、统一差别化获得容量电价和目标市场或电量消纳省市场成员资格许可,实现电力项目的可持续开发,降低投资风险,以保持电力供给和需求的合理比例,满足我国经济对电力发展的需要。

 

5.中长期电力交易市场及电力金融衍生品市场

 

建立中长期电力交易市场乃至电力金融衍生品市场的原因是,为了规避受燃料、电力供需剧烈变化带来的经营风险以及确定大宗电量交易价格的问题。计划体制下,单个煤电机组基本都是按照年最大发电利用小时数5500小时设计的,调度机构“闪转腾挪”的空间也很大,由于电量的平均分配,因而单个节点一般不会受到约束,也不存在大量不能完成的合同。中长期电力交易市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易,就是说中长期电力交易市场暂时需求并不是多么迫切,需要具体完善电力现货市场之后,并扩大日前现货市场规模,提高资源优化配置的规模之后再考虑规划。电力金融衍生品交易的全面开展须基于一定的前提条件:1.具有稳定的现货市场基础,并借此形成合理的电价机制;2.能够限制市场力的操纵;3.售电侧放开,引入多元市场主体。此外,坚强的电网结构、电力系统的安全稳定运行更是至关重要的物质基础。

 

现货市场改革的必要性

 

我国正处在电力市场体系建设的初级阶段,一切都在紧锣密鼓推敲摸索探寻之中,电力现货市场改革势在必行。电力现货市场能够通过发现完整的电力价格信号,引导市场主体开展中长期电力交易、输电权交易和电力期货交易。有句话说的很好,“无现货,不市场”,电力现货市场是现代电力市场不可或缺的重要组成部分,是电力市场的进程是否成熟的重要标志。本次电力体制改革进程不断加快,逐步形成电力市场化的跨省跨区电力交易机制,建成符合我国国情的电力市场体系指日可待。

 

 

通过上图AG亚游集团也清楚的发现,电力现货市场的改革带来的变化就是打破传统电力的计划销售体制,打破发电、电网企业一方独大的局面。中间加入手电公司后,电力的交易市场化,一旦市场化运作,就会有联动效果,比如售电公司参与后,信息流的传输更加的公开透明,还有资金的流向,比如融资,投资等资金来源主体的倾斜,为了支持电力现货市场交易,会有更多的资金投资注入,通过市场机制更好的运作电力市场的营销。

 

所以说,电力市场改革是一场颠覆性的改革,将改变电力行业的传统局面,融入市场机制后,更加符合用户、发电企业、售电企业的合作与竞争。

 

我国电力现货市场试点建设

 

试点建设背景

 

9月1日,国家发改委、国家能源局日前发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,明确南方(以广东起步)、 蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场试点。

 

国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新此前表示,建立电力现货市场意义重大,有利于通过市场机制发现电力价格,有利于资源优化配置,有利于促进可再生能源消纳。比如,风电、光伏的边际成本是很低的,如果有现货市场,它们是有竞争优势的。

 

《通知》显示,据地方政府意愿和前期工作进展,结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件,选择前述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。

 

中国南方电网公司8月15日下发了一份加急《南方区域电力现货市场工作方案》,方案中称,将有序、稳妥推进南方区域电力现货市场建设。这是继国家调度中心和北京电力交易中心正式发布《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则(试行)》后发布的又一与区域现货交易相关的文件。

 

南方区域电力现货市场将以广东为起步,并采取分三步走的方式分步实施:2018年底南方(以广东起步)具备开展集中式电力现货市场交易试点条件;其余省区提前开展现货市场建设各项准备工作,2020年底具备开展集中式现货市场交易的条件;推动跨省区电力市场与省内电力市场融合,2020年后具备开展南方区域统一集中式电力现货市场交易的条件。

 

各位读者看完这一大堆文件与通知是不是有些不明所以嘞,莫慌,小编特意制作了一个表格,详细的介绍了我国关于电力现货市场试点建设的一系列举措,简单直接,相信各位读者一眼就能看懂~

 

 

优势

 

事实上,1998年我国就开始了电力市场建设试点探索,2003年开展华东等区域电力市场试点。

 

与之前相比,当前推动现货市场建设的时机条件更为有利:一是有序放开竞争性环节电价和有序放开发用电计划两项改革,正在消除电力市场建设面临的机制约束。二是现货交易是市场化反映最充分、也是最关键的一部分,已成电力行业内的基本共识。三是从国际经验看,现货市场相关机制更趋完善,技术支持系统更为强大,市场建设实践相对成熟。四是目前电力供需总体宽松,有利于加快电力市场建设。

 

挑战

 

相关人士对新闻记者表示,面临的挑战之一是市场机制的建立,以减少行政干预,真正通过市场的信号来引导供需行为。“从中国国情看,行政干预比较突出,所以现货市场要克服这一问题。”曾鸣说。

 

另一大挑战,则是电力现货市场规则的研究和制定。有关人士称,电力现货市场的规则和电力调度的规则、实时运行的约束条件密切相关。这就要求电网的调度部门和电力交易部门通力合作,在政府部门的监管下,实现电力安全调度和电力现货交易这两个规则的协调一致性。

 

根据国际经验看,这两大规则的协调一致性非常重要。“既不能影响了安全运营,又要保证市场在运行时能够通过现货价格信号发现电力商品的价值,来引导供需双方的行为。如果做不到,电力现货市场就变成了空架子,体现不出真正的价值。但电力的安全运行也是至关重要的。”有关人士表示。

 

按照上述《通知》要求,试点地区要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。

 

 

试点建设方式

 

成熟一个,启动一个

 

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。

 

通知明确,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,2018年底前启动电力现货市场试运行;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。电力现货市场建设试点原则上应按现有电力调度控制区(考虑跨省跨区送受电)组织开展,具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。

 

根据地方政府意愿和前期工作进展,结合各地电力供需形势、网源结构和市场化程度等条件,选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等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。

 

在目前中国的电力市场环境下,建立电力现货市场还有很多条件并不具备,所以选择了试点先行的方式。

 

热点问答:

 

1、电力现货市场能够实现什么效益?

 

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。

 

首先,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。

 

其次,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。

 

再次,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。

 

最后,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。

 

2、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。

 

3、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可中断负荷、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。

 

附:一季度国家电网售电市场表现突出 完成售电量1万亿千瓦时

 

 

4月13日获悉,一季度国家电网公司新能源消纳和售电市场上表现突出,数据利好引人关注。

 

一季度,在新能源消纳领域,公司经营区新能源并网容量达到2.9亿千瓦,同比增长29.3%,发电量同比增长43.6%。弃风、弃光电量实现“双降”,同比减少52.5%、32.1%,弃风、弃光率同比分别下降11.2、6.1个百分点。同时,公司完成售电量1万亿千瓦时,同比增长12.3%。营业收入6043亿元,同比增长15.2%;利润232.6亿元,同比增加8.1亿元。公司经营指标总体较好。

 

数据利好,释放出公司经营局面稳定、各项改革举措见效的良好信号。得益于特高压电网建设、市场交易机制建立、电能替代推广等措施,公司实现一季度开门红。

 

通道+交易,挖掘新能源消纳潜能

 

一季度,公司加快清洁能源外送通道建设,特高压电网的延伸,为不断注入电力消纳市场的新能源打下输送通道基础,新能源蓬勃生长与消纳之难并存的现象得到缓解。

 

“以酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程为例,通过在送受端电网安装调相机等措施,进一步提高外送功率,电网外送消纳的瓶颈被打通了。”国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所副所长谢国辉说。此外,扎鲁特—青州±800千伏特高压直流工程在设计之初,东北地区的风电资源送出就是重要的考量因素。随着扎鲁特送端500千伏配套工程全面完成,工程输送能力大幅提升,实现了风电等清洁能源资源在更大范围内的优化配置,促进了东北地区风电消纳。

 

省间通道断面的疏解也是新能源消纳的推动因素之一。在新疆、青海、甘肃三省(区)交界处,“挤”着上网的新能源电量汇聚于一个名叫鱼卡的小乡村,形成了一个制约西北地区新能源消纳的通道断面——“四鱼断面”。公司大力优化“四鱼断面”运行控制方案,提升新能源输电能力60万千瓦,省内的通道断面得到疏通与缓解,促进了新能源的输送与消纳。此外,公司大力改造陕北、青海海西送出稳控系统,分别提升新能源外送能力70万千瓦和30万千瓦,并通过统筹协调控制策略,提升甘肃河西及青海海西新能源送出能力15万千瓦。

 

不断成熟的电力市场化交易,也是今年一季度新能源消纳水平大幅提高的利器。一季度,新能源省间交易不断扩大,累计完成新能源跨省跨区交易电量188.94亿千瓦时,同比增长65.22%。其中,新能源跨区现货交易外送电量28.69亿千瓦时,同比增长113%。同时,一季度还组织开展新能源参与省内大用户直供交易电量共计28.19亿千瓦时,同比增长89.55%。自备电厂开展发电权替代等市场化交易的力度增大,规模相较去年同期增长较多,从另一方面挖掘了新能源的消纳空间。

 

从电源上看,政策利好是今年一季度新能源消纳情况良好的原因之一。谢国辉表示,从2017年3月至今,吉林、甘肃、新疆、黑龙江等新能源消纳困难省(区)几乎没有新增风电,风电装机与去年同期基本持平,从源头上为新能源消纳腾出了有效空间。而这得益于去年2月17日国家能源局出台的《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》,其中明确要求内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆(含兵团)等省(区)为风电开发建设红色预警区域,不得核准建设新的风电项目,要采取有效措施着力解决弃风问题。

 

其实早在2016年起,国家能源局就陆续分批下达火电灵活性改造试点项目的通知,要求挖掘燃煤机组调峰潜力,提升火电运行灵活性,全面提高系统调峰和新能源消纳能力。截至今年一季度底,我国“三北”地区共完成改造项目17个,总容量1150万千瓦,远超去年全年918万千瓦的改造量。调峰困难这块短板被补上,彻底实现“一次能源可储、二次能源可控”。

 

从更宏观的层面看,今年1~2月,我国用电量增速创5年新高。一季度,“三北”地区用电量迅猛增长,全社会用电量总计达12764.98亿千瓦时。总体上看,负荷增大、需求增加,为新能源输送与消纳带来了利好。

 

多措并举,积极拓展售电市场

 

一季度,公司售电量比计划高出7.28个百分点,好于预期。增速较去年同期上升超过了5个百分点,为近7年来同期最高。其中,第一、二、三产业和居民售电量同比分别增长20.79%、8.5%、16.96%和18.69%,分别拉动公司售电量增长0.2、5.07、3.44和3.57个百分点。分区域看,华北、华东、华中、东北、西北和西南区域售电量同比分别增长10.07%、12.07%、13.57%、10.91%、15.10%和15.77%,增速总体均衡,西北、西南稍快。

 

电力是经济发展的晴雨表,从全国一季度用电量成绩单来看,经济指标总体向好的趋势较明显,是公司售电量增速提升的原因之一。同时,电能替代大幅增长、工业用电保持较快增长,也是公司一季度售电量获得开门红的重要原因。

 

今年1月份气温较常年偏低,北方地区煤改电工程发挥成效,采暖负荷大幅增长。根据国网营销部的统计数据,公司各单位一季度推广电能替代项目1万余个,实施替代电量438.62亿千瓦时,完成年度计划的34%,比时间进度快9个百分点,其中清洁取暖、工业电锅炉领域分别完成替代电量35、34亿千瓦时,替代效果明显。

 

另一个售电增速超过预期的主要原因,是工业生产平稳,用电保持较快增长。“一季度,我国用电量呈现四大特点,一是工业用电快速增长,是全社会用电增长的最主要拉动因素;二是所有省份用电量均实现正增长;三是新兴产业用电保持增长势头。四是化工、钢铁、建材、有色四大高耗能行业用电增速有所回落。”国家发改委相关负责人表示。

 

根据国网发展部的分析,从公司售电结构看,一季度大工业电量同比增长8.0%,保持稳定增长;居民、商业电量同比分别增长19.7%和16.6%,高于公司平均增速7.4和4.3个百分点。

 

第二产业增速趋稳的同时,第三产业、居民售电量大幅增长,其中公司电采暖新增电量36亿千瓦时,拉高公司售电量增长0.4个百分点。一季度,公司传统市场稳步扩大,27家省级电力公司全部完成市场化售电结算模块优化上线,市场服务功能进一步完善。同时,新兴市场加速拓展,省综合能源服务公司组建,新建充电桩等,都是促进售电量增长的有力举措。

作者:admin


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