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《中国南方区域电力市场工作方案》发布

作者:中国储能网新闻中心 来源:广西电力交易中心官网 发布时间:2022-03-03 浏览:

中国储能网讯:中国南方区域电力市场工作方案

为深入贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)以及电力体制改革配套文件精神,不断完善市场化交易机制,发挥市场配置作用,促进电力资源在更大范围优化配置,建立中国南方区域电力市场体系,按照《国家发展改革委办公厅关于进一步推进南方(以广东起步)电力现货市场试点工作的通知》有关要求,制定本方案。

一、总体要求

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,服务国家区域协调发展战略,落实电力体制改革要求,遵循市场规律和电力系统运行规律,从南方五省(区)实际出发,建立中长期、现货和辅助服务市场相衔接的南方区域电力市场,在更大范围发挥市场资源配置作用,促进新型电力系统建设,构建清洁低碳、妥全高效的能源体系,助力实现“碳达峰、碳中和”目标。

二、基本原则

严格落实改革要求,确保工作平稳有序。严格落实中发9号文及其配套文件要求,开展电力市场建设,有序放开发用电计划及跨区跨省送受电参与市场交易,落实各项保障措施,确保工作有序开展。

确保系统安全稳定,保障电力可靠供应。遵循电力系统客观规律,保障电能生产、输送和使用动态平衡,保障系统安全稳定运行和电力可靠供应,提升电力安全可靠水平。

发挥市场配置作用,促进清洁能源消纳。通过市场化机制更好地促进南方五省(区)东西部电力资源优化配置,促进西电东送和 清洁能源消纳。

三、南方区域电力市场现状

南方区域东西部资源互补优势突出,电能交换规模大,电网联系紧密,云南外送电量接近总发电量一半,贵州外送电量超过总发电量四分之一,广东受入电量占总用电量约三分之一,广西受入电量占总用电量约15%,海南年受入电量达到15亿千瓦时。南方电网已经建设完成“八交十一直”的坚强输电网络,通过两条500kV海 底电缆实现海南岛与主网互联,是世界上规模最大的交直流并联电 网之一。目前南方电网西电东送通道能力达到5800万千瓦,西电东送规模由2016年1953亿千瓦时增长到2020年的2305亿千瓦时, 其中清洁能源占比超过80%,近三年汛期电量占比约55%。南方电网通过21回110kV及以上交流线路与港澳地区联网,通过12回 110kV及以上交流线路与越南、老挝、缅甸等大湄公河次区域国家联网。与港澳地区、大湄公河次区域年均传输电量175亿、35亿千瓦时。通过一回江城直流与国家电网弱联系,输电容量300万千瓦, 年均受入电量约150亿,占全网发受电量约1.3%。

中长期市场方面,已基本构建了跨区跨省与省内协同运作的市场体系。跨区跨省年度、月度、月内的全周期连续交易机制运转顺畅,2016年至2020年,累计组织跨区跨省市场化交易电量1435亿 千瓦时。五省(区)均已经建立较为完整的省内中长期市场体系,可满足各类市场主体在年度、月度、月内的交易需求,省内市场化电量规模由2016年的1510亿千瓦时增长到2020年的5035亿千瓦 时,年均增速35%。2020年,广东省内市场化电量2468亿千瓦时, 市场化比例36%;广西区内市场化电量740亿千瓦时,市场化比例 37%;云南省内市场化电量1278亿千瓦时,市场化比例63%;贵州省内市场化电量534亿千瓦时,市场化比例34%;海南省内市场 化电量14亿千瓦时,市场化比例4%。

现货市场方面,南方(以广东起步)电力现货市场作为国家第一批现货市场试点,采用集中式全电量出清模式,2018年8月31日在全国率先开展模拟试运行;2019年全年累计组织3轮、共13天现货结算运行;2020年8月及2021年5月完成两次全月结算运行,经历了节假日、电力供应紧张、极端天气等多种特殊场景考验, 市场运行平稳,成功验证了市场模式的有效性和技术系统的可靠性,具备推广条件。南方电网于2018年启动南方区域电力现货市 场建设研究和技术系统开发等前期准备工作,目前各项准备工作正有序推进。

辅助服务市场方面,2021年7月1日,中国南方区域调频辅助服务市场转入正式运行,是全国首个以调频服务为交易品种的区域辅助服务市场。广西、贵州、海南调峰辅助服务市场均已进入正式运行。目前正积极推动区域备用市场建设,已编制完成《南方区域 备用辅助服务市场建设工作方案(征求意见稿)》。

四、建设目标

坚持中国特色社会主义市场经济改革方向,遵循市场经济基本规律和电力运行客观规律,还原电力商品属性,以国家电力发展规划为基础,从南方五省(区)实际出发,2025年以前,结合国家“十四五''规划要求,在南方五省(区)范围内建成涵盖优先计划、中长期市场化交易、现货交易和辅助服务交易的南方区域电力市场, 结合市场发展实施容量补偿并适时探索容量市场等交易机制,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用,推动西电东送可持续发展,服务南方五省(区)经济社会高质量发展。

(一)落实跨区跨省优先计划

跨区跨省优先计划包含政府间协议及国家指令性计划,通过框架协议与合同落实跨区跨省优先计划。根据国家电力市场化改革要求,采用“保量保价”与“保量竞价”相结合的方式,有序放开跨区跨省送受电计划。

(二)构建南方区域电力中长期市场

南方区域电力中长期市场应坚持以落实国家西部大开发和西电东送战略为根本,以国家电力发展规划明确的西电东送规模为基础,在跨区跨省优先计划放开基础上,按市场化原则组织开展涵盖绿色电力交易的跨区跨省和省内中长期市场化交易,实现跨区跨省中长期电力市场与省内中长期电力市场融合对接,以及与南方区域电力现货市场有效衔接。

(三)构建南方区域电力现货市场

建立基于全电量集中竞争的南方区域电力现货市场,同步开展南方区域日前、实时电能量交易,统一出清形成机组出力计划和省 间联络线计划,实现调度运行和市场交易、省内交易与省间交易衔接;形成体现时间和位置特性的现货市场电能量价格(分时节点电价),采用偏差电量结算机制,实现现货市场与中长期市场衔接;建立促进清洁能源消纳的现货市场交易机制,实现清洁能源优先消纳。在现有南方(以广东起步)现货试点基础上,加快区域现货市场建设,进一步扩大现货市场范围,逐步形成涵盖全区域范围的南 方区域电力现货市场。

(四)构建南方区域电力辅助服务市场

建立包括调频、备用等多个交易品种的南方区域电力辅助服务市场体系,形成电力辅助服务价格,通过市场机制优化配置电力系统调节资源。做好市场各个阶段与现货市场的衔接,确保市场运营平稳、有序。合理疏导电力辅助服务费用来源,按照“谁受益,谁承担”原则,逐步建立辅助服务费用分摊机制。

五、职责分工

国家发展改革委、国家能源局指导协调中国南方区域电力市场建设,由南方电网公司、南方能源监管局牵头,会同南方五省(区)政府有关部门,云南、贵州监管办,广州电力交易中心以及有关市场主体建立工作机制,成立工作专班,负责南方区域电力市场建设 方案和规则编制等具体工作。

南方能源监管局牵头组织相关单位制定中国南方区域电力市场交易规则,负责市场监管等工作。

广东、广西、云南、贵州、海南各省(区)相关电力主管部门负责落实国家有关政策要求,制定中国南方区域电力市场的配套方案及相关政策调整措施。

南方电网公司负责中国南方区域电力市场建设的具体实施,配合南方能源监管局编制电力市场交易规则,建设运维市场技术支持 系统等。

六、重点任务及时间安排

(一)编制南方区域电力市场实施方案

1.  2022年3月底前,组织各方研究市场建设路径及市场交易模式、交易流程、价格机制、结算机制等关键机制,编制完成南方区域电力市场实施方案,作为区域市场建设的实施指引。(南方电网公司、南方能源监管局负责)

(二)落实跨区跨省优先计划的重点任务

2. 南方区域西电东送框架协议签订工作

2021年12月底前,按国家有关要求,完成“十四五”西电东送框架协议签订。(各省电力主管部门、南方电网公司负责)

3. 推动各市场主体签订西电东送合同

每年底前,组织售电、输电、购电企业根据电力电量协议计划签订下一年度购售电合同,落实跨区跨省优先计划。(各省电力主管部门、南方电网公司、广州电力交易中心负责)

4. 有序放开跨区跨省优先计划

根据国家要求,通过“保量保价”与“保量竞价”相结合的方式,有序放开跨区跨省送受电计划。(各省电力主管部门、南方电网公 司、广州电力交易中心负责)

(三)建设南方区域电力中长期市场的重点任务

5. 研究南方区域电力中长期市场交易规则体系

2021年12月底前,落实国家电力市场改革要求,充分借鉴国外成熟电力市场的建设运行经验,结合南方区域实际情况,研究南方区域电力中长期市场关键机制,逐步完善偏差电量结算机制,研究编制南方区域电力中长期市场交易规则体系。(南方能源监管局牵头负责,广州电力交易中心及南方电网公司配合)

6. 建设南方区域统一电力交易平台

2021年12月底前,建成南方区域统一电力交易平台,满足市场主体注册、市场申报、交易出清、信息发布、结算统计等业务的时效性、可靠性要求。升级改造电网企业的计量自动化系统以及营销系统,满足南方区域电力中长期市场的计量及结算要求。(南方电网公司牵头负责,广州电力交易中心配合)

7.研究南方区域电力中长期市场融合路径

2022年12月底前,开展送电省(区)增量电源与购电省(区)市场主体同台交易模拟运行,视情况转入试运行或正式运行,推进省内市场向跨区跨省市场融合。2023年12月底前,具备开展五省 (区)市场主体“统一申报、联合出清”的技术条件,建成南方区域电力中长期统一电力市场运作机制。(南方能源监管局牵头负责,南方电网公司、广州电力交易中心配合)

(四)建设南方区域电力现货市场的重点任务

8.编制现货市场交易规则

2022年6月底前,落实国家电力市场改革要求,充分借鉴国外成熟电力市场的建设运行经验,结合实施方案制定的市场建设路径,加快推进南方区域电力现货市场,适时扩大市场范围,编制南方区域电力现货市场交易规则。(南方能源监管局牵头负责,南方电网公司配合)

9.开展现货市场的试运行

2022年6月底前,根据实施方案制定的市场建设路径,组织开展南方区域电力现货市场试运行,充分验证交易规则的适应性、技术系统的可靠性、工作流程的高效性、财务信用风险的可控性。根据试运行情况和各方技术条件,适时扩大市场范围,逐步建成涵盖南方五省区的南方区域电力现货市场。(南方电网公司、南方能源监管局负责)

10. 建设南方区域电力现货市场技术支持系统

根据市场建设进度,持续完善现货市场交易出清系统,完善电力交易平台中与现货市场相关的注册、申报、结算、信息发布功能以及与现货市场相关的电力调度技术系统功能,满足现货市场注册、市场申报、交易出清、结算统计、信息发布等业务的时效性、 可靠性要求。升级改造电网企业的计量自动化系统以及营销系统, 满足现货市场的计量及结算要求。(南方电网公司牵头负责,广州电力交易中心配合)

(五)建设南方区域电力辅助服务市场的重点任务

11. 进一步扩大南方区域调频辅助服务市场范围

2021年底前,贵州具备纳入南方区域调频辅助服务市场运行技 术条件,实现调频辅助服务市场机制在南方五省(区)全覆盖。(南方能源监管局牵头负责,南方电网公司配合)

12. 建立南方区域备用辅助服务市场

2021年底前,完成南方区域备用辅助服务市场设计,制定市场建设方案。2022年3月底前,完成南方区域备用辅助服务市场交易规则编制和配套技术支持系统建设,启动市场试运行。(南方能源监管局牵头负责,南方电网公司配合)

(六)建立南方区域电力市场配套机制的重点任务

13.  建立南方区域电力市场规则调整工作机制

2022年6月底前,建立市场的交易规则调整工作机制,明确规则修改的发起、评估、确定及实施的工作流程,满足市场试运行期间的快速调整和正式运行后的动态调整需要。(南方能源监管局负责)

14.  建立南方区域电力市场运营监管机制

2022年6月底前,建立适用于南方区域电力市场运营的监管机制,制定市场监管办法,完善市场监管组织体系,综合运用信用监管和行政管理手段,对市场成员行为特别是市场主体实施市场力、操纵市场、违反市场规则等行为实施监管,维护良好市场秩序,促进市场健康发展。(南方能源监管局负责)

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