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新能源省间交易阻力重重?电力市场化改革红利如何释放?

来源:电联新媒 | 编辑:电联新媒 | 2019年8月27日() | 打印内容 打印内容

省间交易运营和市场建设

面临复杂形势和紧迫任务

2019年,西北电网新能源消纳和省间交易运营面临复杂形势和紧迫任务。从外部环境看,按照国家电力体制改革方向,交易机构面临独立规范运作的新要求,市场建设面临提高市场交易比例、跨省直接交易、现货市场建设、辅助服务全面开展等新环境。新能源消纳方面,国家要求国家电网企业提前一年完成弃电率低于5%的目标。电价政策方面,新一轮输配电成本监审、一般工商业电价再降10%,降低电价附加和增值税率。电力供需方面,西北地区用电需求低迷、不确定性增加。从内部管理看,国家电网企业不折不扣贯彻落实党中央、国务院电力市场化改革决策部署。构建世界一流能源互联网企业迈向新征程,新时代三型两网战略全面推进,泛在电力物联网建设对新一代电力交易平台提出更高要求。国家高质量发展,要求进一步提高跨区直流效率和效益。

跨区直流运营效率和效益有待提高。从西北在运的9条直流通道实际情况看,跨区输电通道的运营效率效益有待进一步提高。运行效率方面,受多种技术因素制约,在运9条直流设计容量5471万千瓦,当前最大功率为2600万千瓦,未达到设计容量的一半。运营效益方面,按照国家发改委核定的直流工程输电价格测算,收回9条跨区直流工程的投资的输送电量规模约为2780亿千瓦时,而2018年西北9条跨区直流(2条为年底试运行)交易电量1530亿千瓦时,满足率55%,电力交易高质量发展的任务十分艰巨。

省间电力交易需求的不确定性加大。从送端看,电力供需总体平衡有余,青海季节性购电需求不确定。陕西关中地区削减电煤尚不明朗,跨省购电需求也存在不确定性。从受端看,华中地区电力供需存在偏紧风险,湖北、湖南、江西、河南夏季高峰电力缺口分别为350、300、170、113万千瓦;华北、华东地区电力供需偏紧,河北南网、山东、浙江夏季高峰缺电分别为450、200、380万千瓦。

协同推进西北新能源消纳

和电能省间交易高质量发展

2019年,国家电网企业西北分部将以习大大新时代中国特色社会主义思想为引导,深入学习贯彻国家电网企业2019年电力交易工作会议精神,以促进清洁能源消纳和扩大省间交易规模为主线,创新中长期跨区跨省电力交易机制,创新清洁能源市场化消纳技术,研究能源互联网在西北电力交易专业的落地方式,做好服务省(区)电网的专项交易工作,着力构建完整的西北送端电力市场体系。

不断扩大西北省间电力交易规模。一是协调落实跨区优先发电计划,签订年度电力外送协议。二是统筹送端发电资源,协调优化受端关键断面能力,全力落实920亿千瓦时年度交易结果。三是在北京电力交易中心的引导下,完善与华中、华东、华北、西南等有关电力交易机构的定期会商制度,深化受端市场的分析预测,及时增加月度、月内短期临时交易。四是利用新型市场主体扩大外送交易。助推打破省间市场壁垒,进一步扩大西北电力市场化外送规模。

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