省间电力现货市场实践与探索

国家电力调度控制中心罗治强 在国家发改委、国家能源局全面统筹和精心指导下，国家电网公司与市场经营主体共商共建，充分考虑我国能源生产消费特点、网架结构、政策机制等基础条件，开展了省间电力现货市场建设实践与探索。在我国电力史上首次实现了省间、省级现货市场协同运作，走出了一条符合我国国情、兼顾多元自标、具有中国特色的电力现货市场建设路径，为全国统一电力市场建设奠定了坚实基础。 市场机制设计二、市场运行情况三、市场实践成效四、市场探索展望 市场机制设计 （一）市场建设基础 我国幅员辽阔，能源负荷呈逆向分布，促进电力生产要素在更大范围内高效畅通流动成为客观需求。我国已建成全球规模最大的互联大电网，跨省跨区输电能力达3.5亿干瓦，为省间现货交易建设奠定了坚实的物质基础 依托大电网，建设大市场，实现电力资源大范围优化配置，成为各方共识和迫切需要。 市场机制设计 （二）市场建设定位 落实国家能源战略，构建竞争有序的电力市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，利用跨省跨区输电通道，通过市场化手段开展电力余缺互济、促进清洁能源大范围消纳和能源资源大范固优化配置，提升系统效率与效益。 、市场机制设计 （三）市场建设思路 省间电力现货交易在落实跨省跨区中长期交易基础上，在送受端开展预平衡后，当送端有富余能力、通道有剩余空间、受端有购电需求时，组织送受端市场主体自主报量报价，在日前、日内市场集中竞价，以社会福利最大化为目标，实现电力余缺互济和清洁能源大范围消纳 市场机制设计 （四）市场构成要素 ■市场主体：全类型发电主体，受端省级电网企业、大用户、售电公司 ■市场范围：国家电网和内蒙古电力公司覆盖范围 ■交易周期：日前+日内交易 市场机制设计 （五）交易网络模型 以直流输电系统为骨干，结合省间、省内交流关键断面，构建以省级电网为主要节点的省间现货交易网络模型，能够基本反映省间交易的物理特性 基于省间现货交易网络模型，采用寻径算法搜索形成买卖节点间现货交易路径 市场机制设计 （六）市场竞价机制 采用考虑通道安全约束，网损和输电价的集中竞价摄合出清，按照购售双方价差递减排序成交，按照售电侧边际出清价格进行定价 买卖双方按时段自主申报“电力-电价”曲线（15分钟为一个时段）。 考虑输电成本差异，基于安全约束，以社会福利最大化和输电通道最优利用为优化目标，集中竞价。 最后一笔成交报价的均价做为系统边际电价，按照系统边际电价结算。 （七）多级市场协同 省间与省内衔接方面，尊重省为实体的客观国情，省内预出清（预平衡）结果作为参与省间市场依据，省间交易结果作为省内市场运行边界。省间电力现货交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清。 中长期与现货衔接方面，在保障省间中长期交易执行的基础上，利用省间通道富余能力开展省间现货交易 、市场机制设计二、市场运行情况三、市场实践成效四、市场探索展望 市场运行情况 （一）总体概况 省间现货市场已实现“公司+蒙西”区域全覆盖，新增蒙西、西藏参与购电，山东、安徽、江苏、跨省区配套电源参与售电，市场主体超6000个。2024年，全年成交电量376亿干瓦时，同比增长18%。清洁能源成交电量149亿干瓦时，占比40%。送端成交均价0.4124元/干瓦时，同比增长14.7%. 市场运行情况 （二）成交量分析 从分旬成交量看，省间现货日均成交量围绕1亿于瓦时上下波动，夏秋季高于春冬季。1月受度冬寒潮影响，省间现货交易电量明显攀升，日均成交量1亿干瓦时：2月-5月中旬，气温逐渐回暖，购电需求减少，日均成交量降至0.73亿干瓦时：5月下旬-8月中旬，西南水电大发叠加高温影响，日均成交量上涨至1.2亿干瓦时：8月下旬-9月中旬，受持续高温，西南供需紧张形势影响，日均成交量额升至2.0亿干瓦时：9月下旬-12月市场运行相对平稳，日均成交量回落至1.0亿千瓦时。 市场运行情况 （二）成交量分析 从各省成交量看，26个省级电网和蒙西参与售电，湖北、四、宁夏、山西、其肃售电量超20亿干瓦时，合计占比59.4%。买方主要集中在华东、西南地区，浙江购电116.4亿干瓦时，四川购电80.95亿干瓦时，合计占比达52.4% 市场运行情况 （二）成交量分析 从区内区外成交量看，2024年省间现货跨区成交电量337亿干瓦时，占比90%。总体看除华东外，各区域均有较大的送出需求，受入需求主要集中在华东和西南。华北、华东的区内成交量占比超25%，京津冀、长三角各省灵活互济，助力区域一体化发展。 市场运行情况 （三）成交价分析 从成交均价看，省间现货价格即时反应供求关系变化，受8、9月受西南地区连续高温天气影响，2024年省间现货成交均价0.412元/于瓦时，省间现货市场最高价2.196元/千瓦时、最低价0.00002元/干瓦时。3-6月，全网用电负荷维持低位，日成交均价随水电增发，持续走低至0.113元/干瓦时：7-9月，高温天气推动用电负荷持续走高，日成交均价连续攀升，最高达1.023元/干瓦时。 市场运行情况 （三）成交价分析 从分时价格来看，省间现货日内“峰谷”价差明显。省间现货市场日平均峰谷价差0.26元/千瓦时；分季节看，总体呈现“秋高春低”的特点，秋季较春季高峰分时均价高约一倍。 市场运行情况 （四）分能源类型分析 分电源类型来看，新能源成交集中在春季，火电成交集中在度夏度冬期间，度夏保供期间火电单月最大成交电量占比92%，水电成交集中在6-7月，水电成交电量分别占比60%。火电成交227.0亿干瓦时，同比上涨23.12%：成交均价0.524元/干瓦时，同比上涨18.82%：水电成交51.7亿千瓦时，同比减少3.01%；成交均价0.218元/干瓦时，同比上涨9.00%；新能源成交97.7亿千瓦时，同比上涨19.27%：成交均价0.255元/千瓦时，同比下降9.25% 市场运行情况 （五）主体行为分析 从市场主体报价看，卖方主体98.2%的申报量在0.5元/千瓦时以下，其中0.3-0.5元/干瓦时区间占比达60.4%：买方主体近9成申报量在1.0元/干瓦时以下区间，其中0.5元/干瓦时以下区间占72.7%，2.9-3.0元/干瓦时有8.4%。从成交结果看，81%成交电量价格在0.5元/千瓦时以下，0.5-1元/千瓦时区间成交电量占比9%，1.0-1.5元/干瓦时区间成交电量占比8%，超过1.5元/干瓦时的电量约1.7% 市场运行情况 （五）主体行为分析 从市场主体行为看，省间现货交易打破传统送、受端格局，市场主体可根据供需情况灵活改变购售电角色，通过现货交易优化电网运行方式。陕西（187次）、吉林（165次）、冀北（137次）、蒙东（114次），四川（111次）、天津（110次）等地区，在日内根据水电及新能源发电变化，灵活转换购售电角色超100次，有效减少机组启停，对中长期交易偏差进行修正补充。 市场运行情况 （六）未成交成因分析 从未成交数据看，市场上富余电力资源增长较快，较上年增加近40%，有较强的跨省区电力资源配置需求。发用电供需不匹配原因导致的未成交量快速增加，主要原因是各地发电同质化现象日见显著，特别是午间光伏发电高度重叠，造成午间富余电力消纳困难。跨省区输送能力也是制约市场成交的短板，跨省跨区输电通道丞待加快建设。 、市场机制设计二、市场运行情况三、市场实践成效四、市场探索展望 三、市场实践成效 初步构建多层次统一电力市场体系 省间现货市场经历了大范围、长周期、多场景的实践检验，市场平稳、交易活跃，“中长期为基础、现货余缺互济、应急调度救急”的跨省区市场化资源调配机制建立，“统一市场、两级运作”的统电力市场体系架构基本成型。2024年10月15日，省间电力现货市场转入正式运行，助力“全国统一电力市场建设迈上新台阶”。 三、市场实践成效 省间电力生产组织实现市场化转型 国网省三级调度机构密切配合，两级市场有序衔接，现货市场出清结果直接指导电网生产，与之相适应的生产业务流程、技术支持系统持续优化，电力系统运行精益化、精细化水平大幅提升电力生产组织市场化转型取得显著成效 三、市场实践成效 “能涨能降”的市场价格机制形成 省间现货交易构建“能涨能降”的市场价格机制，反映出电力的时空价值，通过市场价格信号引导市场主体主动参与电网运行调节，提升自身收益，缓解系统运行压力。2024年4-6月，清洁能源大发期，省间现货呈现价降量增走势，以低价促进了清洁能源优先消纳，有效降低了受端省的用能成本：8-9月，省间现货量价齐升，实现了对川渝、浙江等供应紧张地区的精准支援。 三、市场实践成效 全网电力保供能力有效提升 2024年6月下旬-9月下旬，全网日最高负荷突破10亿干瓦并持续攀升，供需形势趋紧，省间现货发挥价格信号引导作用，单日最大成交电力1616万干瓦，单日最大成交电量2.77亿干瓦时，精准平抑了全网平衡缺口。9月西南地区持续高温导致供需形势紧张，省间现货均价攀升至0.846元/干瓦时，激励送端火电顶峰发电，有效提升全网保供支撑能力。 三、市场实践成效 适应新能源特性的现货消纳机制建立 省间现货支持新能源企业自主“报量报价”，灵活参与日前、日内省间现货交易，充分发挥新能源低边际成本优势，通过特高压互联电网和省间现货市场平台，实现在全国范围消纳。2024年省间现货市场累计减少风电、光伏弃电98亿干瓦时，减少四川水电弃电52亿干瓦时。 、市场机制设计二、市场运行情况三、市场实践成效四、市场探索展望 四、市场探索展望 在政府主管部门指导下，从扩大市场范围、提高交易灵活性、提升市场等方面着手开展工作进一步完善丰富省间现货市场功能，更好的发挥省间电力现货市场作用。 谢谢大家！