中國儲能網(wǎng)訊：為貫徹落實中共中央關于深化電力體制改革和加快構建新型電力系統(tǒng)的要求，寧夏根據(jù)《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號），及其配套文件——《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》等文件和有關法律法規(guī)規(guī)定，結合《寧夏電力現(xiàn)貨市場建設方案》以及第一批現(xiàn)貨試點省份的建設經(jīng)驗，組織編制完成了安全高效、多元競爭的“1+7”運營規(guī)則體系，積極開展技術支持系統(tǒng)建設工作，并按計劃力爭于2023年9月底開展短周期結算試運行。
電力市場基本情況
寧夏是我國重要的新能源基地、煤電基地和電力外送基地，作為國家“西電東送”戰(zhàn)略的重要送端，呈現(xiàn)“強電網(wǎng)、大送端”的特點，打造電力現(xiàn)貨市場是建設新型電力系統(tǒng)的關鍵支撐手段。目前靈紹、銀東兩大直流外送能力已達1200萬千瓦，寧夏至湖南±800千伏特高壓直流輸電工程已于6月開始動工，計劃于2025年投運，屆時三大直流輸電通道總送出能力將高達2000萬千瓦。截至2023年5月底，寧夏新能源裝機3265萬千瓦（風電1457萬千瓦、光伏1808萬千瓦），新能源裝機占比52%，預計今年內(nèi)將新增540萬千瓦（風電42萬千瓦、光伏498萬千瓦），今年末占全省裝機的比例達56%，屬于典型的新能源高占比型電力系統(tǒng)。自2023年開始，為實現(xiàn)中長期市場向現(xiàn)貨市場的平穩(wěn)過渡，寧夏區(qū)域創(chuàng)新性地啟動省內(nèi)中長期分時段日融合市場。目前，已形成“中長期+日融合+省間現(xiàn)貨+輔助服務”多交易場景融合的電力市場。
現(xiàn)貨市場建設進程
2019年12月，寧夏回族自治區(qū)發(fā)改委印發(fā)《寧夏電力現(xiàn)貨市場建設方案（征求意見稿》），并于2022年4月1日正式向國家發(fā)改委報送《寧夏電力現(xiàn)貨市場建設方案》，明確了現(xiàn)貨市場設計原則及總體框架。
2022年12月27～29日，開展為期3天的區(qū)內(nèi)首次現(xiàn)貨市場模擬試運行，對電力現(xiàn)貨市場組織流程、市場規(guī)則、技術支持系統(tǒng)進行了全面檢驗和評估，標志著寧夏電力現(xiàn)貨市場建設運營步入新階段。
2023年4月25～28日，開展為期4天的區(qū)內(nèi)第二次現(xiàn)貨市場模擬試運行。在發(fā)電側，共有市場化燃煤機組39臺、市場化新能源300家參與報價；在用電側，共有19家售電公司以報量不報價的方式參與本次模擬試運行，初步構建了發(fā)用雙邊參與的現(xiàn)貨市場。
2023年4月，編制完成“1+7”電力市場運營規(guī)則體系，即1項基本規(guī)則（寧夏電力市場建設運行基本原則），明確市場開展、組織及管理的基本要求，作為相關實施細則制定的基礎；4項交易細則，明確市場組織方式、要求及流程，作為中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場及市場結算的實施依據(jù)；3項管理細則，規(guī)范市場運營管理工作，支撐市場交易的開展，確保市場健康、穩(wěn)定、持續(xù)運行。
2023年7月26日，開展為期1天的區(qū)內(nèi)首次現(xiàn)貨市場調(diào)電試運行，開展交易申報、交易出清和交易執(zhí)行的現(xiàn)貨市場組織流程閉環(huán)測試，為盡快啟動結算試運行奠定基礎。
現(xiàn)貨市場模式介紹
寧夏電力市場由中長期交易、現(xiàn)貨市場和輔助服務市場構成完備的市場體系。根據(jù)寧夏新能源占比高、多直流、大外送的特點，現(xiàn)貨市場模式采用“全電量競價申報+集中優(yōu)化出清”的市場模式，即“中長期差量+現(xiàn)貨全電量集中優(yōu)化出清”，現(xiàn)貨市場開展日前、實時電力交易，采用“區(qū)內(nèi)用電需求+外送電計劃”作為競價空間；火電、新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，用戶報量不報價參與現(xiàn)貨市場；發(fā)電側采用節(jié)點電價，用戶側采用發(fā)電側加權平均電價，反映了不同時刻、不同節(jié)點的單位負荷變化對系統(tǒng)總成本的影響，體現(xiàn)電能量的時間和空間價值；調(diào)峰輔助服務市場與現(xiàn)貨市場融合，調(diào)頻輔助服務市場與現(xiàn)貨市場順序出清；結算采用“中長期差量”結算模式，中長期交易轉(zhuǎn)變?yōu)榻鹑趯傩院贤?，采用“照付不議”的方式進行結算，現(xiàn)貨市場與中長期市場電量偏差按照現(xiàn)貨市場價格進行結算。
市場建設亮點特色
寧夏結合區(qū)內(nèi)新能源高占比高外送、可調(diào)節(jié)資源需求高的特點，在滿足現(xiàn)貨市場通用規(guī)則上，制定了以下四方面機制：
一是創(chuàng)新自備電廠參與現(xiàn)貨市場的機制。目前試點省份的普遍做法是將自備電廠不參與現(xiàn)貨市場，作為現(xiàn)貨市場出清的邊界條件。寧夏首次創(chuàng)新構建自備電廠的富裕調(diào)節(jié)能力以報量報價的方式參與現(xiàn)貨市場的機制，實現(xiàn)自備電廠的用戶在電網(wǎng)供需寬松時“少發(fā)多用”，在電網(wǎng)供需緊張時“多發(fā)少用”，配合電網(wǎng)調(diào)峰頂峰的同時獲得現(xiàn)貨市場收益。
二是探索儲能、虛擬電廠等新興主體參與現(xiàn)貨市場的機制。目前新興主體參與市場的方式還在探索中，寧夏在市場建設初期就明確了儲能、虛擬電廠參與市場的方式，積極推動新興市場主體以報量不報價的自調(diào)度模式和報量報價的模式參與現(xiàn)貨市場，配合電網(wǎng)削峰填谷并獲取收益。
三是實現(xiàn)日前市場中可靠性機組組合出清和經(jīng)濟性出清分離，將日前用戶側申報納入市場出清條件。負荷側市場化用戶以報量不報價的方式，日前采用可靠性機組組合與經(jīng)濟性出清分離的模式，申報用電曲線參與現(xiàn)貨出清，出清結果作為結算依據(jù)，能夠真正發(fā)揮日前現(xiàn)貨市場作為交易執(zhí)行前最后的避險作用。
四是構建新能源深度參與現(xiàn)貨市場的機制。區(qū)內(nèi)新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，與火電同臺競價，在發(fā)電側充分引入競爭機制。同時借鑒甘肅現(xiàn)貨市場建設經(jīng)驗，引入標桿釣魚法和新能源輔助調(diào)頻機制，通過新能源代替常規(guī)電源承擔系統(tǒng)備用，釋放消納空間，實現(xiàn)新能源消納最大化。
現(xiàn)貨市場建設展望
目前，寧夏在電力現(xiàn)貨市場建設進程中進行了大膽有益的探索，積極穩(wěn)妥推進現(xiàn)貨市場在寧夏開花結果，已開展了首次調(diào)電試運行，為9月底開展短周期結算試運行奠定了良好的基礎。然而，現(xiàn)貨市場建設會涉及各方市場主體利益的調(diào)整，不可能一蹴而就，也不具備“一出生就會跑”的能力，必須循序漸進、不斷探索建設適應寧夏實際情況的電力市場，加快構建新型能源體系，為寧夏式現(xiàn)代化建設貢獻電力能源特有的力量。鑒于梳理當前市場建設中主要存在的問題，建議如下：
一是當前市場規(guī)則中采取“中長期差量”結算，且結算公式中沒有明確中長期結算參考點，阻塞分量無法體現(xiàn)出位置價值信號，即先全電量結算中長期合同，實際發(fā)、用電量與合同的偏差按照現(xiàn)貨價格結算。建議按照《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》第八章市場結算有關要求，重新設計結算公式，便于體現(xiàn)電力價格的位置信號，促進電源、負荷的規(guī)劃和投資。
二是現(xiàn)階段，省間中長期、省間現(xiàn)貨及省間輔助服務市場作為省內(nèi)市場的邊界條件。建議隨著市場建設的推進，對于送端省份，省間中長期交易及省間現(xiàn)貨交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，參與送端省內(nèi)市場出清，省間交易結果作為省間交易電量的結算依據(jù)；對于受端省份，省間中長期交易及省間現(xiàn)貨交易出清結果疊加輸配電價和線損后，折算到受端省交易關口作為受入關口電源參與省內(nèi)電力市場，按照受端省份相關市場交易規(guī)則進行申報、出清、結算。明確跨省跨區(qū)交易買賣雙方的經(jīng)濟責任，消除因跨省跨區(qū)交易形成的不平衡資金，實現(xiàn)跨省跨區(qū)交易與省內(nèi)市場在經(jīng)濟責任、價格形成機制等方面的動態(tài)銜接。
三是在規(guī)則中提出“燃氣企業(yè)、水電企業(yè)、生物質(zhì)等電源側，以及10千伏以下的工商業(yè)用戶作為優(yōu)先購電用戶執(zhí)行目錄電價，且不參與現(xiàn)貨市場”，市場化主體參與范圍不足，而且根據(jù)1439號文、809號文相關要求已經(jīng)取消了工商業(yè)目錄電價，工商業(yè)需要全部進入市場，暫無法直接入市的，可由電網(wǎng)代理購電參與市場。建議根據(jù)工商業(yè)用戶全部進入電力市場的需要，加強政策協(xié)同，進一步放開各類電源發(fā)電計劃，推動各類電源、所有工商業(yè)用戶進入現(xiàn)貨市場，科學界定市場化主體范圍，穩(wěn)妥有序推進發(fā)用兩側逐步放開。
四是結合寧夏新能源裝機占比高、外送大、負荷持續(xù)增長的實際，探索建立容量補償機制，為煤電等資源參與靈活性調(diào)節(jié)提供合理的經(jīng)濟回報，保障發(fā)電容量充裕度。近中期可采用容量補償機制功能定位于充容補價，遠期可采用容量市場定位于競容競價。
五是新能源參與中長期市場與火電不同價。寧夏中長期交易在發(fā)電側新能源和火電分別限價，在用戶側高耗能和非高耗能分別限價，造成中長期交易排隊出清機制尤其復雜。現(xiàn)貨市場采取全電量統(tǒng)一優(yōu)化出清，不區(qū)分市場主體類型，造成不同類型的市場主體在現(xiàn)貨市場偏差結算中承擔的風險不同，易造成市場主體低風險套利，不利于電能量市場的統(tǒng)一開展。建議中長期采用統(tǒng)一出清，針對不同市場主體可以在場外加價的方式開展。
