2019-08-26 13:32:03 电联新媒 　 作者： 刘瑞丰等  

2018年，国家电网公司西北分部与西北五省(区)公司一道，坚决贯彻落实国家电网公司2018年电力交易重点工作，以扩大西北省间交易规模为重点，以创新市场机制高标准消纳新能源为关键，紧密围绕公司落实中央“三大攻坚战”部署，结合五省(区)市场化交易差异化需求，全面开展清洁替代发电权交易，着力化解西北弃风、弃光、弃水风险，服务陕西关中大气污染治理，开展电力交易援疆援青援藏和促进陇电外送，以实实在在的工作成效把中央电力市场化改革决策部署干到实处，全力提升新能源消纳能力，有效释放电力市场化改革红利。

省间交易实现市场机制和交易运营突破创新

2018年，西北区域各交易机构加强与北京电力交易中心的工作协同，全年交易工作呈现“六个高”的特点：省间交易电量实现高速增长、高标准完成新能源消纳任务、高比例开展区域内跨省交易、高站位创新清洁发电权交易、高目标开展服务省(区)专项交易、交易运营效率效益显著提高。

一是西北电网省间交易电量高速增长。国网西北分部与五省(区)公司一起，采取双边、多边及政府协议等多种方式开拓省间电力市场。充分发挥全国统一电力市场交易平台的作用，协同开展各种交易周期的集中交易。在北京电力交易中心的指导下，健全与华中、华东、西南等地区的多边会商机制，挖掘短期交易需求。强化区域内省间互济，保障跨区交易结果在西北送端市场的落实。2018年，西北电网省间交易电量1755亿千瓦时，同比增长32%。从交易规模来看，宁夏、新疆首次突破500亿千瓦时，甘肃首次突破300亿千瓦时，陕西首次突破200亿千瓦时，均创历史最好水平。从同比增速来看，陕西、甘肃、宁夏省间交易高速增长，分别增长43%、50%、32%。从外送交易同比增速来看，青海、甘肃、宁夏外送高速增长，分别增长117%、60%、30%。从外送交易规模来看，宁夏、新疆、甘肃分别实现564、503、324亿千瓦时，青海首次突破126亿千瓦时。

二是高标准完成新能源消纳任务。印发2018年促进西北电网新能源消纳35条措施，从市场机制、调度交易、技术创新等方面精准发力，省间交易消纳新能源434亿千瓦时，占国网省间交易新能源电量718亿千瓦时的60%。在省内市场方面，有序开展新能源替代自备火电的清洁替代交易，消纳新能源电量132亿千瓦时。在区域内省间交易方面，采取省间互济、新能源发电权交易、虚拟储能、电量库置换、日前实时交易、跨省调峰辅助服务等消纳新能源电量。在跨区交易方面，通过新火打捆外送、发电权替代，利用华中抽蓄及跨区现货，消纳新能源电量382亿千瓦时。

三是高比例开展区域内市场化跨省交易。制定《西北电网新能源电量库交易(调度)实施细则》，促进新能源电量库运营机制管理提升，整合现行各种省间交换电量为新能源电量库交易，支撑西北大送端中长期交易有效执行。构建引导自备电厂更多参与系统调峰和新能源消纳的市场机制，开展西北地区自备电厂建档摸底工作，甘肃酒钢自备电厂以可调节负荷形式参与清洁替代，交易规模有效扩大。开展西北地区清洁能源供暖专题调研，推进清洁能源供暖等电能替代项目开展省间直接交易。西北区域内跨省交易首次突破200亿千瓦时，完成221.8亿千瓦时，同比增长25%，市场化比例高达96.2%，为电网企业支持市场化改革树立了良好形象。

四是高站位创新清洁能源发电权交易。贯彻落实习近平总书记在2017年中央经济工作会议、2018年全国生态环境保护大会、中央财经委员会第一次会议上关于发电权交易的重要指示，按照国家电网公司总体安排，积极促进发电权交易，全力推动清洁能源替代。2018年，西北电网开展清洁能源替代火电的发电权交易212亿千瓦时，跨区发电权交易12.8亿千瓦时，抽蓄替代交易2.2亿千瓦时，区域内清洁能源替代火电的发电权交易197亿千瓦时。其中省内新能源替代自备电厂交易139亿千瓦时，跨省清洁替代自备发电权交易4.93亿千瓦时，新能源替代火电交易16亿千瓦时，水电替代火电37亿千瓦时。西北地区省间清洁替代实现“六个首次”，首次实现新能源跨省替代自备火电交易，首次实现水电跨省替代自备交易，首次实现西北西南清洁能源分时段打捆送华东交易，首次实践西北新能源与直流配套火电发电权交易，首次开展新能源与电力用户跨省直接交易，首次组织新能源与水电跨省打捆替代火电交易，市场主体全面参与，改革红利全面释放，社会效益全面显现。

服务五省(区)经济社会发展

专项行动取得实效

助力陕西高质量完成服务关中大气污染治理的跨省交易。协同国网陕西省电力公司，成立了促进陕西关中地区削减电煤工作协调推进组，将西部清洁能源消纳与陕西电力供应保障有效结合，通过省间电力资源优化配置，保量保价满足陕西购电需求，完成关中减煤252万吨，为陕西打赢蓝天保卫战作出了积极贡献。2018年，通过省间资源配置向陕西输送电能133亿千瓦时，其中，消纳甘肃、青海、宁夏、新疆新能源电量25亿千瓦时，消纳黄河清洁水电39.6亿千瓦时，消纳西南清洁水电34亿千瓦时。减煤期间，通过省间交易日均减少陕西关中电煤消耗折原煤4.48万吨，日均减少PM10、PM2.5、氮氧化物等污染排放分别为640、1199、35978千克，相当于日限行机动车98万辆。关中西安、咸阳、宝鸡、铜川、渭南等主要城市空气质量明显改善。西安空气质量优良天数创2013年以来连续时间最长的纪录。

助力甘肃高目标完成电力外送和清洁能源消纳任务。协同国网甘肃省电力公司，拟定和实施《服务甘肃清洁能源消纳电力交易专项行动方案》，在提前完成年初国家电网有限公司与甘肃省政府商定的“力争2018年甘肃外送电量达到260亿千瓦时，同比再增长30%”目标的基础上，通过采取中长期交易、电量库交易、日前实时交易等一系列资源优化配置措施，促进新能源弃电率连续23个月大幅度下降。2018年，甘肃电力外送324亿千瓦时，同比增长61%，新能源发电量同比增长24%。

助力青海高效益完成黄河清洁水电的省间消纳。面对2018年汛期黄河来水偏丰五成的严峻形势，统筹做好水电运营和新能源外送交易，有效防范黄河水库弃水风险，全年跨省消纳青海黄河富余水电63亿千瓦时。早谋划，年初制定了黄河上游水电消纳应急交易预案，优化交易时序，在西北送山东和区域内跨省交易中预留应急消纳空间。早安排，汛前组织签订了黄河水电跨省消纳交易合同。快启动，组织陕西、宁夏、新疆等电力交易中心开展水电应急交易。勤沟通，协调优化月度交易组织，通过灵绍、祁韶直流等增加清洁水电短期临时外送。多方兼顾，在跨省消纳黄河水电的同时，高峰时段跨省消纳青海光伏35亿千瓦时，消纳藏中水电光伏6.5亿千瓦时。

助力宁夏高姿态开放再造一个省级售电目标市场。协调国网宁夏电力公司，创新交易方式，打破省间市场壁垒，在市场开放中提升外送资源保障能力。2018年宁夏电力外送564亿千瓦时，同比增长30.3%，约占宁夏区内用电量的83%，再造了一个省域市场，成为西北电力外送的排头兵。国网宁夏电力公司积极推进和开放区内购电市场，跨省购电25亿千瓦时，既有效消除了本区发电侧市场力，又有效保障了送电资源的可靠充裕及成本电价竞争优势。宁夏境内跨区直流市场开放程度居西北前列，银东直流开放率22%，灵绍直流开放率31%，昭沂直流开放率29%。

助力新疆实现电力外送和新能源消纳目标。协调国网新疆电力公司，拟定和实施《服务新疆新能源消纳电力交易专项行动计划》。针对新疆新能源发电权交易、配套新能源入疆、新能源电量库交易等工作，精准发力，突破配套电源跨省跨区消纳壁垒。通过市场化手段全力促进清洁能源消纳，破解弃风弃光难题。通过援疆电量库柔性调度交易机制，完成电力援疆政府间协议外送100亿千瓦时，同比增长28%。2018年，新疆新能源弃电率控制在21.7%以内，同比下降6.2个百分点，新能源发电量同比增长14%;疆电外送首次超过500亿千瓦时。

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，国家要求国家电网公司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，国家电网公司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，国家电网公司西北分部将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻国家电网公司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指导下，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。

全力做好清洁能源省间消纳交易。一是落实新能源跨区年度交易合约。年度交易西北跨区送出新能源电量274亿千瓦时。其中送华东95亿千瓦时，送华北90亿千瓦时，送华中57亿千瓦时，送西南27亿千瓦时，送南方3亿千瓦时。二是适时开展区域内新能源跨省交易。开展陕西-青海、陕西-甘肃、甘肃-新疆开展省间互济交易;及时组织新能源跨省替代火电交易。三是跟踪黄河上游水电来水情况，通过银东、昭沂直流跨区消纳黄河富余水电，做好李家峡核价电量的省间消纳工作。四是完善西南水电在西北的消纳和转送交易，优先安排“电力援藏”暨西藏清洁能源外送消纳框架协议，结合西北新能源消纳目标和昭沂、灵绍、祁韶直流交易情况，完善四川水电在西北的消纳和转送交易。

创新开展中长期省间交易机制。一是总结现行中长期交易机制，总结现行集中挂牌、集中撮合、双边协商交易运作的经验和不足，研究适合中长期交易的出清方式。二是探索试点多轮拍卖的省间交易，借鉴国际长期电能交易机制，研究确定适合国情的多轮拍卖交易价格起点，拍卖时间设计，市场出清方式，编制交易实施细则，择机试点推行。

构建适应大规模外送的电力交易机制。一是总结银东直流多年高效率、高效益跨区交易的经验，完善直流配套电源与送端多省区富余电能相结合的交易方式。协调落实跨区优先发电计划，签订年度电力外送协议。二是推行照付不议多年长期电力合同交易机制，协调推进送端发电、电网与受端省之间的3-5年长期电力交易。三是在特高压跨区直流输电工程规划及建设阶段同步组织送受端开展长期电力交易。四是发挥区域内跨省交易在保障跨区送电资源充裕性和可靠性方面的支撑作用。

完善新能源消纳省间交易机制。一是完善电量库交易结构。研究促进跨省新能源消纳的灵活输电价格和交易价格体系，构建电量库交易结构，妥善处理保障性收购电量和市场化交易电量的不平衡问题，展现统一电力市场整合功能的价值。二是探索差价合约交易结算。以现货上网电价、保障性收购电价为基准，按照差价合约结算方式，化解新能源省间市场化交易和保障基数利用小时的矛盾。三是完善新能源与火电打捆交易。研究新能源与火电打捆比例，遵循“同网同质同价”的原则，构建科学合理的新能源与火电出清价格形成机制，提高省间市场运营效率和质量。四是研究与配额制衔接的交易机制。研究与配额制衔接的省间电力交易机制，为配额和绿色证书交易提供支撑。

协同做好服务省(区)的专项交易工作。一是继续助力陕西开展汾渭平原大气污染治理跨省购电交易，保障夏季高峰负荷期间的跨省购电交易。协同甘肃电力交易中心，落实电力外送交易目标和新能源消纳目标等。全力保障和做好青海枯水期跨省购电交易，丰水期富余水电跨省消纳等。助力宁完成年度电力外送交易目标，保障大规模跨区送电的网内省间交易等。协同新疆电力交易中心，促进完成电力外送交易目标，新能源消纳目标，电力援疆交易目标等。

进一步规范省间交易运营秩序。一是规范各类省间交易秩序。规范跨区中长期交易、区域内省间交易、区域内日前实时交易、跨区现货、跨省辅助服务、电量库、主控区置换等各类省间交易、置换运营秩序。二是规范关键断面优先级别。在确保系统安全稳定的前提下，按照保障属地电力供应优先、清洁能源消纳优先、效益优先、效率优先的原则，安排重要通道和关键断面电能交易，研究构建输电权交易市场。三是强化交易机构风险管控。建立市场风险识别和防控机制，开展市场主体风险教育，面向市场主体发布风险提示书，构建法律风险防控体系。三是做好交易安全校核、交易电价、交易执行等信息披露工作。

探索适应能源互联网的电力市场交易体系。一是积极开展新一代电力交易平台建设。作为国网泛在电力物联网的重要组成部分，各相关电力交易机构需要积极参加市场成员、出清、结算、合规和技术支撑建设，研究提出适应西北区域和省区特点的差异化平台业务需求。二是探索能源互联网在西北交易专业的落地方式。三是加强新能源大数据治理和运用，探索灵活调节电力容量市场，以市场化方式激励火电灵活性改造、水电预留机坑装机、虚拟储能、电池储能、需求侧响应等投资，促进高占比新能源系统调节能力建设。