陕西电力现货市场建设方案征求意见稿：2022年开展陕西电力现货市场结算试运行

北极星售电网获悉，陕西省发改委日前发布了关于征求《陕西电力现货市场建设方案》修改意见的通知，积极稳妥、分阶段建立电力现货市场与中长期市场相辅相成的省级电力市场体系。

第一阶段：现货市场建设期(2020年1月~2021年6月)

研究现货市场建设相关问题，编制完成陕西电力现货市场方案与交易规则，建设完成现货市场技术支持系统，2021年6月底前省内现货市场具备模拟运行条件。配合国调中心开展省间现货市场体系建设，建成省间现货市场技术支持系统，统筹做好省间与省内交易的衔接。

初步建成省间、省内交易有效协调以及中长期、现货交易有序衔接的电力市场体系。建立多品种、多周期、带曲线的中长期电能量市场，实现与现货市场的有效衔接。建立全电量竞价的日前、实时现货交易机制，发电侧以“报量报价”的方式参与市场，具备条件的用户以“报量不报价”的方式参与市场。发电侧采用分区边际电价，有效反映电力商品时间、空间价值。用户侧采用全网统一加权平均价。完善辅助服务市场机制，初期调峰辅助服务和现货电能量市场融合运行，调频辅助服务市场与现货市场同步建设。

第二阶段：现货市场运行初期(2021年6月~2022年底)

2021年6月~12月，开展陕西电力现货市场模拟运行，适时开展调电试运行，依据市场出清结果进行生产调度，不进行电费结算。通过调电试运行分析现货市场价格、市场衔接、调度控制、清洁能源消纳、电量计量、电费结算等方面的问题，充分验证规则和技术支持系统的合理性和可行性，并根据运行中出现的问题不断对规则和系统进行完善，做好结算试运行的准备。

2022年，开展陕西电力现货市场结算试运行，期间按照现货市场相关规则进行电费结算。

详情如下：

陕西省发展和改革委员会关于征求《陕西电力现货市场建设方案》修改意见的通知

陕发改运行〔2020〕1746号

国网陕西省电力公司、陕西省地方电力（集团）有限公司、陕西电力交易中心有限公司，各有关发电企业、售电公司、电力用户：

为贯彻《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）及其配套文件精神，落实国家发展改革委关于电力现货市场建设工作部署，我委会同国网陕西省电力公司调控中心，在国家发展改革委电力现货专班的指导下，结合陕西电网实际，组织编写了《陕西电力现货市场建设方案》.doc

（征求意见稿），按照“广泛参与、公开透明”的原则，现就方案征求各市场成员意见，请于2020年12月21日前将修改意见以电子邮件（Word版、PDF版加盖公章）形式反馈我委。

联系人：邓航天 电 话：029-69313059

邮 箱：fgwyxb@shaanxi.cn

陕西省发展和改革委员会

2020年12月17日

陕西电力现货市场建设方案

一、基本情况

1. 陕西电力系统概况

陕西电网处于西北电网的最东部，以750千伏为骨干网架，各级电网协调发展，整体呈现“北电南供、西电东送、关中强网、陕南强联”的格局。省内电源以火电为主（占比约70%），主要集中在关中地区；新能源主要集中在陕北地区，随着近年的快速发展，占比已超过20%；水电主要集中在陕南地区。陕西电网通过±500kV德宝直流与四川电网相连，通过灵宝背靠背直流与华中电网相连，跨区外送能力411万千瓦；通过4回750kV线路与西北主网联网运行，发挥着水火互济、各省（区）互补的作用。

截至2020年11月，全省发电总装机容量4870万千瓦，其中火电3376万千瓦，水电332万千瓦，风电441万千瓦，光伏721万千瓦，新能源装机占比23.9%。近年来随着陕西电网新能源规模持续快速发展，全省装机稳步增长，新能源装机容量快速提高。全省总装机从2011年的2142万千瓦增长到2020年的4870万千瓦，年均增长率9.6%，其中新能源装机从11.7万千瓦增长到1162万千瓦，年均增长率高达66.6%。

因新能源迅猛发展且本地负荷增长有限，陕北地区新能源发电自2016年3月起出现弃风弃光。2019年陕西新能源发电量143.54亿千瓦时，同比增长24.2%，弃电量4.19亿千瓦时，弃电率2.83%，均为通道受阻导致，主要因素为陕北至关中输电通道受限。而随着陕北至关中750kV第二通道建成投运，陕北新能源发电能力大规模释放，新能源受限原因逐渐向电网调峰和局部通道受阻共存转变，截至2020年11月，陕西新能源2020年发电量162.2亿千瓦时，同比增长24.6%，弃电量4.34亿千瓦时，弃电率2.61%，其中调峰受阻弃电1.10亿千瓦时，占比25.3%。

2. 陕西电力市场建设情况

自《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）文件印发以来，陕西省结合自身实际和发展需要，积极贯彻落实国家电力体制改革相关文件精神和要求，有序推进输配电价改革、电力交易机构组建、电力市场建设、发用电计划放开、售电侧改革、新能源消纳等各项电力体制改革工作。

中长期交易方面，省内直接交易规模不断扩大。陕西省内电力直接交易始于2014年，当年交易规模仅为3.71亿千瓦时，2019年达到513亿千瓦时，占全社会用电量比例达34.92%，预计2020年全年将完成交易组织电量627亿千瓦时。交易品种不断完善。目前已有双边交易、集中竞价交易、挂牌交易、合同转让交易、发电权交易、电能替代交易等多个品种。交易灵活性不断提升。目前已建立年度、月度、周交易机制，进一步活跃市场，增加交易频次，满足市场主体的交易需求。市场主体不断增加。截至11月底，在陕西电力交易中心注册市场主体共5945家，其中发电企业37家，电力用户5840家，售电公司68家。

现货交易方面，首批参与全国富余可再生能源跨区现货交易，2017-2020年作为德宝直流受端通过跨区现货消纳四川水电0.69亿千瓦时。积极开展西北区域省间短期交易，2016-2020年累计通过短期交易送出电量40.8亿千瓦时。推动电力辅助服务市场化运行。2018年11月开始参与西北区域跨省调峰辅助服务市场，2019年12月20日陕西电力辅助服务市场建成投运，2020年不断引入自备电厂、大工业用户等新型市场主体，有效调动各方参与调峰的积极性和主动性。截至2020年11月，陕西辅助服务市场累计调峰电量5.84亿千瓦时，为提升电力系统调节能力、促进陕西新能源发展起到重要作用。

3. 现货市场建设的必要性

3.1推进现货市场建设是落实国家能源战略决策部署的需要

深化电力体制改革使党中央国务院的重大决策，加快构建有效竞争的市场体系是中发9号文的明确要求，电力现货市场是电力市场体系建设的关键环节，加快推进陕西电力现货市场建设有利于构建完备的电力市场体系，进一步发挥市场配置资源的决定性作用。

3.2 推进现货市场建设是完善电力市场交易体系的需要

电力现货市场是现代电力市场进程是否成熟的重要标志。近年来我省电力中长期交易机制不断发展成熟，但缺乏与中长期交易衔接的短期交易环节，亟需开展电力现货市场建设，为市场成员提供更加灵活、更加精细的市场化偏差调整手段，发挥现货市场机制在短期时间尺度上配置资源的作用，形成周期完整、协调运作的市场交易体系。

3.3推进现货市场建设是优化系统资源配置灵活性的需要

当前市场模式下，用户侧通过市场获得低电价的愿望强烈；火电企业发电小时数逐年下降，普遍经营困难；新能源企业期望通过市场获得尽可能多的发电机会。现有中长期为主的交易模式，火电企业通过追求发电利用小时数增长获取收益的诉求和新能源规模不断增长造成火电发电空间缩小的电网运行实际不统一，需要通过现货市场价格信号调节火电企业的发电意愿，有利于火电企更灵活的参与市场化交易，主动提升火电资源配置水平。有利于引导用户调节用能习惯，提升电力系统整体运行效率。

3.4 推进现货市场建设是化解弃风弃光矛盾的需要

十三五期间，陕西新能源快速发展，2020年底陕西电网新能源装机将达到1676万千瓦，占全省总装机的32%。随着陕北新能源发电能力释放，因调峰受阻导致的弃风、弃光明显增加。迫切需要通过现货市场建立市场化的补偿机制，实现新能源和火电发电权的灵活转移，促进新能源的健康平稳发展。在中午发电高峰时段，通过低电价引导用户优化调整用能习惯，提升新能源消纳能力。

二、现货市场建设总体思路与原则

1.指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，按照中央深化落实电力体制改革的总体要求，遵循社会主义市场经济规律和电力系统运行客观规律，坚持创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，借鉴国内外电力市场建设的先进经验，结合陕西电网实际，在完善现有中长期电力市场基础上，进一步建立公平、规范、高效的电力现货市场，并逐步建立以中长期交易规避风险、现货交易发现电能分时、分区价格，主辅协调的完备市场体系，保障陕西电网安全稳定运行，促进清洁能源消纳，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，提高电力资源配置和系统运行效率。积极融入全国统一电力市场，促进陕西电力资源在更大范围内优化配置。