《云南电力市场现货电能量交易实施细则(V2.0版)征求意见稿:参与省内中长期市场交易的市场主体均应参与现货市场交易》

  • 来源专题:可再生能源
  • 编译者: 武春亮
  • 发布时间:2024-11-20
  • 云南能监办发布关于征求云南省内电力市场五个实施细则意见建议的通知,包含《云南电力市场现货电能量交易实施细则(V2.0版)》、《云南电力市场结算实施细则(V2.0版)》、《云南电力市场交易信用管理实施细则(V2.0版)》、《云南电力市场售电公司履约保函(保险)管理实施细则(V2.0版)》和《云南电力零售市场实施细则(V2.0版)》5个文件。
    其中云南电力市场现货电能量交易实施细则(V2.0版)
    征求意见稿提出:原则上,参与省内中长期市场交易的市场主体均应参与现货市场交易,参与方式可分为报量报价参与现货市场、报量不报价参与现货市场。
    省内燃煤机组、具有较好调节性能的市场化水电以及试点参与优化出清的风电、光伏原则上采用报量报价的方式参与现货出清;其他市场化水电、风电、光伏等交易单元采用报量不报价的方式参与现货出清。
    现货市场起步阶段,参与省内中长期市场交易的用户(包括售电公司、批发用户等)采用报量不报价的方式参与现货市场;现货市场运行成熟、具备条件后,以用户侧报量报价模式组织现货市场交易。
    新型主体(主要包括独立储能、虚拟电厂等)需满足并网调试运行、分时正反向计量、接入调度直控、签订相关协议等前置条件,完成市场注册后,可采用报量报价或报量不报价方式参与现货出清。
  • 原文来源:https://news.bjx.com.cn/html/20241120/1411759.shtml
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    • 假如现货市场如期而至,价格机制和交易时间都将发生较大变化,简单的价差模式将变为更加复杂的量价模式,而双边协商市场也将分摊到全年任何时候。同时,现货价格对购销双方签订中长期交易合同的比例都将产生较大影响。 近日,江苏、安徽、广东、四川等地陆续发文,确定2020年电力交易规模。记者注意到,与2018年相比,目前已发布交易方案或征求意见的省份,交易规模均有所扩大。对此,业内分析人士表示,随着现货市场“逼近”,电力市场政策仍存在变数,价格机制和交易时间也可能发生一系列变化。 交易规模有所扩大 11月7日,广东省发改委发布《关于2020年电力市场交易规模和市场准入有关事宜的通知》,初步确定广东电力市场交易规模为2600亿千瓦时,相较于去年的交易规模增加了600亿千瓦时。 近日,广东省发改委与南方能监局发布的《关于做好2020年广东电力市场中长期交易合同签订工作的通知》指出,广东2020年中长期电力交易将按照“价差合同+曲线”的模式组织,发电侧年度市场交易规模约为2200亿千瓦时。同时,发电企业、售电公司、参加批发市场的大用户签订的中长期交易合同,原则上应占全部市场化电量的90%以上。 同为电力现货交易试点,四川省11月21日发布《2020年省内电力市场交易总体方案(征求意见稿)》指出,2020年年购网电量在200万千瓦时以上的“一般工商业及其它”专变用户(执行单一制电价的“工商业及其它”用电类别)可以申请进入市场。相较于购电量超过500千瓦时的一般工商业中其他专变用户可以入市,准入门槛有所降低。 相比今年750亿千瓦的直接交易电量规模,安徽省出台的2020年方案则明确,根据进一步放开经营性电力用户发用电计划的精神,2020年全省电力直接交易规模不设上限。 对于各地逐步扩大的电力交易规模,易电科技有限公司相关负责人方告诉记者,交易规模逐步扩大将给售电公司带来新一轮利好,售电行业也将迎来新一轮洗牌。 方案细则引争议 明确规模的同时,江苏、安徽等地的电力交易方案也引发一定争议。 11月21日,江苏省发改委、江苏监管办发布的《关于开展2020年电力市场交易的通知》称,2020年江苏省电力直接交易规模3150亿千瓦时左右,准入仅限参加2019年电力市场交易的电力用户以及符合条件的5G基站用户。 按照《江苏省电力市场建设组织实施方案》(以下简称《方案》)文件要求,2018年市场规模2000亿,2019年市场规模3000亿,2020年江苏全省放开发电量计划为4000亿。正式公布的交易规模低于之前规划预期,换言之,增量用户不能进入市场。 “市场主体按照《方案》策划2020年的电力交易,从今年1月就开始组织进行全省符合准入条件用户的宣传和签约,增量用户数量规模保守估计在6万多户,而且均签订了相关购售电合同。如果因为这个政策不能履约合同,必定会引发合同主体间的法律纠纷。”业内人士表示。 安徽省的争议,则来自电价。 安徽省电力中心11月15日发布《关于做好2020年电力市场化交易有关事项的通知》规定,已签订2020年交易合同且合同价格未包含超低排放电价的,可就超低排放电价重新协商,签订补充协议。而国家发改委10月21日印发的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》明确了环保电价政策,燃煤发电上网电价完全放开,由市场形成,上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。 依据上述两份文件,安徽省多家发电企业陆续发布关于调整2020年直接交易电价的通知,上调2020年直接交易电价0.5—1分/千瓦时。面对突然要求涨价的发电企业,安徽省电力市场各方参与主体如何应对仍在讨论中。 交易规则尚不明朗 对于目前已公布电力市场交易情况的省份,一位不愿具名的业内专家表示:“交易方式还是‘老一套’,‘9号文’当中顺价报价还未完全落实,而响应现货交易的只有广东。” “广东目前虽没有具体政策,但今年要求分解曲线到小时,中长期达9成以上,这都意味着明年现货会比今年结算时间更长,10月份试结算的做法将是明年现货政策的重要参考。”广东某售电公司负责人告诉记者。 此外,截至记者发稿时,蒙西、浙江、山西、山东、福建、甘肃6个现货试点地区还未出台2020年电力市场交易方案。 “今年的电力交易规划时间相对滞后。去年10月上旬广东就发布了《2019年广东电力市场年度交易安排的通知》,今年11月底才发布相关文件,而‘长协大战’还未打响,这也是现货市场可能带来的不确定性。”上述业内专家表示。 易电科技负责人认为,各地“长协”怎么签,不能再用过去的思维方式。“假如现货市场如期而至,价格机制和交易时间都将发生较大变化,简单的价差模式将变为更加复杂的量价模式,而双边协商市场也将分摊到全年任何时候。同时,现货价格对购销双方签订中长期的比例都将产生较大影响。“现在市场政策仍存变数,长协报价声音确实比往年少了一些。”
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    • 6月17日,国家能源局湖南监管办公室发布了关于公开征求湖南电力市场系列规则意见的通知。通知指出,《湖南省电力现货市场交易实施细则》(征求意见稿)中提到,现阶段,参与现货交易的发电侧经营主体包括公用燃煤机组、燃气机组、风电及光伏等;参与现货交易的用户侧经营主体包括批发市场用户及电网企业代理购电用户;参与现货交易的新型主体包括独立新型储能、虚拟电厂等。 发电侧:220千伏及以上公用燃煤机组以报量报价方式参与现货交易,纳入容量电价机制执行范围的110千伏公用燃煤(含煤矸石)机组以报量不报价方式参与现货交易。35千伏及以上风电、光伏以报量报价方式参与现货交易,新能源场站与其配建新型储能按联合方式运行、一体化申报;其余风电、光伏原则上不报量不报价,作为价格接受者参与现货交易,若具备条件可选择其他参与方式,其中10千伏风电、光伏可选择以报量报价方式参与现货交易,10千伏以下风电、光伏可选择由虚拟电厂运营商代理参与现货交易。