甘肃电力现货市场转正式运行大会 暨2024电力市场秋季论坛会议纪要

期货研究 二〇 二2024年09月10日 四年度 甘肃电力现货市场转正式运行大会 暨2024电力市场秋季论坛会议纪要 邵婉嫕投资咨询从业资格号：Z0015722shaowanyi020696@gtjas.com 国 泰刘鸿儒（联系人）期货从业资格号：F03124172liuhongru028781@gtjas.com 君 安报告导读： 期会议背景： 货 研为落实中央有关文件要求，探究电力市场建设的路径与策略，促进跨区域电力合作与共建，推动清洁能究源的发展与消纳，甘肃省工业和信息化厅、国网甘肃省电力公司、中国电力科学研究院、南瑞集团、北京能所见科技于2024年9月5日-6日在兰州举办甘肃电力现货市场转正式运行大会暨2024电力市场秋季论坛 会议，以见证甘肃电力现货市场转入正式运行，并由各类专家分享我国电力现货市场实践与探索的典型经验，展示电力现货市场运行取得的丰硕成果，推动全国现货市场建设。 会议摘要： 大会的召开标志着甘肃电力现货市场转入正式运行，成为继山西、广东、山东之后，全国第四个实现现货市场“转正”的省份，也是全国唯一一家用户“报量报价”参与、连续运行时间最长的现货市场。 杜祥琬院士介绍了双碳目标下如何在保障能源安全下进行能源转型，提出了碳达峰是经济增长与碳排放增长脱钩的进步拐点，逐步由以煤为主转向可再生能源为主是长远的能源安全之策，也是碳中和的必有之路。要采取先立后破的策略，保障现阶段能源安全的同时有序退出化石能源。 据来自国家电网、南方电网、国家调度中心、北京电力交易中心、国网山西等嘉宾介绍，我国电力市场化建设已取得初步成效，包括电力市场交易品种逐步完善、服务安全保供作用凸显、促进能源转型成效显著等。同时也依旧面临着不少挑战，如能源安全与经济高效的统筹问题、新能源消纳成本的疏导机制、各交易品种之间的衔接机制、省间交易存在的壁垒等。如何在保证能源安全的基础上进行跨区域电力合作与共建，优化资源配置，提高清洁能源的利用效率和经济效益等方面将是后续电力市场建设的重中之重。 来自国家电网以及海外嘉宾分享了海外电力市场的发展情况，均提出了海外电力市场的发展离不开政策端的驱动，电力改革并不是一朝一夕能够完成。另一方面来看，当前海外电力市场改革呈现出了几大重要趋势，包括创新型辅助服务与容量市场机制的建设、聚合商参与电力市场、PPA主体多元混合化、碳核算机制趋于严苛等。 来自于协鑫能源科技的嘉宾介绍了储能在电力市场中的应用，指出了随着电力市场化改革的不断推进，储能电站收益的终极模式将会是容量电价+电力现货市场+辅助服务，形成容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的机制。 （正文） 1.双碳目标下的能源安全与能源转型——杜祥琬院士 （一）化石燃料减碳路径 第一，提升燃煤发电厂的能效。我国拥有全球能效最高的燃煤发电厂，十几年前1KWh供电平均消耗400g标准煤，现已进步到度电平均耗煤300g，能效最高的火电厂已降低至度电耗煤248g。若全国火电企业都能达到此能耗标准，用于发电的煤炭消耗量可以减少10%。IEA预测全球电力行业煤炭消费和二氧化碳排放量比基准情景降低15%。第二，探索煤炭的新型应用路径。各种化石能源都是碳和氢不同比例的化合物，利用化学和物理的办法，可用于制造石油、甲醇、乙醇、烯烃等不同的化工原料与燃料，也可通过煤炭的分质利用、气化技术、煤化工利用、氢氨掺烧煤电等新型技术实现煤炭降碳的目标。 （二）新型电力系统的建设 能源系统通常存在不可能三角，即安全可靠、经济可行与绿色低碳。安全可靠是对能源系统的基本要求，经济可行是社会接受的基础，绿色低碳是能源转型的大方向。由于风电与光伏发电存在间歇性与波动性，需要建设新能源占比增加的新型电力系统，将不稳定性转换为灵活型，使得不可能三角逐步转换为可能三角。 （三）双碳目标的具体内涵 碳达峰是经济增长与碳排放增长脱钩的进步拐点。从各国人均GDP与二氧化碳排放比例来看，开始阶段各大经济体均属于爬坡型，即人均GDP随碳排放增长而增长，随着产业结构的调整以及能效的提高，欧美等发达国家目前经济发展已不再以碳排放增长作为代价，高碳不是走向发达的必由之路。碳中和是我国经济社会发展的新引擎，是要开创一条兼具成本效益、经济效益、社会效益的路径，是与实现第二个百年目标同步的经济社会低碳转型、深刻进步的里程碑。 总结来看，逐步、稳步由以煤为主转向可再生能源为主是长远的能源安全之策，也是碳中和的必有之路。要采取先立后破的策略，保障现阶段能源安全的同时有序退出化石能源。 2.电力现货市场建设实践与展望——国家电力调度控制中心 （一）面临的形势和挑战 嘉宾指出当前电力现货市场建设面临三个方面挑战：一是保供压力大。煤电增长放缓、新能源波动性大、高温寒潮引起的负荷剧烈加剧了发电侧保供压力。二是推动低碳转型难度大。新能源装机快速发展且光伏占比超五成，同质化增大了消纳难度，系统调节能力不足。三是成本难以合理疏导。当前市场价格机制尚未健全，火电灵活性改造和储能投资建设费用开支难，新能源平价上网不等于平价用网，2010-2019年新能源发电量占比由3%提升至23%，居民电价上涨90%。 （二）现货市场建设情况 截止目前，国网片区共有2个省份进入现货市场正式运行、13个省份开展现货市场结算试运行[福建、四川、浙江、湖北、江苏、安徽、江西、陕西开展长周期结算试运行，河北南网、辽宁、湖南、宁夏、重庆5家已开展结算试运行。]、6个省份开展现货市场模拟试运行，其他省份也在抓紧开展研究工作。下一步，国网片区各省份将抓紧推进电力现货市场建设，实现电力现货市场全覆盖，同时将完善建立市场监控体系， 加快建设适应电力现货市场体系的新型调度体系。 （三）电力现货市场建设成效 嘉宾指出总计共6点主要成效：一是助力全国统一电力市场建设，省间现货实现资源大范围余缺互济，省内现货优化省内资源配置，保障电力供需平衡和安全供电秩序。二是形成市场化价格机制，现货市场有效反应市场供需，形成“能涨能降”的市场化价格机制，激励机组顶峰发电。三是促进新能源消纳，省间现货有效促进“三北”风光资源和西南水电在更大范围消纳。四是引导用户侧参与调节，现货市场的分时价格信号引导用户由“按需用电”转向“按价用电”，如甘肃负荷高峰由晚间转向光伏大发的午间。五是转变电力生产组织模式由计划向市场转变，随着新型主体的不断涌现，传统计划难以为继，只有市场化机制才能实现高效、公平的协调。六是提升运营保障能力，当前市场人才队伍逐渐壮大，现货市场管理处、柔性支撑团队等市场组织机构不断完善。 3.新型电力系统下的电力市场关键问题——北京电力交易中心 （一）全国统一电力市场建设进展 全国统一电力市场总体框架基本建立。“统一市场、两级运作”市场框架运行良好，电力市场“1+N”基础规则体系基本成型。市场交易规模快速增长，“多买多卖”市场格局基本形成。目前，交易平台注册各类经营主体超60万家，是2015年的20余倍。2023年，国网经营区市场交易电量4.66万亿千瓦时，占总 电量的74.7%，是2015年的7倍。图1：全国统一电力市场整体架构图 资料来源：北京电力交易中心，国泰君安期货研究 电力市场交易品种逐步完善。中长期市场覆盖年度、月度、月内，省间交易实现按工作日连续开市，多通道集中优化出清正式运行，省内交易方面，15省实现按工作日连续运营，16省实现分时段交易；现货市场包括日前和日内，省间现货方面，26个省和蒙西地区超6000余家主体参与，省内现货方面，22个省开展了试运行，多地现货市场转入正式运行；辅助服务市场包括调峰、调频、备用、爬坡等品种；容量市场方面已初步建立煤电容量电价机制，服务新型电力系统下煤电机组定位转型。 电力市场服务安全保供作用凸显。中长期市场有效发挥“压舱石”作用，2024年度夏期间跨区通道最 大输送电力1.42亿千瓦，创历史新高。省间现货连续稳定运行超过2年，成交电量近800亿千瓦时。省内现货分时价格信号有效引导火电机组顶峰发电用户错峰用电，电价充分反映季节性、时段性供需关系。 电力市场促进能源转型成效显著。第一，新能源市场化消纳成效显著，2023年，新能源市场交易电量5515亿千瓦时，同比增长37.9%，占总发电量的45.3%，今年上半年进一步提升达到49.3%。第二，绿电绿证市场功能有效发挥，2021年9月绿电交易开市以来，已累计开展绿电交易超1800亿千瓦时，年均增长超300%；推出绿证交易品种，全力推进绿证核发全覆盖，绿证交易量已超9200万张。第三，电碳市场协同取得进展，北京、天津、上海、湖北4省出台电-碳协同政策，实现了绿电抵碳目标。 （二）新型电力系统下电力市场面临的形势 新能源装机快速增长与保供难并存，能源安全与绿色转型需要统筹。极端天气过程中，电力供需出现“剪刀差”，极端高温或低温天气下降温或取暖负荷激增，负荷最高约3亿干瓦，但新能源出力受阴天、覆冰、极热无风等因素影响下降，无法有效支撑保供需求。新能源波动性导致时段性供应过剩和不足交替高频出现，受光伏电源“午间大发、晚峰为零”特性影响，时段性、局部性电力供应紧张时有发生，全网各地供需形势同质化严重，午间调峰能力普遍不足。 图2：寒潮期间新能源出力与负荷出现错配图3：新能源出力曲线导致午间消纳难与晚间保供难 资料来源：北京电力交易中心，国泰君安期货研究资料来源：北京电力交易中心，国泰君安期货研究 市场价格逐步走低与系统成本快速提升并存，能源安全与经济高效需要统筹。针对于新能源机组，消纳成本将随新能源渗透率提高而快速增长，需要完善新能源消纳系统成本疏导机制。针对火电机组，仅依靠电能量收益无法合理体现保供价值，需要加快推进容量价格政策落地，完善辅助服务市场建设，引导火电机组由电量供应主体向支撑调节型电源转变。 电碳协同需要加强，绿电/绿证减碳认定仍待明确。当前我国能耗与碳排放“双控”、碳核算机制中未明确绿电绿证减排贡献度，绿电需求难以有效满足。受欧盟碳关税等影响，外贸企业绿电需求旺盛，对下一步我国绿电绿证如何完善并增加国际认可度提出了挑战。 （三）适应新型电力系统的市场机制体系 一是推动中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，如全面推进中长期连续开市交易、推动用户参与双边现货交易等；二是深入推进省间省内市场协同融合；三是有序推动新能源全面入市；四是积极培育如虚拟电厂、源网荷储等新型主体以聚合方式参与市场。 4.国际电力市场化改革实践及启示——国家电网 （一）国外电力改革发展趋势 趋势一：为统筹实现能源安全和转型目标，多国提出电力市场化改革优化设计方案 2024年5月12日，欧盟理事会通过了新的电力市场改革方案。改革方案目标包括：1）稳定能源价格，限制电价飙升。鼓励市场主体签订长期购电协议(PPA)和双向差价合约(CfD)等。加强防范市场操纵行为，提高电力市场的诚信度和监管力度。2）确保电力供应安全，完善容量机制。要求各国均出台长期容量机制，提高供应的安全性并增强系统灵活性。3）保护弱势消费者和企业。4）规定危机应对预案。 为应对能源安全、能源价格、脱碳目标等多方压力，英国发布电力市场改革方案《英国电力市场设计转型审查(REMA)》，内容包括:可再生能源的支持政策、促进灵活性资源发展的机制、差价合约机制、容量市场机制、电力系统调度机制、集中市场的定价机制等。 趋势二：为保障电力可靠供应、电网安全稳运行，创新辅助服务及容量市场机制 在辅助服务方面，美国多个ISO针对净负荷曲线特性变化、负荷不确定性提升等问题，丰富现有辅助服务市场品种，包括爬坡辅助服务产品，以及推出不确定性备用产品等；澳大利亚能源监管局提出建设转动惯量辅助服务市场的方案。 在容量市场建设方面，德国联邦经济事务和气候行动部(BMWK)于2024年8月，正式对未来电力市场中的容量市场方案设计开展公众咨询。 趋势三：为稳定市场价格、降低收益风险，鼓励建立可再生能源发展长效保障机制 2023年欧盟可再生能