网讯：9月5日，2024电力市场秋季论坛暨甘肃电力现货市场转正式运行大会于甘肃省兰州市举办。会上宣布，甘肃电力现货市场转正式运行。
这是全国第四个转入正式运行的电力现货市场，此前，山西省、广东省和山东省电力现货市场已先后转正。
国网甘肃电力现货市场已连续稳定运行超过三年时间，成果入选甘肃省全国统一大市场典型案例，是全国唯一一家“客户报量报价参与、连续运行时间最长”的电力现货市场。
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甘肃，位于西北区域中心位置，具有承东启西、南拓北展、“从中联四”的区位特点，风电开发量全国排名第4，光伏可开发量全国排名第5，是国家重要的新能源基地和综合示范区。截至8月31日，甘肃全省发电总装机超过9400万千瓦，其中，新能源装机超5900万千瓦，占比63.24%。
在“十四五”期间，甘肃新能源新增并网容量超3300万千瓦，风电、光伏分别成为省内第一、第二大电源。自2023年起，甘肃省内新增用电量全部实现新能源增发电量替代，甘肃电网也成为了全国新型电力系统特征最明显的电网。
“无现货，不市场”。二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。而电力现货市场与电力运行紧密相关，是全国统一电力市场体系构建的核心、关键和难点。
据国网电力调度中心相关负责人介绍，新一轮电力体制改革以来，在国家发展改革委、国家能源局和地方政府的领导下，电力现货市场建设进展显著、成效突出、前景光明，省间现货实现全网资源余缺互济，山西、山东，甘肃省级现货转入正式运行，其他省级现货加速推进，两级运作模式有序衔接，统一市市场的形成，为全国统一电力市场的建设奠定了基础。
不过，面向“双碳”战略部署，加快构建新型电力系统，电源结构、电网形态、负荷特性、平衡模式等方面发生深刻变化，电网运行“双高”“双峰”特征显著，“安全、绿色、经济”不可能三角矛盾突出。
一是保障安全供应面临挑战。电源侧，煤电增长放缓，新能源随机性、间歇性、波动性大，极端天气下水电也具有脆弱性，同时一次能源、天气、来水等带来不确定因素，可靠供电能力增长总体不足。负荷侧，电能替代、高温寒潮等显著推高负荷。今年度夏，国网经营区最高负荷22天超过去年极值。当年的尖峰负荷需求，来年即成为高峰段正常水平。
二是推动低碳转型面临挑战。新能源总装机已达9.4亿千瓦，2016年以来装机占比从14%大幅提升至40%。新能源新增装机中光伏占比超六成，光伏新增装机中分布式光伏占比超五成，消纳同质化矛盾突出。系统调节能力不足，新能源“量率统筹”面临挑战。
三是合理疏导成本面临挑战。应对新能源波动性，需大力推动火电灵活性改造和抽水蓄能、新型储能等调节资源建设，加强互联电网规模，相应增加系统投资和运行成本，新能源平价上网不等于平价利用。能够充分挖掘调节能力和反映调节价值的市场、价格机制尚不完善。
针对上述挑战，需要充分发挥现货市场作用，助力“保供应、促消纳、稳价格”。中发9号文以来，“管住中间、放开两头”的体制改革实现电网公平开放，三轮输配电价改革降低市场化交易成本，燃煤电价改革、电网代理购电进一步提升发用两侧市场化交易水平，相关改革成果为推动电力现货市场建设奠定坚实基础。
2017年以来，国家加快部署推进，先后启动第一批省级试点、跨区富裕可再生能源试点、第二批省级试点、省间现货等多项重点工作，电力现货市场建设正式拉开序幕。同时国家相关主管部门又先后出台政策文件，对全国统一电力市场体系、现货市场建设基本规则、现货市场建设时间节点等提出指导意见和工作要求。
具体来看:
3家现货市场转入正式运行。历经度夏度冬、节假日、重要活动保电等多场景、长周期结算试运行的实战检验，山西、山东、甘肃电力现货市场转入正式运行，已经建立市场化的调度生产组织模式。
13家开展结算试运行。福建、四川、浙江、湖北、江苏、安徽、江西、陕西8家已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家开展模拟试运行。河南、上海、吉林、黑龙江、青海、新疆6家已开展模拟试运行，已基本具备结算试运行条件。其余单位正在抓紧开展现货市场建设研究工作。
其中，甘肃牢牢围绕新能源占比高特点推进现货市场建设，创新现货市场机制设计，新能源报量报价参与，同时依据新能源预测偏差动态分配消纳空间，最大化促进新能源消纳。
“甘肃现货市场自2018年底启动试运行以来，稳步推进，于今日转入正式运行，为新能源高占比现货市场建设贡献了精彩的甘肃方案。”国网电力调度中心相关负责人表示。
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截至目前，电力现货市场建设成效显著，有效助力了全国统一电力市场建设。
其中，省间现货市场保障国家能源战略实施，实现资源大范围余缺互济，省内现货市场优化省内资源配置，保障电力电量供需平衡和安全供电秩序。
需要着重指出的是，目前现货市场已经形成了“能涨能降”的市场化价格机制。
数据显示，省间现货今年度夏最高成交电价2.18元/千瓦时、最大成交电力1285万千瓦，对浙江、上海、安徽等16个平衡紧张地区实现了精准支援。在2024年度夏保供关键期，山西火电机组顶峰发电能力增加约210万千瓦；山东市场化容量补偿机制激励直调煤电机组非停率和受阻率降至1.4%和1.3%。
此外，电力现货市场有效促进了清洁能源消纳。
据统计，省间现货有效促进“三北”风光和西南水电在更大范围消纳，2024年1-8月在全网范围内通过省间现货交易多消纳清洁能源116亿千瓦时，同比上涨37%。甘肃度夏期间全网新能源发电量148.4亿千瓦时，较2023年同期增加27.4亿千瓦时，同比增长23%，发电量占比36%。
现货市场分时价格信号也引导用户由“按需用电”向“按价用电”转变，实现资源市场化优化配置。
其中，甘肃日负荷最高峰由晚高峰转移至午间光伏大发时段，削峰填谷负荷240万千瓦，占甘肃电网总负荷的10%；山西现货市场用户在晚高峰转移负荷约100万千瓦，显著缓解保供压力；山东现货市场电价信号引导转移晚峰负荷250万千瓦。负荷特性更加适应新能源发电特点，降低保供压力，增加新能源消纳能力。
下一步，我国将加快形成统一开放、竞争有序、安全有效、治理完善的全国统一电力市场体系。
其中，将充分发挥电力现货市场方面，在优化资源配置、提升保供能力、促进清洁消纳、发现合理价格、激发市场活力等多方面作用，有序衔接中长期交易、辅助服务等其他市场，提升统一电力市场“系统性、整体性、协同性”。统一技术标准，破除市场壁垒。加快新能源、用户侧入市等关键问题研究。
“着眼长远，现货市场全覆盖任务紧迫。”上述国网电力调度中心负责人表示，
近年来，传统受端省份供需形势发生转变，部分时段清洁能源消纳困难。鼓励各省进一步放开电源参与省间交易，实现资源更大范围优化配置。省间电力现货市场在当前覆盖国网和蒙西区域的基础上，下一步，国网将加强与南网的友好合作和积极探索，实现省间电力现货市场在更大范围的覆盖。推动省间现货转正式运行。
此外，转入正式运行的地区，继续开展现货市场平稳运行。开展试运行的地区，逐步拉长试运行周期，具备条件的开展连续结算试运行或转正式运行。尚未开展试运行的地区，加强与政府主管部门沟通汇报，积极开展现货市场建设方研究，加快现货市场建设进程，力争年内实现省级现货市场全覆盖。
