全国首个风电火电替代交易市场在蒙东启动


 发布时间:2021-01-15 02:44:41

国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示,目前正在研究包括风电在内的新能源发展路线图,着力从规划、审批层面解决弃风限电等突出问题。同时,加快电力运行管理市场化改革,通过扩大资源配置范围、加快蓄能电站建设等手段实现电网跨区互补、多种电源互补。目前,我国风电装机规模达到世界第一,成为国内第三大主力电源,但一些风电企业仍存在弃风限电、盈利能力弱等现实困境。日前由紫光阁杂志社与国电集团主办的风电发展研讨会上,业内专家提出要采取切实措施引导风电产业健康有序发展。国电集团董事长乔保平介绍,目前,我国风电产业仍处于起步发展关键时期和“爬坡”阶段,风电仅占全社会用电量2.5%,而欧盟、西班牙、德国装机占比分别达到13%、21.8%和18.4%,电量占比分别达到8%、20.9%和10.2%。龙源电力集团股份有限公司总经理李恩仪认为,国家应进一步强化风电在完成2020年节能减排目标中的重要地位,建立能源主管部门与风电开发涉及的环保、林业、海洋等相关部门的综合协调机制。

他建议,加快推进“十三五”风电发展规划编制,保持稳定的市场总量增速,确保国家风电发展目标的实现。专家认为,健全服务体系是促进风电产业健康发展的保障。清华大学电机工程与应用电子技术系教授柴建云呼吁,应尽快健全风电运营维护产业链,成立专业风电运行保障公司,保证机组安全稳定运行,控制运营成本,提高风电企业的整体效益。(记者赵超)。

今年以来,山西能源监管办会同省政府有关部门在2013年成功启动大用户直接交易的基础上,大力推进2014年直接交易工作,先后组织三次交易,共有36家用户和28家发电企业签订154.68亿千瓦时年度直接交易合同,交易电量占全省全社会用电量近8.4%,山西省电力市场化改革迈出坚实步伐。一是强化协同推进,为经济发展注入活力 年初,省政府将直接交易工作列为转型综改试验区重大事项,李小鹏省长要求山西能源监管办、省经信委、省物价及等有关部门按照职责分工,认真总结经验,精心谋划2014年年度直接交易工作。在全面分析研判全年发用电形势的基础上,确定年度直接交易规模为150亿千瓦时及以上;严把用户市场准入关,认真落实国家化解落后产能政策,严格审查电解铝能耗指标,禁止能耗不达标的的电解铝用户与发电企业进行直接交易;多次会商研究直接交易组织工作,如期顺利启动。部门之间顺畅的分工协作机制,确保直接交易各项工作有条不紊,为促进山西经济结构调整发挥积极作用。

二是加强市场监管,首次通报违规操作案例 在推进大用户直接交易过程中,山西能源监管办注重加强市场秩序监管,确保直接交易依规运行。一是牵头组织制定市场规则。下发了交易规则和合同范本,使直接交易有规可依,规范运作;二是加强政策宣贯。注重对交易主体市场意识的培育,通过调研、召开会议等形式引导电力企业积极参与大用户直接按交易。举办电力市场专题培训班,组织电网、发电及用电企业100余名人员就直接交易相关政策进行解读培训;三是加强交易过程监管。全程参与电力用户与发电企业直接交易,对交易申报、合同签订、安全校核、计量结算以及信息披露等进行全面监管,及时纠正不规范行为。四是严肃处理违规问题。针对2户用电企业与不同发电企业重复签订申报单的违规情况,山西能源监管办会同省经信委及时约谈相关企业,在深入调查的基础上,依据规则调减其交易电量,并发文进行通报,要求其作出书面检查,有效维护了市场秩序。三是加大探索力度,大用户直接交易不断深化 今年大用户直接交易呈现以下特点:一是交易电量规模大。

2014年年度直接交易成交电量154.68亿千瓦时,约占全省工业用电量的10%;二是交易方式多样化。今年大用户直接交易以直接协商交易方式为主,成交电量147.17亿千瓦时,同时首次采用了集中撮合交易的方式,通过电子交易平台成交电量7.51亿千瓦时;三是交易主体数量多。参与交易的市场主体由去年的7家发电企业和21家用户,扩大到今年的28家发电企业和36家用户,用电企业涉及钢铁、电解铝、机械、化工、医药、高新技术等不同行业;四是提高了用户和发电企业的市场竞争能力。通过直接交易发电企业获取了基数电量外的市场电量,增加了边际利润;用户也通过直接交易达到了降本增效,进一步提高了市场竞争力。四是改革成效显现,市场配置资源发挥有效作用 大用户直接交易是发电和用户按照自愿参与、自主协商的原则进行的购售电交易,是市场形成电价机制的有益探索,有利于电力资源的优化配置,也一定程度上凸显了电力发展面临的问题。一是形成了市场化的煤电价格传导机制。

随着煤价的持续下降,发电企业煤电矛盾趋弱,经营效益得到改善。今年大用户直接交易发电企业的降价幅度为3-4.5分/千瓦时,在当前国家未启动煤电价格联动的情况下,通过市场交易方式实现了煤电价格的传导;二是山西南北电厂市场竞争能力差异较大。由于山西南北煤价的差异,南北区域电厂在同一标杆电价下对煤价的承受能力明显不同。从参与直接交易的发电企业看,北部电厂由于煤价优势,在交易价格和交易电量申报方面更具有竞争力;三是北电南送通道受阻严重。北部电厂尽管在煤价方面具有优势,但受制于北电南送通道建设滞后,因电网安全约束限制的交易电量达11.2亿千瓦时,凸显了北部窝电问题的严峻性,需加快电网通道建设。

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