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2018中国电机工程学会电力市场专业委员会学术年会暨全国电力交易机构联盟论坛于10月12日至13日在上海召开。北京电力交易中心党总支书记、副主任谢开博士题为“对我国电力市场体系发展路径的认识与思考”的主旨报告,内容包括我国电力市场发展的现状与挑战、对电力市场发展趋势的认识、全国统一电力市场建设思路三大部分。
在第三部分全国统一电力市场建设思路中提到发展路径问题:
试点阶段
到2019年,省间市场基本实现市场化运营
到2020年,“1+6″(省间市场和6家现货试点省内市场)全部实现市场化运营,可再
生能源消纳达到国家确定的目标。
推广阶段
逐步向全国范围推广,全面建成“统一市场、两级运作”的全国统一电力市场
2025年以后,逐步推进省间和省内交易融合
报道:
12.国家电网三大发展方向:推动全国统一电力市场建设 充分发挥交易平台作用
坚定不移走符合中国国情的改革发展道路是国家电网秉持的原则。国家电网有限公司总经理助理赵庆波概括了国家电网的三大发展方向:一是加快发展以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的智能电网,扩大西电东送规模,坚持大电网,构建大市场,在全国范围内优化配置能源资源;二是强化自主创新,建设广泛互联、智能互动、安全可控、开放共享的新一代电力系统,围绕电网互联、大电网安全稳定、新能源友好接入、智能配电等方面强化技术攻关;三是加快市场化改革步伐,推动全国统一电力市场建设,充分发挥交易平台作用,创新交易品种,扩大市场化交易规模,促进清洁能源消纳。
13.6省增量配网改革进展缓慢被约谈 发改委或出台相应细则!
增量配网改革进展缓慢被约谈,对这一轮电改而言还是头一回。
“国家发改委体改司会同有关单位拟于国庆节后,对试点进展缓慢地区相关责任部门和电网公司进行约谈。”国家发改委在9月29日印发的《关于对增量配电业务试点项目进展缓慢和问题突出地区进行约谈的函》中这样表述。记者了解到,国家发改委将约谈6个省份,涉及辽宁、江西、浙江、山东、四川和河南等。
而此次约谈与近日完成的一份督导调研有关。据悉,今年8月以来,国家发改委、国家能源局组成6个组分别赴江苏、贵州等14个省(市、区),开展增量配电业务改革试点督导调研,了解项目进展、配电区域划分、配电设施接入系统及配电价格制定等方面存在的问题。然而,调研结果很令人失望。结果显示,全国真正运营的增量配电业务改革试点占比不足10%,与预期相差甚远。
“在供区划分争议、电网接入障碍、增量配网价格不明、增量配网市场主体不明确、跨区电力输送如何落地等方面,需要解决的问题一直难以达成一致,影响了项目的进展。”在回应《华夏时报》记者咨询时四川一位官员如此表示。为确保中央电力体制改革,推动增量配电业务试点加快落地见效,发改委启动了约谈。
“增量配网改革进展缓慢,此次约谈的目的在于促使改革尽快落地。”国家发改委相关人士透露,下一步国家发改委还会出台相应的配套细则。
电力交易:
14.云南电力交易月报(2018年10月):47家售电公司成交电量58.46亿千瓦时
昆明电力交易中心日前发布了《云南电力交易月报(2018年10月)》,2018年10月,省内市场化交易电量76.52亿千瓦时(不含10月日交易),同比增长16.1%,年度、月度交易电量比例为49.68%、50.32%,平均成交价0.12332元/千瓦时。
2018年10月,共有54家电厂、91家用户(售电公司)通过年度双边协商方式协商电量38.01亿千瓦时。经过月度安全复核和价格调整环节后,最终成交电量38.01亿千瓦时,成交价格为.013684元/千瓦时。
2018年10月,47家售电公司代理用户参与交易,共成交电量58.46亿千瓦时,占全部交易电量的76.40%。
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