2019年南方区域跨区跨省市场交易方案：积极推进电力现货市场建设

北极星售电网获悉，广州电力交易中心日前发布了《关于印发2019年南方区域跨区跨省市场交易方案的通知》，2019年市场化改革面临的形势：2019年是南方区域电力市场建设的攻坚之年，省间市场化交易诉求日趋增多，但省间壁垒依旧严重，南方区域统一市场建设面临较大挑战。一是根据中央经济工作会议、政府工作报告以及国家部委关于电力体制改革有关要求，要进一步加快建设南方区域电力市场，大幅提高市场化交易比重。二是2019年南方区域清洁能源消纳困难依然突出，云南、广西仍然存在较大弃水压力，亟需通过跨省区市场化交易解决。三是各省发电侧、售电侧市场主体参与跨省区交易仍存在限制，电改红利难以准确落实到电力用户。四是电力现货市场建设快速推进，跨省区交易相关配套机制和系统亟需进一步完善。

重点工作中提出不断扩大跨省区市场交易规模：一是严格按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（发改运行[2018]1027号）文件要求，协调各省区政府放开更多的发电企业和售电公司、大用户进入跨省区市场， 构建多方参与、竞争充分的跨区跨省电力市场。其中，贵州应确保云贵水火置换相关电厂可以自主进行合同转让交易， 广西应确保区内相关电厂可以参加两广互济交易，广东应确保重要的售电公司及大用户可以参加年度、月度电力直接交易；推动溪洛渡右岸、龙滩等点对网送电电厂增发电量参与 市场化交易。二是进一步扩大跨省区市场化电量规模，充分利用西电东送剩余通道能力，灵活组织云南送广东、两广互济、云贵置换等各类交易。结合市场主体交易需求，进一步丰富跨省区交易品种，完善交易机制，增加交易频次。

积极推进电力现货市场建设：开展跨省区交易结算机制完善工作。研究并推广基于交易计划的结算机制，制定跨区跨省送电的偏差电量统筹处理、责任认定和电价形成机制，探索广东现货市场运作下的跨区跨省“双结算”模式；开展跨省区计量系统改造工作。按照广东现货市场运作要求，6月底前完成超高压公司相关计量系统及网公司营销系统相关计量关口的改造工作，实现每日按小时进行省间关口计量表数据记录和采集，并及时传送给营销系统和交易系统。7月底前完成广州电力交易系统的结算模块改造， 实现按日按时采集营销系统和调度系统数据的要求。

详情如下：

关于印发2019年南方区域跨区跨省市场交易方案的通知

各市场主体：

为进一步落实西电东送战略，做好2019年跨区跨省交易工作，最大限度促进西部省区富余水电消纳，保障五省区电力供应，我中心组织编制了《2019年南方区域跨区跨省市场交易方案》，现予以印发。请相关单位严格按照方案有关要求推进2019年跨区跨省交易相关重点工作，确保各项年度工作任务全面完成。

特此通知。

附件：1.2019年南方区域跨区跨省市场交易方案（另附）

广州电力交易中心有限责任公司

2018年12月26日

广州交易〔2018〕194 号

2019年南方区域跨区跨省市场交易方案

为进一步落实西电东送战略，做好 2019年跨区跨省交易工作，最大限度促进西部省区富余水电消纳，保障五省区电力供应，广州电力交易中心组织编制了《2019年南方区域跨区跨省市场交易方案》。具体如下：

一、2019年面临的形势

（一）电力供需形势

2019年，国际形势错综复杂，国内经济运行稳中有变、稳中有缓，下行压力加大，尤其是中美经贸摩擦带来外部挑战变数增多，国内经济增长面临诸多不确定性。全网电力电量总体平衡，区域性、时段性电力供需矛盾仍较为突出。电力供应偏紧时段主要集中在枯汛交替期间以及岁末年初局部时段，汛期云南、广西富余水电消纳形势仍较为严峻。预计广东整体电力供应满足需求，枯汛交替期间 5 月电力供应紧张，若出现负荷短时冲高、西部来水偏迟，可能出现较大的电力供应缺口。广西岁末年初电力供应偏紧，极寒天气下高峰时段可能存在电力供应缺口，汛期部分低谷时段仍存在调峰弃水风险。云南汛前电力电量总体平衡并有少量盈余， 汛期富余水电消纳压力仍然较大。贵州电力供应受来煤影响大，存在较大不确定性。海南用电保持平稳增长，电力供应总体平衡。

（二）市场化改革面临的形势

2019年是南方区域电力市场建设的攻坚之年，省间市场化交易诉求日趋增多，但省间壁垒依旧严重，南方区域统一市场建设面临较大挑战。一是根据中央经济工作会议、政府工作报告以及国家部委关于电力体制改革有关要求，要进一步加快建设南方区域电力市场，大幅提高市场化交易比重。二是2019年南方区域清洁能源消纳困难依然突出，云南、广西仍然存在较大弃水压力，亟需通过跨省区市场化交易解 决。三是各省发电侧、售电侧市场主体参与跨省区交易仍存在限制，电改红利难以准确落实到电力用户。四是电力现货市场建设快速推进，跨省区交易相关配套机制和系统亟需进一步完善。

二、基本原则

（一）确保电网安全。保障电网安全稳定运行是开展各 类市场化交易的前提条件，应进一步加强电网安全校核管理，确保各交易结果满足电网安全要求。

（二）保障协议落实。落实西电东送战略，坚持协议加市场模式，优先安排跨省区优先发电计划，剩余通道能力再安排各类市场化交易。

（三）清洁能源优先。完善清洁能源交易机制，重点解决汛期西部省区富余水电省间消纳问题，通过组织多频次、 多品种交易促进清洁能源消纳。

（四）坚持市场导向。协调各省增加跨省区市场主体范围，不断扩大市场交易规模，充分发挥市场在资源优化配置 中的决定性作用，丰富交易品种，完善交易方式，促进余缺调剂。

三、重点工作

（一）保障西电东送协议计划刚性执行

1、落实西电东送送电责任主体。送端省区应按照该省 政府分配要求将西电东送年度、月度协议计划分解到具体电厂，并与电厂签订购售电合同，明确相关电厂送电主体责任。

2、严格落实西电东送协议计划，规范计划调整流程。严格按照年度、月度协议计划组织落实，剩余通道按照市场 化方式组织交易。如需调整年度、月度协议计划，相关单位 应及时启动计划调整流程，经送受方协商一致后再予以调整。 西电东送协议计划采用月结月清机制（广东现货市场试运行后采用日清月结机制），调度执行偏差按偏差处理原则进行 结算，原则上不进行年度滚动。

（二）不断扩大跨省区市场交易规模

3、坚决落实国家推进市场化改革有关要求，扩大跨省区市场交易规模。一是严格按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（发改运行[2018]1027号）文件要求，协调各省区政府放开更多的发电企业和售电公司、大用户进入跨省区市场， 构建多方参与、竞争充分的跨区跨省电力市场。其中，贵州应确保云贵水火置换相关电厂可以自主进行合同转让交易， 广西应确保区内相关电厂可以参加两广互济交易，广东应确保重要的售电公司及大用户可以参加年度、月度电力直接交易；推动溪洛渡右岸、龙滩等点对网送电电厂增发电量参与 市场化交易。二是进一步扩大跨省区市场化电量规模，充分 利用西电东送剩余通道能力，灵活组织云南送广东、两广互济、云贵置换等各类交易。

4、结合市场主体交易需求，进一步丰富跨省区交易品 种，完善交易机制，增加交易频次。

（1）探索开展 2019年度云南增送广东电力直接交易。提前制定年度交易方案，做好相关用户注册管理和交易培训工作，同步完善交易平台电力直接交易功能模块，适时利用剩余通道能力组织云南电厂与广东售电公司、大用户开展点对点直接交易。

（2）优化各类月度交易和月内临时交易品种，及时根据电力供应及清洁能源消纳需要组织各类交易；缩短交易频次和交易流程，探索按旬或周组织交易，研究中长期连续交 易机制。

（3）完善云贵水火置换交易机制，深化开展云贵置换交易。积极协调云南、贵州省政府主管部门进一步放开相关发电企业，经两省政府协商一致后，制定云贵水火置换交易方案，汛期以 “点对点”等模式开展置换交易，促使双方发电企业通过自主交易实现省间水火互济、余缺调剂。

（4）支持革命老区建设，组织汛期云电入黔交易工作。进一步完善贵州购入云南汛期富余水电交易方案，采用“网对网”或“点对点”等模式开展交易，组织相关交易主体签署购售电协议或电子合同，建立可持续开展的长效交易机制。

（5）规范两广互济交易方式，灵活组织两广互济交易。协调并明确广西发电企业参与跨省区交易名单，完善广西送广东交易机制，及时根据两广供需形势组织临时电力交易。

（6）研究制定海南购西电及海南、广东互济交易机制，明确交易开展的模式、边界条件，并适时组织开展交易。

（三）积极推进电力现货市场建设

5、开展西电东送交易计划曲线分解工作。研究制定交 易计划曲线分解机制，确定日典型送电曲线并作为西电东送年度合同约定条款。开展西电东送年度、月度协议计划向周、 日计划分解工作，制定周分日、日分时的分解曲线，在此基础上，开展带有电力曲线的中长期交易，协调调度机构按照相应曲线执行计划，调度执行偏差电量按照偏差处理原则进行结算。

6、开展跨省区交易结算机制完善工作。研究并推广基于交易计划的结算机制，制定跨区跨省送电的偏差电量统筹处理、责任认定和电价形成机制，探索广东现货市场运作下 的跨区跨省“双结算”模式。

7、开展广州电力交易平台改造工作。针对南方（以广东起步）现货市场建设进展以及 2019年新增交易品种和交易需求，细化交易平台功能改造需求，进一步做好与调度系 统、营销系统对接工作，完善各类市场主体注册、交易申报、 信息发布、结算等相关界面，保障交易工作顺利开展。

8、开展跨省区计量系统改造工作。按照广东现货市场运作要求，6月底前完成超高压公司相关计量系统及网公司营销系统相关计量关口的改造工作，实现每日按小时进行省间关口计量表数据记录和采集，并及时传送给营销系统和交易系统。7月底前完成广州电力交易系统的结算模块改造， 实现按日按时采集营销系统和调度系统数据的要求。

（四）加强市场机制前瞻性研究。

9、开展面向全交易品种中长期市场支撑技术研究。根 据南方区域统一市场建设需要，研究未来区域电力市场环境下，现有网省两级中长期市场的发展方向和关键技术，以及 适应区域统一现货市场的全交易品种设计和相关技术。

10、开展多省区同台竞价交易机制研究。目前，南方区域主要开展云南增送广东电力市场化交易，供给侧和需求侧主体比较单一，应深入研究多主体参与的多省区发电企业同台竞价的交易机制，鼓励各方通过充分竞争获得交易计划， 发挥市场在资源配置中的决定性作用。

11、开展跨国跨境交易机制研究。南方电网与香港、澳门及中南半岛五国（越南、老挝。缅甸、泰国、柬埔寨）跨 国跨境电力合作不断深入，中国在越南、老挝、缅甸建设的 电源项目陆续投产，相关国家和地区存在与南网开展跨国跨境电力交易的合作前景。应进一步研究以广州电力交易中心为区域交易平台开展跨国跨境电力交易的机制，为后期开展跨国跨境交易做好准备。

12、开展满足可再生能源配额要求的跨省区交易机制研究。国家发改委、能源局今年重点推出可再生能源电力配额制，并要求相关电网公司、电力企业严格落实。应深入研究可再生能源配额制与现有交易品种之间的影响，完善清洁能源交易机制，确保落实配额有关要求。

四、保障措施

（一）加强协调沟通，保障交易顺利开展。各省电网公司应继续加强与云南、贵州、广东、广西政府相关部门的沟通和协调，促请各省政府推动相关市场主体进入省间市场， 减少对相关省间交易的行政干预，为交易的顺利开展奠定基础。

（二）加强交易机制研究，科学、有序组织各类交易。 加强对现有交易品种的分析研究，及时总结经验教训，尽快完善交易机制，确保各项交易能够达到预期目标。对于今年新开展的交易，加强交易前的组织和协调，及时对各市场主 体做好培训、沟通工作，合理安排交易顺序，保障交易顺序完成。

（三）完善技术支持系统功能，保障交易顺利开展。根据中长期交易规则及有关方案，加快交易技术支持系统的开发和改造工作，确保各项交易开展前相关功能模块正式上线使用。

（四）跟进交易执行情况，做好交易分析总结。密切关注各次交易成交和执行情况，及时开展交易总结，提出改进 措施，必要时组织修编完善交易规则和交易方案。