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3.电改举措
近年来,山西省在电改道路一直在探索,出台了不少具有先行先试意义的政策文件,取得了一定的效果。比如2017年印发的《山西电力调频辅助服务市场运营细则》,首次将储能作为调频资源的提供方,对储能商业模式创新、盈利机制探索起到了积极的引导作用。山西也是八个现货试点之一,提出建设以”全电力优化、新能源优化“为核心思想,建设发电侧竞争、用户侧参与的统一平衡现货市场。
下图为山西现货市场建设历程[3]:
上月底,山西省电力市场规则体系V7.0发布。
同时,山西在负荷侧也一直在探索优化资源配置、提高系统运行效率、降低用户用电成本的办法,下面介绍两个下半年发布的政策文件。
(1).独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场2020年8月12日,山西省能监办发布《关于征求<山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实时细则(试行)>意见的函》。该细则暂定为通过独立储能分时段充放电和引导用户可控负荷调整用能习惯为电网提供深度调峰服务,以促进新能源消纳的市场化交易,优先于省内火电机组深调辅助服务交易开展。
该细则的创新点在于费用分摊机制,第六十七条提出:
独立储能和永固可控负荷参与电力调峰交易月度总费用在发电侧和用户侧按比例进行分摊。由新能源企业按上网电量比例承担发电侧分摊责任;由批发侧市场主体(含售电公司和批发大用户)按用电量比例承担用户侧市场化电量分摊责任,由火电企业、新能源企业按技术电量比例承担用户侧非市场化电量分摊责任。
用户侧分摊比例为:
当山西省非水可再生能源消纳指标没有完成时,用户承担所有的费用。如果完成,完成的越多,承担的费用越少。发电侧承担的费用落在新能源企业头上。
新能源企业除了需要承担发电侧费用之外,还需要按照基数电量承担非市场化用户的费用:
火电企业只需要按照基数电量承担非市场化用户的费用:
批发侧市场主体(含售电公司和批发大用户)按用电量比例承担用户侧市场化用户的费用:
(2).“新能源+电动汽车”协同互动智慧能源试点2020年9月16日,山西省能源局印发《“新能源+电动汽车”协同互动智慧能源试点建设方案》。该方案坚持市场引导。依托山西电力市场相关市场机制,挖掘电动汽车等用户侧负荷需求响应能力,新能源企业和用户侧负荷聚合商双方挂摘牌完成绿电交易,真正实现“绿色用电”。该方案坚持协同运作。发挥政府在电力需求侧(储能)响应的管理和监管作用,促进调度机构、交易机构、发电企业、负荷聚合商、运营商、用户等主体协调互动,提升全省新能源消纳能力。基本交易方式:按照“月度挂牌预出清价格、日前确定弃限电需求与响应、日内计量需求侧响应效果”的方式,开展需求侧响应交易。交易组织和执行:聚合用户侧负荷资源、月度挂牌预出清价格、日前确定弃限电需求、负荷侧反馈可响应能力、需求侧响应执行交易机构在交易平台按月组织购售双方挂牌交易,购方为可控负荷聚合商,售方为新能源发电企业。通过月度挂牌交易,确定次月弃限电时段调用负荷侧资源参与需求响应的价格,并将价格排序推送至调度机构,为调度机构在弃限电时段调用新能源发电企业提供依据。
[1].山西电力市场建设过程中的问题与思考[2].张超,各地目录电价大盘点
[3].国际能源网,王山,一文看懂国家电力基地规划
[4].网上资料,山西电网综合介绍
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2025年国家电网有限公司新年贺词
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政策解读|内蒙古电力多边交易市场规则体系
电力市场中,售电公司需高度重视运营管理和退出策略,运营上的重大失误或问题,都可能导致公司面临市场退出的风险。因此,本部分将深入探讨在售电公司的运营过程中,有哪些关键的红线是绝对需要避免的。(来源:微信公众号“电之视角”)图一、第五章运营管理(续图二)根据第二十四条的规定,售电公司
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