PDF《国家能源局华北监管局 公告》

将15 分钟 平均负荷率 作为获得调峰收益 的动态标尺,以统一边际价格出清.市场各时段新能源企业发 电量、 发电负荷率高于火电机组平均发电负荷率的未中标火电机 组发电量的 50%为基准计算调峰服务的分摊费用.

(三)市场运行结果 1.市场出清电量与价格. 为实现市场稳妥起步,2019 年

1、2 月份暂按出清费用 50% 结算,2019 年

3、4 月份全额结算. 省间市场方面, 华北电网 1-4 月份累计共完成全网统一边际 价格出清交易

237 笔,其中日前交易

76 笔,日内交易

118 笔, 直接调用

43 笔.交易电量 6.33 亿千瓦时,产生交易费用

9258 万元, 单位电量承担交易费用平均 0.146 元/千瓦时. 省网单次 最大调峰需求

400 万千瓦,单笔最大交易调峰电力 292.8 万千 瓦.市场运行时段,各省网所提调峰需求均是基于消纳新能源目 标,因此省间交易电量 6.33 亿千瓦时是通过省间调峰资源相互 支援, 资源富余的省网向仍有新能源消纳需求的省网提供调峰服 务,从而释放的增量新能源电量.省间市场运行结果如表 1. ―

6 ― 表12019 年1-4 月份华北省间调峰市场运行结果 月份 华北市场 交易电量(MWh) 交易费用(元) 加权平均价格 (元/MWh)

1 120662.7

23021346 190.7908

2 279432.25

38842674 139.00057

3 197964.00 26730625.00 135.0277

4 33019.25 3806352.50 115.2768 注:表中未包含春节期间为省间消纳新能源强制调用产生的调峰电量. 京津唐电网方面,1-4 月份累计形成中标电量 16.14 亿千瓦 时,总调峰费用 1.82 亿元,实际结算 1.35 亿元,平均出清价格 0.1127 元/MWh.结算费用中,火电承担 6203.97 万元,占比 48.45%;

新能源承担 6902.62 万元,占比 51.55%.京津唐调峰市 场1-4 月份出清结果见表 2. 表22019 年1-4 月份京津唐电网调峰市场运行结果 月份 京津唐电网 平均负荷 率平均值 (%) 平均出清 价格(元/MWh) 中标电量 (MWh) 总费用 (万元) 火电分摊 (万元) 占比 (%) 新能源分 摊 (万元) 占比

1 61.95 105.6323 499493.8 5276.27 1408.47 51.59 1321.72 48.41%

2 61.34 118.1016 370254.1 4372.76 1183.16 54.11 1003.23 45.89%

3 62.38 99.23894

401407 3983.52 1676.4 42.02 2312.66 57.98%

4 66.34 134.63 343115.5 4619.52 1935.94 46.08 2265.01 53.91 注:

1、2 月份火电、新能源分摊结果按总费用 50%计. 2.新能源发电情况.截至

2019 年4月底京津唐电网风电累 计发电量 110.7 亿千瓦时,累计发电利用小时数 816.2 小时;

光 伏累计发电量 27.8 亿千瓦时,累计发电利用小时数

382 小时.

2019 年以来, 新能源发电最大出力持续增加, 新能源出力大负荷 ―

7 ― 时段集中,增加了新能源消纳难度,调峰市场对提升消纳能力的 作用得以充分检验.今年 1-4 月份,风电最大出力达 843.3 万千 瓦,出现在

3 月21 日,较去年提高 12.3%;

光伏最大出力 491.0 万千瓦,出现在

3 月23 日,较去年提高 44.7%;

新能源最大出力 1098.3 万千瓦,较去年提高 5.6%,新能源发电负荷率接近 55%. 春节期间,新能源发电负荷较去年春节增长明显,且出力时 段集中.京津唐电网风电最大出力

778 万千瓦,同比(709 万千 瓦) 增长 9.7%. 京津唐电网光伏最大出力

385 万千瓦, 同比 (309 万千瓦)增长 24.6%. 3.电网负荷率情况. 从春节运行情况来看,

2019 年火电机组 平均负荷率最小达到 54.42%,较2018 年春节最小值 59.55%下降 了约 5%.据此测算,京津唐电网释放调峰潜力超过