陜西電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案

.陜西電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案（征求意見稿）2020年12月

目錄一、基本情況 28陜西電力現(xiàn)貨市場建設(shè)方案一、基本情況1.陜西電力系統(tǒng)概況陜西電網(wǎng)處于西北電網(wǎng)的最東部，以750千伏為骨干網(wǎng)架，各級電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展，整體呈現(xiàn)“北電南供、西電東送、關(guān)中強網(wǎng)、陜南強聯(lián)”的格局。省內(nèi)電源以火電為主（占比約70%），主要集中在關(guān)中地區(qū)；新能源主要集中在陜北地區(qū)，隨著近年的快速發(fā)展，占比已超過20%；水電主要集中在陜南地區(qū)。陜西電網(wǎng)通過±500kV德寶直流與四川電網(wǎng)相連，通過靈寶背靠背直流與華中電網(wǎng)相連，跨區(qū)外送能力411萬千瓦；通過4回750kV線路與西北主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行，發(fā)揮著水火互濟、各省（區(qū)）互補的作用。截至2020年11月，全省發(fā)電總裝機容量4870萬千瓦，其中火電3376萬千瓦，水電332萬千瓦，風(fēng)電441萬千瓦，光伏721萬千瓦，新能源裝機占比23.9%。近年來隨著陜西電網(wǎng)新能源規(guī)模持續(xù)快速發(fā)展，全省裝機穩(wěn)步增長，新能源裝機容量快速提高。全省總裝機從2011年的2142萬千瓦增長到2020年的4870萬千瓦，年均增長率9.6%，其中新能源裝機從11.7萬千瓦增長到1162萬千瓦，年均增長率高達(dá)66.6%。因新能源迅猛發(fā)展且本地負(fù)荷增長有限，陜北地區(qū)新能源發(fā)電自2016年3月起出現(xiàn)棄風(fēng)棄光。2019年陜西新能源發(fā)電量143.54億千瓦時，同比增長24.2%，棄電量4.19億千瓦時，棄電率2.83%，均為通道受阻導(dǎo)致，主要因素為陜北至關(guān)中輸電通道受限。而隨著陜北至關(guān)中750kV第二通道建成投運，陜北新能源發(fā)電能力大規(guī)模釋放，新能源受限原因逐漸向電網(wǎng)調(diào)峰和局部通道受阻共存轉(zhuǎn)變，截至2020年11月，陜西新能源2020年發(fā)電量162.2億千瓦時，同比增長24.6%，棄電量4.34億千瓦時，棄電率2.61%，其中調(diào)峰受阻棄電1.10億千瓦時，占比25.3%。2.陜西電力市場建設(shè)情況自《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）文件印發(fā)以來，陜西省結(jié)合自身實際和發(fā)展需要，積極貫徹落實國家電力體制改革相關(guān)文件精神和要求，有序推進輸配電價改革、電力交易機構(gòu)組建、電力市場建設(shè)、發(fā)用電計劃放開、售電側(cè)改革、新能源消納等各項電力體制改革工作。中長期交易方面，省內(nèi)直接交易規(guī)模不斷擴大。陜西省內(nèi)電力直接交易始于2014年，當(dāng)年交易規(guī)模僅為3.71億千瓦時，2019年達(dá)到513億千瓦時，占全社會用電量比例達(dá)34.92%，預(yù)計2020年全年將完成交易組織電量627億千瓦時。交易品種不斷完善。目前已有雙邊交易、集中競價交易、掛牌交易、合同轉(zhuǎn)讓交易、發(fā)電權(quán)交易、電能替代交易等多個品種。交易靈活性不斷提升。目前已建立年度、月度、周交易機制，進一步活躍市場，增加交易頻次，滿足市場主體的交易需求。市場主體不斷增加。截至11月底，在陜西電力交易中心注冊市場主體共5945家，其中發(fā)電企業(yè)37家，電力用戶5840家，售電公司68家?，F(xiàn)貨交易方面，首批參與全國富余可再生能源跨區(qū)現(xiàn)貨交易，2017-2020年作為德寶直流受端通過跨區(qū)現(xiàn)貨消納四川水電0.69億千瓦時。積極開展西北區(qū)域省間短期交易，2016-2020年累計通過短期交易送出電量40.8億千瓦時。推動電力輔助服務(wù)市場化運行。2018年11月開始參與西北區(qū)域跨省調(diào)峰輔助服務(wù)市場，2019年12月20日陜西電力輔助服務(wù)市場建成投運，2020年不斷引入自備電廠、大工業(yè)用戶等新型市場主體，有效調(diào)動各方參與調(diào)峰的積極性和主動性。截至2020年11月，陜西輔助服務(wù)市場累計調(diào)峰電量5.84億千瓦時，為提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進陜西新能源發(fā)展起到重要作用。3.現(xiàn)貨市場建設(shè)的必要性3.1推進現(xiàn)貨市場建設(shè)是落實國家能源戰(zhàn)略決策部署的需要深化電力體制改革使黨中央國務(wù)院的重大決策，加快構(gòu)建有效競爭的市場體系是中發(fā)9號文的明確要求，電力現(xiàn)貨市場是電力市場體系建設(shè)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，加快推進陜西電力現(xiàn)貨市場建設(shè)有利于構(gòu)建完備的電力市場體系，進一步發(fā)揮市場配置資源的決定性作用。3.2推進現(xiàn)貨市場建設(shè)是完善電力市場交易體系的需要電力現(xiàn)貨市場是現(xiàn)代電力市場進程是否成熟的重要標(biāo)志。近年來我省電力中長期交易機制不斷發(fā)展成熟，但缺乏與中長期交易銜接的短期交易環(huán)節(jié)，亟需開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，為市場成員提供更加靈活、更加精細(xì)的市場化偏差調(diào)整手段，發(fā)揮現(xiàn)貨市場機制在短期時間尺度上配置資源的作用，形成周期完整、協(xié)調(diào)運作的市場交易體系。3.3推進現(xiàn)貨市場建設(shè)是優(yōu)化系統(tǒng)資源配置靈活性的需要當(dāng)前市場模式下，用戶側(cè)通過市場獲得低電價的愿望強烈；火電企業(yè)發(fā)電小時數(shù)逐年下降，普遍經(jīng)營困難；新能源企業(yè)期望通過市場獲得盡可能多的發(fā)電機會?，F(xiàn)有中長期為主的交易模式，火電企業(yè)通過追求發(fā)電利用小時數(shù)增長獲取收益的訴求和新能源規(guī)模不斷增長造成火電發(fā)電空間縮小的電網(wǎng)運行實際不統(tǒng)一，需要通過現(xiàn)貨市場價格信號調(diào)節(jié)火電企業(yè)的發(fā)電意愿，有利于火電企更靈活的參與市場化交易，主動提升火電資源配置水平。有利于引導(dǎo)用戶調(diào)節(jié)用能習(xí)慣，提升電力系統(tǒng)整體運行效率。3.4推進現(xiàn)貨市場建設(shè)是化解棄風(fēng)棄光矛盾的需要十三五期間，陜西新能源快速發(fā)展，2020年底陜西電網(wǎng)新能源裝機將達(dá)到1676萬千瓦，占全省總裝機的32%。隨著陜北新能源發(fā)電能力釋放，因調(diào)峰受阻導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光明顯增加。迫切需要通過現(xiàn)貨市場建立市場化的補償機制，實現(xiàn)新能源和火電發(fā)電權(quán)的靈活轉(zhuǎn)移，促進新能源的健康平穩(wěn)發(fā)展。在中午發(fā)電高峰時段，通過低電價引導(dǎo)用戶優(yōu)化調(diào)整用能習(xí)慣，提升新能源消納能力。二、現(xiàn)貨市場建設(shè)總體思路與原則1.指導(dǎo)思想以習(xí)近平新時代中國特色社會主義思想為指導(dǎo)，按照中央深化落實電力體制改革的總體要求，遵循社會主義市場經(jīng)濟規(guī)律和電力系統(tǒng)運行客觀規(guī)律，堅持創(chuàng)新、協(xié)調(diào)、綠色、開放、共享的發(fā)展理念，借鑒國內(nèi)外電力市場建設(shè)的先進經(jīng)驗，結(jié)合陜西電網(wǎng)實際，在完善現(xiàn)有中長期電力市場基礎(chǔ)上，進一步建立公平、規(guī)范、高效的電力現(xiàn)貨市場，并逐步建立以中長期交易規(guī)避風(fēng)險、現(xiàn)貨交易發(fā)現(xiàn)電能分時、分區(qū)價格，主輔協(xié)調(diào)的完備市場體系，保障陜西電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，促進清潔能源消納，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，提高電力資源配置和系統(tǒng)運行效率。積極融入全國統(tǒng)一電力市場，促進陜西電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置。2.基本原則2.1堅持安全有序電力現(xiàn)貨市場建設(shè)必須以確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行為前提。市場設(shè)計需統(tǒng)籌做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)與電網(wǎng)實際運行的有效銜接，為調(diào)度機構(gòu)保障電網(wǎng)安全和電力平衡提供市場化手段，實現(xiàn)電網(wǎng)安全運行和市場有序競爭的協(xié)調(diào)統(tǒng)一。2.2堅持開放共贏著力構(gòu)建主體多元、開放共享、競爭有序、公平公正、各方共贏的電力市場體系，廣泛聽取相關(guān)方意見，統(tǒng)籌兼顧各方“訴求”，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用?？茖W(xué)設(shè)計市場機制，不斷提升電力系統(tǒng)整體運行效率、新能源消納能力和需求側(cè)響應(yīng)能力，實現(xiàn)市場改革紅利共享，多方共贏。2.3堅持綠色發(fā)展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)必須有利于促進清潔能源消納。市場設(shè)計既要發(fā)揮新能源發(fā)電運行成本低的優(yōu)勢，也要引導(dǎo)新能源企業(yè)提高市場意識，有效調(diào)動各類市場主體的運行調(diào)節(jié)能力，保障清潔能源優(yōu)先發(fā)電。通過融入全國統(tǒng)一電力市場，擴大清潔能源消納范圍。2.4堅持務(wù)實高效電力現(xiàn)貨市場建設(shè)必須堅持問題導(dǎo)向，市場設(shè)計要遵循電力系統(tǒng)運行客觀規(guī)律和經(jīng)濟學(xué)基本原理，以解決陜西電力市場實際問題為切入點，著力構(gòu)建適應(yīng)陜西特點、主體多元、競爭有序的電力市場體系。2.5堅持循序漸進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)應(yīng)與現(xiàn)有運行機制實現(xiàn)有序過渡。初期市場從基本規(guī)則體系與基礎(chǔ)交易品種起步，有利于培育市場主體，降低市場風(fēng)險。隨著市場主體逐漸成熟，市場規(guī)則逐步完善，可進一步豐富交易品種，擴大市場規(guī)模，形成有效競爭的市場體系。3.總體目標(biāo)堅持“安全，經(jīng)濟，綠色”的原則，按照國家“統(tǒng)一市場、兩級運作”的整體框架，積極穩(wěn)妥、分階段建立電力現(xiàn)貨市場與中長期市場相輔相成的省級電力市場體系。3.1第一階段：現(xiàn)貨市場建設(shè)期（2020年1月~2021年6月）研究現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)問題，編制完成陜西電力現(xiàn)貨市場方案與交易規(guī)則，建設(shè)完成現(xiàn)貨市場技術(shù)支持系統(tǒng)，2021年6月底前省內(nèi)現(xiàn)貨市場具備模擬運行條件。配合國調(diào)中心開展省間現(xiàn)貨市場體系建設(shè)，建成省間現(xiàn)貨市場技術(shù)支持系統(tǒng)，統(tǒng)籌做好省間與省內(nèi)交易的銜接。初步建成省間、省內(nèi)交易有效協(xié)調(diào)以及中長期、現(xiàn)貨交易有序銜接的電力市場體系。建立多品種、多周期、帶曲線的中長期電能量市場，實現(xiàn)與現(xiàn)貨市場的有效銜接。建立全電量競價的日前、實時現(xiàn)貨交易機制，發(fā)電側(cè)以“報量報價”的方式參與市場，具備條件的用戶以“報量不報價”的方式參與市場。發(fā)電側(cè)采用分區(qū)邊際電價，有效反映電力商品時間、空間價值。用戶側(cè)采用全網(wǎng)統(tǒng)一加權(quán)平均價。完善輔助服務(wù)市場機制，初期調(diào)峰輔助服務(wù)和現(xiàn)貨電能量市場融合運行，調(diào)頻輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場同步建設(shè)。3.2第二階段：現(xiàn)貨市場運行初期（2021年6月~2022年底）2021年6月~12月，開展陜西電力現(xiàn)貨市場模擬運行，適時開展調(diào)電試運行，依據(jù)市場出清結(jié)果進行生產(chǎn)調(diào)度，不進行電費結(jié)算。通過調(diào)電試運行分析現(xiàn)貨市場價格、市場銜接、調(diào)度控制、清潔能源消納、電量計量、電費結(jié)算等方面的問題，充分驗證規(guī)則和技術(shù)支持系統(tǒng)的合理性和可行性，并根據(jù)運行中出現(xiàn)的問題不斷對規(guī)則和系統(tǒng)進行完善，做好結(jié)算試運行的準(zhǔn)備。2022年，開展陜西電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行，期間按照現(xiàn)貨市場相關(guān)規(guī)則進行電費結(jié)算。完善輔助服務(wù)機制，綜合考慮電源靈活性改造情況、電網(wǎng)調(diào)峰能力等因素及確保不降低可再生能源消納水平的基礎(chǔ)上，逐步推動現(xiàn)貨市場替代調(diào)峰市場。加快建立備用輔助服務(wù)市場及補償機制，推動調(diào)頻、備用輔助服務(wù)與現(xiàn)貨電能量市場的聯(lián)合優(yōu)化和出清，提升市場運行效率。建立完善容量成本回收機制，結(jié)合陜西實際情況，適時建立市場化的容量成本回收機制，做好與電能量現(xiàn)貨市場的有序銜接，確保電價機制平穩(wěn)過渡。3.3第三階段：現(xiàn)貨市場成熟期（2023年~）結(jié)合現(xiàn)貨市場發(fā)展情況，進一步擴大交易范圍、完善現(xiàn)貨市場體系，豐富現(xiàn)貨市場交易品種，推動用戶側(cè)報量報價參與市場，探索開展容量市場、金融輸電權(quán)、電力期貨和衍生品等交易；完善價格機制，由分區(qū)邊際電價過渡至節(jié)點電價，反映電力商品的時空價值。推動新興市場主體參與輔助服務(wù)市場，鼓勵抽水蓄能、儲能、需求側(cè)響應(yīng)等市場主體參與現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場，增加系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，獲得電能量和輔助服務(wù)收益，促進可持續(xù)發(fā)展。推動輔助服務(wù)費用由用戶側(cè)與部分發(fā)電側(cè)市場主體共同承擔(dān)的機制，促進市場主體公平競爭。三、初期陜西電力現(xiàn)貨市場體系1.市場成員市場成員包括市場主體、電網(wǎng)企業(yè)及市場運營機構(gòu)。其中，市場主體包括發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等，電網(wǎng)企業(yè)包括國網(wǎng)陜西省電力公司、陜西省地方電力（集團）有限公司，市場運營機構(gòu)包括陜西電力調(diào)度控制中心（以下簡稱“調(diào)度機構(gòu)”）、陜西電力交易中心有限公司（以下簡稱“交易機構(gòu)”）。市場主體應(yīng)符合國家和陜西省有關(guān)準(zhǔn)入條件，滿足參與電力現(xiàn)貨市場交易的計量、通信等技術(shù)條件，符合信用管理要求，在陜西電力交易中心有限公司注冊，通過陜西電力現(xiàn)貨交易平臺參與交易，接受政府主管部門、監(jiān)管機構(gòu)的監(jiān)督，服從市場管理，接受電力調(diào)度機構(gòu)的統(tǒng)一調(diào)度，履行法律法規(guī)規(guī)定的權(quán)利和義務(wù)。調(diào)度機構(gòu)與交易機構(gòu)作為市場運營機構(gòu)，共同負(fù)責(zé)電力市場的組織運行。調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)現(xiàn)貨及輔助服務(wù)交易組織、市場出清、安全校核、阻塞管理、交易執(zhí)行等。交易機構(gòu)負(fù)責(zé)市場注冊、市場申報、中長期交易組織、出具市場結(jié)算憑證、合同管理、市場信息發(fā)布等。電網(wǎng)運營企業(yè)負(fù)責(zé)市場的統(tǒng)一結(jié)算付費。交易機構(gòu)負(fù)責(zé)出具電量結(jié)算憑證，電網(wǎng)運營企業(yè)據(jù)此進行電費結(jié)算并通過交易平臺向市場主體公布，市場主體根據(jù)現(xiàn)行規(guī)定進行資金結(jié)算。各市場主體保持與電網(wǎng)運營企業(yè)的電費結(jié)算支付方式不變。2.市場結(jié)構(gòu)陜西電力市場包括省間市場和省內(nèi)市場。省間市場包括省間中長期市場和省間現(xiàn)貨市場。省間中長期市場由北京電力交易中心各級交易機構(gòu)負(fù)責(zé)組織開展；省間現(xiàn)貨市場由國調(diào)中心負(fù)責(zé)組織開展。省內(nèi)市場包括省內(nèi)中長期市場、省內(nèi)現(xiàn)貨市場和省內(nèi)輔助服務(wù)市場。省內(nèi)中長期市場由交易機構(gòu)負(fù)責(zé)組織開展，主要包括優(yōu)先發(fā)電計劃、直接交易、合同轉(zhuǎn)讓交易等；省內(nèi)現(xiàn)貨市場包括日前現(xiàn)貨市場和實時現(xiàn)貨市場，由調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)組織開展。省內(nèi)輔助服務(wù)市場目前只開展了調(diào)峰輔助服務(wù)，由調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)組織開展?，F(xiàn)貨市場初期考慮調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場融合運行，逐步推動現(xiàn)貨市場替代調(diào)峰市場；逐步建立調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)市場，實現(xiàn)調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)與電能量現(xiàn)貨市場的聯(lián)合出清探索調(diào)頻、備用輔助服務(wù)與現(xiàn)貨電能量市場聯(lián)合優(yōu)化出清機制。3.市場模式根據(jù)《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）配套文件《關(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》（發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號）中提出的市場模式，陜西電力現(xiàn)貨市場以“集中式市場”為基本框架。省間交易與省內(nèi)交易。省間交易定位于落實國家能源戰(zhàn)略，促進新能源消納和能源資源大范圍優(yōu)化配置，建立資源配置型市場。省內(nèi)交易定位于優(yōu)化省內(nèi)資源配置，提高電網(wǎng)運行方式安排的靈活性，確保電力供需平衡和電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，建立電力平衡型市場。堅持省間市場交易結(jié)果作為省內(nèi)市場邊界條件的原則，中長期交易中省間交易先于省內(nèi)交易出清，省間交易形成的交易結(jié)果作為省內(nèi)交易的邊界?，F(xiàn)貨交易中，省內(nèi)市場首先預(yù)安排，確定省內(nèi)機組開機方式和發(fā)電預(yù)計劃。在此基礎(chǔ)上，組織省間現(xiàn)貨交易，并將省間現(xiàn)貨的出清結(jié)果作為省內(nèi)現(xiàn)貨市場邊界條件，實現(xiàn)省間與省內(nèi)市場的協(xié)調(diào)運作。中長期交易與現(xiàn)貨交易。在交易規(guī)模方面，省間、省內(nèi)交易均以中長期交易為主，現(xiàn)貨交易為補充。在功能定位方面，省間中長期交易相對固化外送電量，落實國家能源戰(zhàn)略，促進可再生能源消納和能源資源大范圍優(yōu)化配置；省間現(xiàn)貨交易以增量交易的方式進一步挖掘省間通道輸電潛力，促進可再生能源消納。省內(nèi)交易以中長期交易規(guī)避風(fēng)險、鎖定收益，以現(xiàn)貨交易發(fā)現(xiàn)價格、調(diào)節(jié)供給。在市場協(xié)調(diào)方面，省間交易月內(nèi)可根據(jù)可再生能源消納、電網(wǎng)運行等情況進行調(diào)整，并優(yōu)先保障完成。省內(nèi)交易采取“中長期合約僅作為結(jié)算依據(jù)管理市場風(fēng)險、現(xiàn)貨交易采用全電量集中競價”的電力市場模式，中長期交易不作為物理執(zhí)行依據(jù)，充分釋放現(xiàn)貨市場優(yōu)化配置電力資源的空間和能力，提高電網(wǎng)安全運行和新能源消納的保障能力。市場交易與電網(wǎng)運營。電力調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)現(xiàn)貨交易與電網(wǎng)運行密切相關(guān)的環(huán)節(jié)，負(fù)責(zé)安全校核、現(xiàn)貨交易組織、輔助服務(wù)交易組織等工作；電力交易中心負(fù)責(zé)與市場交易密切相關(guān)的環(huán)節(jié)，交易平臺作為公司對市場主體服務(wù)的窗口，在市場注冊、交易申報、交易結(jié)算、信息發(fā)布等環(huán)節(jié)為市場主體提供相關(guān)服務(wù)；電網(wǎng)企業(yè)負(fù)責(zé)與發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)電費結(jié)算、輸電價格執(zhí)行、計量數(shù)據(jù)采集傳輸?shù)拳h(huán)節(jié)。4.市場交易品種及組織方式4.1中長期交易4.1.1省間中長期交易省間交易包括國家指令性計劃、政府間協(xié)議和市場化省間交易。其中，國家指令性計劃與政府間協(xié)議按相關(guān)要求進行分配；市場化省間交易包括年度、月度和月內(nèi)短期交易，形成省間聯(lián)絡(luò)線交易曲線。省內(nèi)發(fā)電企業(yè)的外送計劃電量作為結(jié)算依據(jù)，不作為電廠物理執(zhí)行依據(jù)。4.1.2省內(nèi)中長期交易省內(nèi)中長期交易按照電力中長期相關(guān)交易規(guī)則開展。中長期交易覆蓋年度、月度、月內(nèi)等不同的時間跨度，包括電力直接交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易等品種，組織方式包括雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌交易等。中長期交易需對各種市場交易成分進行電力曲線分解，形成全電量的發(fā)電企業(yè)中長期日電力曲線，作為發(fā)電企業(yè)的結(jié)算依據(jù)。逐步推動帶電力曲線的中長期合同簽訂工作，結(jié)合陜西用電負(fù)荷特性合理劃分時段。4.1.3中長期交易結(jié)算曲線確定發(fā)電企業(yè)的中長期月度交易電量包括省間、省內(nèi)年度交易的分月計劃，年度優(yōu)先發(fā)電計劃的分月計劃，以及省間、省內(nèi)月度、月內(nèi)交易電量。市場初期，未約定日結(jié)算曲線的中長期合同由發(fā)電企業(yè)和電力用戶協(xié)商后一致后自主申報中長期合同的日分解曲線，作為中長期合同的日結(jié)算曲線；中長期合同約定結(jié)算曲線后，按照約定結(jié)算曲線結(jié)算?？紤]新能源發(fā)電波動性、間歇性特點，中長期難以準(zhǔn)確預(yù)測發(fā)電曲線，省內(nèi)新能源中長期交易結(jié)算曲線依據(jù)新能源短期功率預(yù)測在日前確定。其它未申報日分解曲線或發(fā)用電分解主體不明確的中長期交易合同由交易機構(gòu)按照規(guī)則代理分解，作為中長期合同的日結(jié)算曲線。4.1.34安全校核及預(yù)警調(diào)度機構(gòu)按年度、月度、年度向交易機構(gòu)和各市場主體發(fā)布交易周期內(nèi)全省供需形勢、發(fā)輸變電設(shè)備停電（檢修）計劃、電網(wǎng)約束斷面、主要通道可用容量等邊界條件，交易機構(gòu)和各市場主體在可用容量內(nèi)組織交易。對于省間中長期交易等要求物理執(zhí)行的中長期合約，必須經(jīng)過調(diào)度機構(gòu)的安全校核方可執(zhí)行。對于作為結(jié)算依據(jù)的省內(nèi)中長期交易合約，建立預(yù)警機制，由調(diào)度機構(gòu)通過安全校核向市場主體發(fā)布預(yù)警信息，引導(dǎo)市場主體理性參與市場，控制交易風(fēng)險及過度投機。4.1.45必開、必?；痣姍C組開機方式確定對保電網(wǎng)安全、保民生供熱和保清潔能源消納等必開、必停的火電機組，由調(diào)度機構(gòu)根據(jù)中長期負(fù)荷預(yù)測、發(fā)輸變電設(shè)備停電（檢修）計劃、電網(wǎng)約束斷面重載情況、跨省區(qū)省間交易計劃、以及西北能源監(jiān)管局核定的熱電聯(lián)產(chǎn)機組最小開機方式等信息，定期測算陜西電網(wǎng)必開、必?；痣姍C組，在市場平臺公示后，報政府電力運行主管部門和監(jiān)管機構(gòu)備案，向交易機構(gòu)和各市場主體發(fā)布，作為現(xiàn)貨市場開展的邊界條件之一。4.1.5中長期交易結(jié)算曲線確定發(fā)電企業(yè)的中長期月度交易電量包括跨省區(qū)、省內(nèi)年度交易的分月計劃，年度優(yōu)先發(fā)電計劃的分月計劃，以及跨省區(qū)、省內(nèi)月度、月內(nèi)交易電量。市場初期，火電企業(yè)自主申報中長期合約的日分解曲線，通過調(diào)度機構(gòu)的合理化校驗，作為中長期合同的日結(jié)算曲線。新能源發(fā)電隨機性、波動性特點，中長期難以預(yù)測發(fā)電曲線，省內(nèi)中長期交易結(jié)算曲線依據(jù)新能源短期功率預(yù)測在日前確定。用戶側(cè)中長期交易結(jié)算曲線在市場初期由交易機構(gòu)按照規(guī)則代理分解，中長期合同約定結(jié)算曲線后，按照約定結(jié)算曲線結(jié)算。4.2省間現(xiàn)貨市場4.2.1省間現(xiàn)貨交易省間和省內(nèi)現(xiàn)貨市場采取“分別報價、分別出清兩級申報、兩級出清”的組織方式，在日前省內(nèi)現(xiàn)貨市場預(yù)出清結(jié)束后，確定省內(nèi)機組開機方式和發(fā)電預(yù)計劃，以平衡后的富余發(fā)電能力為交易空間，參與日前省間現(xiàn)貨交易。各機組的日前發(fā)電計劃曲線與省間現(xiàn)貨交易增量曲線疊加后，形成各機組的次日發(fā)電計劃曲線。省間現(xiàn)貨市場的交易組織與實施按照國調(diào)中心國家能源局相關(guān)要求執(zhí)行。4.2.2西北跨省調(diào)峰交易按照《西北跨省調(diào)峰輔助服務(wù)市場運營規(guī)則》規(guī)定，當(dāng)預(yù)計次日陜西電網(wǎng)調(diào)峰能力不足，新能源存在棄風(fēng)棄光電力時，參與西北跨省調(diào)峰輔助服務(wù)市場。依據(jù)跨省調(diào)峰交易成交結(jié)果，按時段調(diào)增陜西外送西北相應(yīng)省份聯(lián)絡(luò)線曲線，將新增消納空間按實時電力比例分配至省內(nèi)新能源發(fā)電企業(yè)，并更新省內(nèi)新能源發(fā)電終計劃曲線。當(dāng)預(yù)計次日陜西電網(wǎng)調(diào)峰能力可滿足新能源消納需求時，省內(nèi)火電企業(yè)可自主選擇參與西北跨省調(diào)峰市場，按規(guī)則申報向下調(diào)峰的分檔報價信息，為西北其他省份提供向下調(diào)節(jié)服務(wù)，并獲得相應(yīng)補償。依據(jù)跨省調(diào)峰交易的中標(biāo)結(jié)果，更新省內(nèi)火電企業(yè)的發(fā)電終計劃曲線。4.3省內(nèi)現(xiàn)貨市場省內(nèi)現(xiàn)貨市場包括日前現(xiàn)貨交易和實時現(xiàn)貨交易。4.3.1日前現(xiàn)貨交易日前現(xiàn)貨市場采用集中競價、統(tǒng)一出清的方式開展，火電及參與現(xiàn)貨市場的新能源企業(yè)以“報量報價”方式參與集中競價，用戶側(cè)可以選擇“報量不報價”或“不報量不報價”兩種方式參與現(xiàn)貨市場。水電和不參與現(xiàn)貨市場的新能源企業(yè)（新能源特許權(quán)場站、扶貧光伏等政策允許的特殊企業(yè)）作為現(xiàn)貨市場出清邊界條件?？紤]機組和電網(wǎng)運行約束條件等因素，以全網(wǎng)發(fā)電成本最小化為目標(biāo)，進行日前市場出清，形成次日機組組合、發(fā)電計劃曲線和分時、分區(qū)邊際電價。交易組織的邊界條件日前現(xiàn)貨市場出清的邊界條件主要有：一是中長期跨省區(qū)省間交易所形成的聯(lián)絡(luò)線計劃；二是因安全約束、電壓支撐、供熱民生、清潔能源消納或政府要求的必開、必停機組；三是水電、生物質(zhì)以及綜合利用類機組的日前預(yù)測發(fā)電曲線；四是次日系統(tǒng)和母線負(fù)荷預(yù)測、新能源發(fā)電預(yù)測、輸變電設(shè)備檢修計劃。市場申報發(fā)電企業(yè)以交易單元為單位申報參與日前現(xiàn)貨市場的量-價曲線，包括：火電企業(yè)以機組為單位、新能源企業(yè)以場站為單位在正常出力范圍內(nèi)申報參與現(xiàn)貨市場的量-價曲線。全天一條非遞減的量-價曲線，最多不超過10段。量-價曲線由申報的電能量價格（元/MWh）與對應(yīng)的發(fā)電容量段（MW）構(gòu)成?；痣娖髽I(yè)需申報機組最大、最小技術(shù)出力（MW），機組爬坡速率（MW/min），機組開機費用（元/次），最小連續(xù)開機時間（小時）等信息。水電廠以場站為單位，根據(jù)來水預(yù)測、綜合用水需求等確定次日發(fā)電計劃。以“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場的電力用戶申報次日用電需求，不申報價格，作為價格接受者參與日前現(xiàn)貨市場，日前申報曲線作為結(jié)算和考核依據(jù)。以“不報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場的電力用戶不進行申報，用于結(jié)算和考核的日前曲線由交易機構(gòu)按相關(guān)規(guī)則予以確定。出清計算調(diào)度機構(gòu)以全網(wǎng)購電成本最小化為目標(biāo)，以次日負(fù)荷預(yù)測和跨省區(qū)省間交易計劃為邊界條件，考慮電力平衡、電網(wǎng)運行安全、機組運行特性等約束條件，通過安全約束的機組組合（SCUC）和安全約束的經(jīng)濟調(diào)度（SCED）進行市場出清優(yōu)化出清，形成次日機組組合、發(fā)電計劃曲線與分時、分區(qū)邊際電價。參與日前現(xiàn)貨市場的新能源機組的未中標(biāo)的新能源出力，在滿足系統(tǒng)安全的基礎(chǔ)上，與具備下調(diào)空間的火電機組進行發(fā)電權(quán)替代，對火電機組的減少電量進行合理補償。價格機制日前現(xiàn)貨市場以15分鐘為時間間隔，出清次日96點的市場分區(qū)邊際電價。每1小時為一個結(jié)算時段，發(fā)電側(cè)按照分區(qū)邊際電價結(jié)算，用戶側(cè)采用全網(wǎng)加權(quán)平均價格結(jié)算。4.3.2實時現(xiàn)貨市場實時現(xiàn)貨市場的主要作用在于解決電網(wǎng)的實時偏差調(diào)整，為市場成員提供一個在日前市場關(guān)閉后對其發(fā)用電計劃進行優(yōu)化調(diào)整的交易平臺，以應(yīng)對負(fù)荷及新能源預(yù)測的偏差。實時現(xiàn)貨市場采用集中競價、統(tǒng)一出清的方式開展?；痣?、新能源企業(yè)沿用日前市場的申報信息，實時市場不再進行報價。調(diào)度機構(gòu)以全網(wǎng)購電成本最小化為目標(biāo)，考慮機組和電網(wǎng)運行約束條件等因素，以15分鐘為間隔滾動出清未來15分鐘至2小時的價格和出力。交易組織的邊界條件日前現(xiàn)貨市場形成的機組組合與發(fā)電計劃及日內(nèi)超短期負(fù)荷預(yù)測結(jié)果、聯(lián)絡(luò)線計劃、電網(wǎng)實時運行狀態(tài)等作為實時市場出清的邊界條件。市場申報實時市場火電、新能源企業(yè)沿用日前市場的申報信息。水電機組和新能源場站在實時市場申報超短期發(fā)電功率預(yù)測。出清模式調(diào)度機構(gòu)依據(jù)超短期負(fù)荷預(yù)測、省間交易結(jié)果、電網(wǎng)運行方式、機組運行特性等約束條件，以全網(wǎng)發(fā)電成本最小化為目標(biāo)，用安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）進行集中優(yōu)化計算，以15分鐘為間隔滾動出清未來15分鐘至2小時各發(fā)電機組需要實際執(zhí)行的發(fā)電計劃和實時分區(qū)邊際價格。參與實時現(xiàn)貨市場的新能源機組的未中標(biāo)的新能源出力，在滿足系統(tǒng)安全的基礎(chǔ)上，與具備下調(diào)空間的火電機組進行發(fā)電權(quán)替代，對火電機組的減少電量進行合理補償。4.4輔助服務(wù)市場4.4.1調(diào)峰輔助服務(wù)市場市場初期保留調(diào)峰市場，開展調(diào)峰輔助服務(wù)市場與電能量現(xiàn)貨市場的融合運行，鼓勵火電企業(yè)開展靈活性改造和積極參與電網(wǎng)調(diào)峰。4.4.2調(diào)頻輔助服務(wù)市場調(diào)頻輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場同步建設(shè)，在現(xiàn)貨市場中預(yù)留機組調(diào)頻容量，實現(xiàn)調(diào)頻輔助服務(wù)與現(xiàn)貨電能量市場聯(lián)合優(yōu)化出清，以滿足電力系統(tǒng)頻率和聯(lián)絡(luò)線功率控制要求。符合交易準(zhǔn)入條件的發(fā)電機組在日前申報調(diào)頻報價，通過集中競價方式，經(jīng)安全校核后形成調(diào)頻市場出清結(jié)果。4.4.3備用輔助服務(wù)市場加快建立備用輔助服務(wù)市場及補償機制，與現(xiàn)貨市場同步建設(shè)，在現(xiàn)貨市場中預(yù)留機組發(fā)電備用容量，推動實現(xiàn)調(diào)頻、備用輔助服務(wù)與現(xiàn)貨電能量市場聯(lián)合優(yōu)化出清。5.價格機制電力現(xiàn)貨市場的價格機制主要包括輸配電價、電能量價格、輔助服務(wù)價格和市場限價等方面。5.1輸配電價輸配電價由政府核定，具體價格按照相關(guān)政策文件執(zhí)行。5.2電能量價格發(fā)電側(cè)非市場化電量以政府批復(fù)電價作為上網(wǎng)價格，中長期交易電量以中長期交易形成的合約電價作為上網(wǎng)價格，現(xiàn)貨交易價格按照規(guī)則形成的電價執(zhí)行。市場初期，現(xiàn)貨市場采用分時、分區(qū)電價機制。發(fā)電側(cè)結(jié)算價為機組所在分區(qū)電價。用戶因電網(wǎng)安全約束、供熱需求、政府要求等形成的必開機組，其最小出力以下的部分不參與現(xiàn)貨市場定價，最小出力之上的發(fā)電能力根據(jù)發(fā)電機組的報價參與優(yōu)化出清。當(dāng)對于必開機組的發(fā)電成本價格高于相應(yīng)時段的分區(qū)邊際電價時最小出力以下部分的現(xiàn)貨電量根據(jù)規(guī)則給予一定價格補償。用戶側(cè)市場化電量以中長期交易形成的合約電價作為結(jié)算價格，非市場化電量以目錄電價作為結(jié)算價格，參與現(xiàn)貨市場結(jié)算的用戶電能量價格由現(xiàn)貨市場價格、輸配電價、政府基金及附加等構(gòu)成。5.3輔助服務(wù)價格調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)市場價格按照輔助服務(wù)市場規(guī)則，通過集中競爭方式形成。5.4市場限價為保障現(xiàn)貨市場平穩(wěn)運行，避免價格大幅波動和市場利益過度調(diào)整，綜合考慮發(fā)電企業(yè)運營、市場用戶電價承受能力因素，在市場初期設(shè)置市場申報價格的上限與下限。具體限值通過市場模擬運行與經(jīng)濟性分析情況由政府主管部門確定。6.阻塞管理現(xiàn)貨市場的阻塞管理內(nèi)嵌在市場出清環(huán)節(jié)安全約束機組組合程序（SCUC）、安全約束經(jīng)濟調(diào)度程序（SCED）中實現(xiàn)。SCUC或SCED綜合考慮機組報價和對阻塞影響靈敏度，以購電成本最小為目標(biāo)，解決電網(wǎng)阻塞管理問題。7.計量與結(jié)算7.1計量參與交易的發(fā)電企業(yè)、用戶的關(guān)口計量點，原則上應(yīng)設(shè)在產(chǎn)權(quán)分界點，產(chǎn)權(quán)分界點無法安裝計量裝置的，需考慮相應(yīng)的變（線）損。所有計量裝置按國家有關(guān)計量規(guī)定和市場規(guī)則進行管理和定期校驗，并具備分時電量的計量能力。針對符合準(zhǔn)入條件且有參與現(xiàn)貨市場意愿的用戶，初期可通過擬合用電曲線或典型用電曲線滿足結(jié)算要求。7.2結(jié)算陜西電力現(xiàn)貨市場運行初期，調(diào)度機構(gòu)負(fù)責(zé)安全校核和現(xiàn)貨市場出清，向交易機構(gòu)提供日前及實時市場的基本結(jié)算數(shù)據(jù)。交易機構(gòu)負(fù)責(zé)按照市場出清結(jié)果提供結(jié)算憑證，電網(wǎng)運營企業(yè)負(fù)責(zé)結(jié)算。陜西電力現(xiàn)貨市場采用偏差結(jié)算方式，分別為中長期交易合約結(jié)算，日前現(xiàn)貨市場結(jié)算和實時市場結(jié)算，并采用“日清月結(jié)”的方式。即按日進行市場化交易結(jié)果清算，生成日清算賬單；按月進行市場化交易電費結(jié)算，生成月結(jié)算賬單，并；向市場主體發(fā)布日清算賬單、月結(jié)算賬單。交易機構(gòu)按月出具電力市場結(jié)算憑證，電網(wǎng)運營企業(yè)計算電能量電費、輔助服務(wù)費用、輸配電費、政府性基金及附加等后，推送至相應(yīng)技術(shù)支持系統(tǒng)。中長期交易合同結(jié)算發(fā)電企業(yè)的優(yōu)先發(fā)電計劃和所有中長期交易電量均需分解至日電力曲線，用于進行中長期交易與現(xiàn)貨交易的偏差結(jié)算。中長期合同電量按照約定的合同價格進行結(jié)算，即電廠中長期交易收入=中長期交易合同價格×中長期交易合同電量。以“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場的電力用戶的中長期交易電量，已約定中長期分解曲線的交易電量按照約定曲線進行偏差結(jié)算，未約定中長期分解曲線的交易電量由交易機構(gòu)按照規(guī)則代理分解，并作為結(jié)算依據(jù)；“不報量不報價”的電力用戶的中長期交易電量由交易機構(gòu)按照規(guī)則代理分解日電力曲線，作為用戶開展中長期交易與現(xiàn)貨交易偏差結(jié)算的基準(zhǔn)曲線。日前現(xiàn)貨市場結(jié)算發(fā)電企業(yè)在日前現(xiàn)貨市場中標(biāo)的電力曲線與中長期交易結(jié)算曲線之間的偏差，按照日前現(xiàn)貨市場對應(yīng)出清的分時、分區(qū)電價進行結(jié)算。以“報量不報價”方式參與現(xiàn)貨市場的電力用戶的日前用電曲線由用戶自行申報，“不報量不報價”的電力用戶的日前用電曲線由交易機構(gòu)按照相關(guān)規(guī)則確定，各用戶的日前用電曲線與其中長期交易結(jié)算曲線的偏差部分，按照日前現(xiàn)貨市場價格進行結(jié)算。實時現(xiàn)貨市場結(jié)算發(fā)電企業(yè)實際發(fā)電曲線與日前現(xiàn)貨交易計劃曲線之間的偏差，按照實時現(xiàn)貨市場的分時、分區(qū)電價進行結(jié)算。電力用戶的實際用電曲線與其日前用