江西电力现货市场建设方案征求意见！选择“集中式+节点边际电价+发电侧报量报价”市场模式

五是建立科学合理的容量成本补偿机制。根据省内实际情况，合理确定发电机组有效容量，合理制定发电机组单位容量补偿费用以及相应结算机制，实现容量补偿机制与现货市场有效衔接，充分体现现货市场以变动成本竞争的本质，有序引导发电容量投资，优化资源配置。

六是建立与现货市场相匹配的结算机制。中长期合约作为结算依据锁定收益、规避风险，中长期合约曲线与日前现货市场出清结果之间偏差的部分按照日前现货市场价格结算，日前现货市场出清结果和实时市场实际发用电曲线之间偏差的部分按照实时现货市场价格结算。

七是建立现货市场配套机制。构建现货市场监管指标体系、市场力检测机制、信用评估和信息发布机制，确保市场平稳有序运作。

（二）中远期（2023年及以后）

试点建设阶段目标基本达成后，开始中远期阶段建设。包括探索输电权、容量市场等交易机制；引入新能源和用户“报量报价”，扩大发电侧竞价范围，实行发用两侧双边竞价；丰富辅助服务市场交易品种，建设备用辅助服务市场，实现电能、备用、调频辅助服务一体优化、联合出清等。

四、试点建设阶段市场体系

（一）市场模式

江西电力市场以中发9号文配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》（发改经体〔2015〕2752号）中提出的“集中式市场”为基本框架，采用全电量竞价模式。在交易规模方面，以中长期交易为主，现货交易发挥重要作用。在功能定位方面，以中长期交易规避风险、锁定收益，以现货交易发现价格、调节供需，通过市场化方式保障电力平衡。

（二）市场架构

江西电力市场包括批发市场和零售市场。批发市场涵盖中长期市场和现货市场。现货市场包括电能量市场和辅助服务市场。

电能量市场分为日前、实时两级市场，市场模型采用全电量集中优化方式，考虑机组物理特性和电网安全约束进行边际出清，根据阻塞情况以节点边际电价确定发用两侧分时电力价格。

辅助服务方面，建立与现货电能量市场相匹配的调频辅助服务市场。

（三）市场成员

市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构。

市场主体包括在电力交易机构注册并满足电力现货市场准入条件的各类发电企业、电力用户、售电公司、独立辅助服务提供者等。

电网企业在试点建设阶段指国网江西省电力有限公司，市场发展成熟后还包括增量配电网企业。增量配电网企业负责其运营范围内用户侧计量数据采集传输、向用户侧收取费用，向其接入的上级电网企业缴纳相关费用，由上级电网企业负责与发电侧清分。电网企业作为输配电服务提供者，不参与市场损益分配，其供电可靠性纳入输配电收入监管范畴。

市场运营机构指江西电力调度控制中心（以下简称电力调度机构）和江西电力交易中心有限公司（以下简称电力交易机构）。电力调度机构负责电力现货、辅助服务等市场交易组织、出清结果安全校核等。电力交易机构负责市场主体注册管理、中长期交易组织、出具批发市场结算依据、统筹合同管理、信息披露、市场主体运营评价等工作。

（四）参与现货市场的方式

统调火电企业：统调燃煤机组采用“报量报价”方式参与现货市场。

新能源企业：初期，新能源机组不参与现货市场，其发电出力作为现货市场出清边界。逐步探索新能源机组超出保障性利用小时部分按“报量不报价”方式参与现货市场。

水电和其它类型发电企业：水电机组不参与现货市场，其发电出力作为现货市场出清边界。自备电厂以及燃气、生物质、垃圾发电等非统调机组暂不参与现货市场。

电力用户和售电公司：采用“报量不报价”方式参与现货市场。合理确定用电侧参与现货市场的规模。

（五）中长期市场

1.省间中长期交易

省间中长期交易（跨省跨区中长期合约）包括省间国家指令性计划、政府间协议和市场化省间交易。市场化省间交易包括年度、季度和月度交易。

2.省内中长期交易

省内中长期市场采用集中交易和场外协商交易互补，提供年度、月度、周等交易品种。

优先发电电量、基数电量视为厂网双边交易电量，执行政府批复的上网电价，视为中长期合约电量。在此基础上，结合省内确定的电力直接交易规模，开展年度、月度、月内短期市场化交易和合同转让交易，组织方式包括双边协商、集中竞价、挂牌交易等。

为实现省内中长期市场与现货市场的有效衔接，现货市场运行后省内中长期合约应约定分时曲线，同时可丰富与现货市场相匹配的省内中长期交易品种和交易方式，为市场主体调整中长期合约曲线提供手段。

3.安全校核

各发电企业参与省间和省内中长期市场的净合约量，不得超过其合约期内的实际发电能力。

省间中长期交易需进行安全校核。按照统一调度、分级管理的原则，各级调度按调管范围负责输电线路的安全校核阻塞管理等。

现货市场运行后，电力调度机构采用安全约束经济调度程序安排机组日前、实时发电计划。

4.中长期交易结算曲线

各发电企业省内年度中长期市场化合约须分解至月。电力交易机构负责汇总各发电企业的省内市场中长期交易的分月计划以及省内月度交易电量，得到各发电企业的月度中长期合约电量。

在考虑机组检修计划等因素的基础上，电力调度机构将各发电企业的月度交易结算电量按规则分解至每日。发电企业参与省内月内短期交易的，需更新月内剩余各日的中长期合约电量并分解至每日。

在现货市场申报前，各发电企业的日结算电量需分解为执行日的分时电量结算曲线。结算曲线由发电企业与电力用户、售电公司自行协商确定，未协商确定的由电力调度机构按规则进行分解。

电力市场运营机构将分解至每日的各机组中长期交易结算曲线作为私有信息向该电厂公布，作为该电厂开展中长期交易与现货交易偏差结算的基准曲线。

（六）现货市场

1.日前电能量市场

日前电能量市场（简称“日前市场”）进行全电量优化，电力调度机构以社会福利最大化为目标，考虑机组物理特性和电网安全约束，实施市场出清计算，形成日前开机组合、机组日前发电计划曲线和节点边际电价。

（1）边界条件

日前市场边界条件包含以下部分：省间联络线送入电力曲线，因安全约束、电压支撑的必开必停机组，新能源机组申报的次日发电预测曲线，次日水电机组发电曲线，电网拓扑，次日系统、母线负荷预测等。

（2）市场申报

参与现货市场竞价的各发电企业以机组为单位进行申报，申报内容包括机组启动费用、不同状态下启动时间、发电量价曲线、机组最大和最小技术出力、爬坡速率等。

参与现货市场用户、售电公司等用电侧主体申报次日用电负荷计划曲线。

（3）出清

电力调度机构将次日系统负荷预测曲线、母线负荷预测曲线、联络线受电计划、机组运行参数、线路运行参数等作为输入信息，根据其他边界条件和机组申报信息，以社会福利最大化为目标，考虑机组上下出力限值、爬坡速率等物理特性以及全网备用需求、断面输送限额等安全约束，通过安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）程序进行日前市场出清，形成日前机组组合、各机组日前96点发电计划（以15分钟为时间间隔）以及分时价格。

2.实时电能量市场

电力调度机构依据超短期负荷预测和新能源发电预测，通过实时电能量市场（以下简称“实时市场”）出清形成各机组实时发电计划，从而调整日前预测与日内实时运行的偏差，确保电力实时平衡。

（1）边界条件

实时市场边界条件包含以下部分：日前市场形成的机组组合、日内超短期负荷预测和新能源发电预测、日内联络线送入电力曲线等。

（2）市场申报

实时市场直接沿用日前市场报价，无需单独申报。

（3）出清计算

电力调度机构根据边界条件和封存的机组日前报价，以社会福利最大化为目标，考虑机组上下出力限值、爬坡速率等物理特性以及全网备用需求、断面输送限额等安全约束，通过安全约束经济调度（SCED）程序进行实时市场出清，形成机组实时发电计划和节点边际电价。

3.辅助服务市场

建设与现货市场相匹配的调频辅助服务市场。调频辅助服务市场按照集中竞价、边际出清的方式组织开展。

（七）容量成本补偿

为优化存量电力资源高效运行，引导增量电力资源合理布局，在试点建设阶段通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿，回收部分固定成本，激励合理的发电投资，避免造成周期性发电过剩和短缺，确保发电容量保持一定充裕度。

（八）价格

1.现货市场定价

日前、实时电能量交易以及调频辅助服务交易均采用分时边际电价机制。

日前、实时电能量市场采用节点边际电价。发电侧以其对应的节点电价作为现货电能量市场价格，用户侧价格为发电侧加权平均电价。参与市场的用户用电价格由电能量市场价格、输配电价、政府基金及附加、辅助服务分摊、不平衡资金等构成。

因电网安全约束的必开机组，其必发最小出力视为现货市场边界条件，不参与竞价，价格选取核定的成本电价和市场出清价格中更高者。必发最小出力以上部分参与竞价，价格为市场出清价。

2.市场限价

为保障现货市场的平稳运行，避免市场价格大幅波动，综合考虑发电企业经营、市场用户用能成本等因素，由省能源主管部门、价格主管部门和监管机构设置市场申报价格上下限。

（九）计量

参与交易的发电企业、用电企业的关口计量点，原则上应设在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，需要考虑相应的变（线）损。

所有计量装置按国家有关计量规定和市场规则进行管理和定期校验，并具备以小时为周期的分时电力电量计量能力、定时采集推送能力，具备可查询功能。

（十）结算

1.发电侧电能结算

跨省跨区中长期交易（包括政府间框架协议、国家跨省区分电计划等）按照合约价格结算。

发电侧省内市场化交易电费包括中长期合约电量电费、中长期合约阻塞电费、日前市场偏差电量电费和实时市场偏差电量电费。中长期合约电量电费按照中长期合约价格、中长期合约电量结算。中长期合约阻塞电费按照日前节点边际电价和发电侧加权平均电价的差值、中长期合约电量结算。日前市场偏差电量电费按照日前市场价格、日前市场出清结果与中长期合约曲线偏差电量结算。实时市场偏差电量电费按照实时市场价格、实际发电曲线与日前市场出清结果偏差电量结算。

2.用电侧电能结算

市场化用户、售电公司中长期合约电量按照中长期合约价格结算，日前市场申报量与中长期合约偏差部分按照日前市场价格结算。各时段实际用电量与日前市场申报电量偏差部分按照实时市场价格结算。

3.辅助服务结算

按照“谁受益，谁承担”的原则，合理确定辅助服务费用承担主体，建立用户侧与发电主体共同承担系统辅助服务费用的机制。

4.结算周期

现货市场实行“日清月结”，电力调度机构按要求将每日的电量电价信息推送至相关结算部门，由相关结算部门完成现货市场日清算。相关结算部门按要求于次月完成上月现货市场电量电费结算。

5.盈亏资金管理

在现货市场试点建设阶段，由于双轨制偏差费用、退补联动电费及力调电费、市场运营、机组启动与空载费用、用户侧偏差收益、阻塞盈余、机组考核费用、分摊未付款项、四舍五入差额、规则或特殊处理机制等原因产生的不平衡资金均独立记录，根据国家有关指导意见和省内实际情况，分类明确疏导，在发、用侧按相应比例分摊返还。

（十一）技术支撑系统

建设包含现货市场技术支撑系统在内的完整江西电力市场技术支撑系统。江西电力市场技术支撑系统依据统一的“云架构+微应用”设计和标准化服务接口，涵盖交易、调度、财务、营销等业务模块，相关模块深度交互，共同组成新一代电力市场运营平台，支撑江西电力市场体系运作。其中，现货市场技术支撑系统主要集成现货交易组织、出清、安全校核、阻塞管理、交易执行等功能。

（十二）信息发布与保密

按照信息保密要求和公开范围不同，现货市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类。市场主体应配合提供市场运营所必须的信息与参数，并对所提供信息的正确性负责。为保证市场信息安全，市场主体应按照各自的访问权限对市场运营信息进行访问，对于超出授权范围的访问需经过能源主管部门和监管机构审核批准。