陕西电力现货市场建设方案征求意见稿：2022年开展陕西电力现货市场结算试运行

2. 基本原则

2.1坚持安全有序

电力现货市场建设必须以确保电网安全稳定运行为前提。市场设计需统筹做好电力现货市场建设与电网实际运行的有效衔接，为调度机构保障电网安全和电力平衡提供市场化手段，实现电网安全运行和市场有序竞争的协调统一。

2.2 坚持开放共赢

着力构建主体多元、开放共享、竞争有序、公平公正、各方共赢的电力市场体系，广泛听取相关方意见，统筹兼顾各方“诉求”，发挥市场在资源配置中的决定性作用。科学设计市场机制，不断提升电力系统整体运行效率、新能源消纳能力和需求侧响应能力，实现市场改革红利共享，多方共赢。

2.3 坚持绿色发展

电力现货市场建设必须有利于促进清洁能源消纳。市场设计既要发挥新能源发电运行成本低的优势，也要引导新能源企业提高市场意识，有效调动各类市场主体的运行调节能力，保障清洁能源优先发电。通过融入全国统一电力市场，扩大清洁能源消纳范围。

2.4坚持务实高效

电力现货市场建设必须坚持问题导向，市场设计要遵循电力系统运行客观规律和经济学基本原理，以解决陕西电力市场实际问题为切入点，着力构建适应陕西特点、主体多元、竞争有序的电力市场体系。

2.5坚持循序渐进

电力现货市场建设应与现有运行机制实现有序过渡。初期市场从基本规则体系与基础交易品种起步，有利于培育市场主体，降低市场风险。随着市场主体逐渐成熟，市场规则逐步完善，可进一步丰富交易品种，扩大市场规模，形成有效竞争的市场体系。

3.总体目标

坚持“安全，经济，绿色”的原则，按照国家“统一市场、两级运作”的整体框架，积极稳妥、分阶段建立电力现货市场与中长期市场相辅相成的省级电力市场体系。

3.1第一阶段：现货市场建设期（2020年1月~2021年6月）

研究现货市场建设相关问题，编制完成陕西电力现货市场方案与交易规则，建设完成现货市场技术支持系统，2021年6月底前省内现货市场具备模拟运行条件。配合国调中心开展省间现货市场体系建设，建成省间现货市场技术支持系统，统筹做好省间与省内交易的衔接。

初步建成省间、省内交易有效协调以及中长期、现货交易有序衔接的电力市场体系。建立多品种、多周期、带曲线的中长期电能量市场，实现与现货市场的有效衔接。建立全电量竞价的日前、实时现货交易机制，发电侧以“报量报价”的方式参与市场，具备条件的用户以“报量不报价”的方式参与市场。发电侧采用分区边际电价，有效反映电力商品时间、空间价值。用户侧采用全网统一加权平均价。完善辅助服务市场机制，初期调峰辅助服务和现货电能量市场融合运行，调频辅助服务市场与现货市场同步建设。

3.2第二阶段：现货市场运行初期（2021年6月~2022年底）

2021年6月~12月，开展陕西电力现货市场模拟运行，适时开展调电试运行，依据市场出清结果进行生产调度，不进行电费结算。通过调电试运行分析现货市场价格、市场衔接、调度控制、清洁能源消纳、电量计量、电费结算等方面的问题，充分验证规则和技术支持系统的合理性和可行性，并根据运行中出现的问题不断对规则和系统进行完善，做好结算试运行的准备。

2022年，开展陕西电力现货市场结算试运行，期间按照现货市场相关规则进行电费结算。完善辅助服务机制，综合考虑电源灵活性改造情况、电网调峰能力等因素及确保不降低可再生能源消纳水平的基础上，逐步推动现货市场替代调峰市场。加快建立备用辅助服务市场及补偿机制，推动调频、备用辅助服务与现货电能量市场的联合优化和出清，提升市场运行效率。建立完善容量成本回收机制，结合陕西实际情况，适时建立市场化的容量成本回收机制，做好与电能量现货市场的有序衔接，确保电价机制平稳过渡。

3.3第三阶段：现货市场成熟期（2023年~）

结合现货市场发展情况，进一步扩大交易范围、完善现货市场体系，丰富现货市场交易品种，推动用户侧报量报价参与市场，探索开展容量市场、金融输电权、电力期货和衍生品等交易；完善价格机制，由分区边际电价过渡至节点电价，反映电力商品的时空价值。

推动新兴市场主体参与辅助服务市场，鼓励抽水蓄能、储能、需求侧响应等市场主体参与现货市场和辅助服务市场，增加系统灵活调节能力，获得电能量和辅助服务收益，促进可持续发展。推动辅助服务费用由用户侧与部分发电侧市场主体共同承担的机制，促进市场主体公平竞争。

三、初期陕西电力现货市场体系

1.市场成员

市场成员包括市场主体、电网企业及市场运营机构。其中，市场主体包括发电企业、售电公司、电力用户等，电网企业包括国网陕西省电力公司、陕西省地方电力（集团）有限公司，市场运营机构包括陕西电力调度控制中心（以下简称“调度机构”）、陕西电力交易中心有限公司（以下简称“交易机构”）。

市场主体应符合国家和陕西省有关准入条件，满足参与电力现货市场交易的计量、通信等技术条件，符合信用管理要求，在陕西电力交易中心有限公司注册，通过陕西电力现货交易平台参与交易，接受政府主管部门、监管机构的监督，服从市场管理，接受电力调度机构的统一调度，履行法律法规规定的权利和义务。

调度机构与交易机构作为市场运营机构，共同负责电力市场的组织运行。调度机构负责现货及辅助服务交易组织、市场出清、安全校核、阻塞管理、交易执行等。交易机构负责市场注册、市场申报、中长期交易组织、出具市场结算凭证、合同管理、市场信息发布等。

电网运营企业负责市场的统一结算付费。交易机构负责出具电量结算凭证，电网运营企业据此进行电费结算并通过交易平台向市场主体公布，市场主体根据现行规定进行资金结算。各市场主体保持与电网运营企业的电费结算支付方式不变。

2. 市场结构

陕西电力市场包括省间市场和省内市场。省间市场包括省间中长期市场和省间现货市场。省间中长期市场由北京电力交易中心各级交易机构负责组织开展；省间现货市场由国调中心负责组织开展。

省内市场包括省内中长期市场、省内现货市场和省内辅助服务市场。省内中长期市场由交易机构负责组织开展，主要包括优先发电计划、直接交易、合同转让交易等；省内现货市场包括日前现货市场和实时现货市场，由调度机构负责组织开展。省内辅助服务市场目前只开展了调峰辅助服务，由调度机构负责组织开展。现货市场初期考虑调峰市场与现货市场融合运行，逐步推动现货市场替代调峰市场；逐步建立调频、备用等辅助服务市场，实现调频、备用等辅助服务与电能量现货市场的联合出清探索调频、备用辅助服务与现货电能量市场联合优化出清机制。

3.市场模式

根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）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）中提出的市场模式，陕西电力现货市场以“集中式市场”为基本框架。

省间交易与省内交易。省间交易定位于落实国家能源战略，促进新能源消纳和能源资源大范围优化配置，建立资源配置型市场。省内交易定位于优化省内资源配置，提高电网运行方式安排的灵活性，确保电力供需平衡和电网安全稳定运行，建立电力平衡型市场。坚持省间市场交易结果作为省内市场边界条件的原则，中长期交易中省间交易先于省内交易出清，省间交易形成的交易结果作为省内交易的边界。现货交易中，省内市场首先预安排，确定省内机组开机方式和发电预计划。在此基础上，组织省间现货交易，并将省间现货的出清结果作为省内现货市场边界条件，实现省间与省内市场的协调运作。

中长期交易与现货交易。在交易规模方面，省间、省内交易均以中长期交易为主，现货交易为补充。在功能定位方面，省间中长期交易相对固化外送电量，落实国家能源战略，促进可再生能源消纳和能源资源大范围优化配置；省间现货交易以增量交易的方式进一步挖掘省间通道输电潜力，促进可再生能源消纳。省内交易以中长期交易规避风险、锁定收益，以现货交易发现价格、调节供给。在市场协调方面，省间交易月内可根据可再生能源消纳、电网运行等情况进行调整，并优先保障完成。省内交易采取“中长期合约仅作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的电力市场模式，中长期交易不作为物理执行依据，充分释放现货市场优化配置电力资源的空间和能力，提高电网安全运行和新能源消纳的保障能力。

市场交易与电网运营。电力调度机构负责现货交易与电网运行密切相关的环节，负责安全校核、现货交易组织、辅助服务交易组织等工作；电力交易中心负责与市场交易密切相关的环节，交易平台作为公司对市场主体服务的窗口，在市场注册、交易申报、交易结算、信息发布等环节为市场主体提供相关服务；电网企业负责与发电侧、用户侧电费结算、输电价格执行、计量数据采集传输等环节。

4.市场交易品种及组织方式

4.1 中长期交易

4.1.1省间中长期交易

省间交易包括国家指令性计划、政府间协议和市场化省间交易。其中，国家指令性计划与政府间协议按相关要求进行分配；市场化省间交易包括年度、月度和月内短期交易，形成省间联络线交易曲线。省内发电企业的外送计划电量作为结算依据，不作为电厂物理执行依据。

4.1.2 省内中长期交易

省内中长期交易按照电力中长期相关交易规则开展。中长期交易覆盖年度、月度、月内等不同的时间跨度，包括电力直接交易、合同电量转让交易等品种，组织方式包括双边协商、集中竞价、挂牌交易等。中长期交易需对各种市场交易成分进行电力曲线分解，形成全电量的发电企业中长期日电力曲线，作为发电企业的结算依据。逐步推动带电力曲线的中长期合同签订工作，结合陕西用电负荷特性合理划分时段。