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

4.1.3中长期交易结算曲线确定

发电企业的中长期月度交易电量包括省间、省内年度交易的分月计划，年度优先发电计划的分月计划，以及省间、省内月度、月内交易电量。

市场初期，未约定日结算曲线的中长期合同由发电企业和电力用户协商后一致后自主申报中长期合同的日分解曲线，作为中长期合同的日结算曲线；中长期合同约定结算曲线后，按照约定结算曲线结算。考虑新能源发电波动性、间歇性特点，中长期难以准确预测发电曲线，省内新能源中长期交易结算曲线依据新能源短期功率预测在日前确定。其它未申报日分解曲线或发用电分解主体不明确的中长期交易合同由交易机构按照规则代理分解，作为中长期合同的日结算曲线。

4.1.34安全校核及预警

调度机构按年度、月度、年度向交易机构和各市场主体发布交易周期内全省供需形势、发输变电设备停电（检修）计划、电网约束断面、主要通道可用容量等边界条件，交易机构和各市场主体在可用容量内组织交易。对于省间中长期交易等要求物理执行的中长期合约，必须经过调度机构的安全校核方可执行。对于作为结算依据的省内中长期交易合约，建立预警机制，由调度机构通过安全校核向市场主体发布预警信息，引导市场主体理性参与市场，控制交易风险及过度投机。

4.1.45必开、必停火电机组开机方式确定

对保电网安全、保民生供热和保清洁能源消纳等必开、必停的火电机组，由调度机构根据中长期负荷预测、发输变电设备停电（检修）计划、电网约束断面重载情况、跨省区省间交易计划、以及西北能源监管局核定的热电联产机组最小开机方式等信息，定期测算陕西电网必开、必停火电机组，在市场平台公示后，报政府电力运行主管部门和监管机构备案，向交易机构和各市场主体发布，作为现货市场开展的边界条件之一。

4.1.5中长期交易结算曲线确定

发电企业的中长期月度交易电量包括跨省区、省内年度交易的分月计划，年度优先发电计划的分月计划，以及跨省区、省内月度、月内交易电量。

市场初期，火电企业自主申报中长期合约的日分解曲线，通过调度机构的合理化校验，作为中长期合同的日结算曲线。新能源发电随机性、波动性特点，中长期难以预测发电曲线，省内中长期交易结算曲线依据新能源短期功率预测在日前确定。用户侧中长期交易结算曲线在市场初期由交易机构按照规则代理分解，中长期合同约定结算曲线后，按照约定结算曲线结算。

4.2 省间现货市场

4.2.1省间现货交易

省间和省内现货市场采取“分别报价、分别出清两级申报、两级出清”的组织方式，在日前省内现货市场预出清结束后，确定省内机组开机方式和发电预计划，以平衡后的富余发电能力为交易空间，参与日前省间现货交易。各机组的日前发电计划曲线与省间现货交易增量曲线叠加后，形成各机组的次日发电计划曲线。

省间现货市场的交易组织与实施按照国调中心国家能源局相关要求执行。

4.2.2西北跨省调峰交易

按照《西北跨省调峰辅助服务市场运营规则》规定，当预计次日陕西电网调峰能力不足，新能源存在弃风弃光电力时，参与西北跨省调峰辅助服务市场。依据跨省调峰交易成交结果，按时段调增陕西外送西北相应省份联络线曲线，将新增消纳空间按实时电力比例分配至省内新能源发电企业，并更新省内新能源发电终计划曲线。

当预计次日陕西电网调峰能力可满足新能源消纳需求时，省内火电企业可自主选择参与西北跨省调峰市场，按规则申报向下调峰的分档报价信息，为西北其他省份提供向下调节服务，并获得相应补偿。依据跨省调峰交易的中标结果，更新省内火电企业的发电终计划曲线。

4.3 省内现货市场

省内现货市场包括日前现货交易和实时现货交易。

4.3.1日前现货交易

日前现货市场采用集中竞价、统一出清的方式开展，火电及参与现货市场的新能源企业以“报量报价”方式参与集中竞价，用户侧可以选择“报量不报价”或“不报量不报价”两种方式参与现货市场。水电和不参与现货市场的新能源企业（新能源特许权场站、扶贫光伏等政策允许的特殊企业）作为现货市场出清边界条件。考虑机组和电网运行约束条件等因素，以全网发电成本最小化为目标，进行日前市场出清，形成次日机组组合、发电计划曲线和分时、分区边际电价。

①交易组织的边界条件

日前现货市场出清的边界条件主要有：一是中长期跨省区省间交易所形成的联络线计划；二是因安全约束、电压支撑、供热民生、清洁能源消纳或政府要求的必开、必停机组；三是水电、生物质以及综合利用类机组的日前预测发电曲线；四是次日系统和母线负荷预测、新能源发电预测、输变电设备检修计划。

②市场申报

发电企业以交易单元为单位申报参与日前现货市场的量-价曲线，包括：

火电企业以机组为单位、新能源企业以场站为单位在正常出力范围内申报参与现货市场的量-价曲线。全天一条非递减的量-价曲线，最多不超过10段。量-价曲线由申报的电能量价格（元/MWh）与对应的发电容量段（MW）构成。火电企业需申报机组最大、最小技术出力（MW），机组爬坡速率（MW/min），机组开机费用（元/次），最小连续开机时间（小时）等信息。

水电厂以场站为单位，根据来水预测、综合用水需求等确定次日发电计划。

以“报量不报价”方式参与现货市场的电力用户申报次日用电需求，不申报价格，作为价格接受者参与日前现货市场，日前申报曲线作为结算和考核依据。以“不报量不报价”方式参与现货市场的电力用户不进行申报，用于结算和考核的日前曲线由交易机构按相关规则予以确定。

③出清计算

调度机构以全网购电成本最小化为目标，以次日负荷预测和跨省区省间交易计划为边界条件，考虑电力平衡、电网运行安全、机组运行特性等约束条件，通过安全约束的机组组合（SCUC）和安全约束的经济调度（SCED）进行市场出清优化出清，形成次日机组组合、发电计划曲线与分时、分区边际电价。

参与日前现货市场的新能源机组的未中标的新能源出力，在满足系统安全的基础上，与具备下调空间的火电机组进行发电权替代，对火电机组的减少电量进行合理补偿。

④价格机制

日前现货市场以15分钟为时间间隔，出清次日96点的市场分区边际电价。每1小时为一个结算时段，发电侧按照分区边际电价结算，用户侧采用全网加权平均价格结算。

4.3.2 实时现货市场

实时现货市场的主要作用在于解决电网的实时偏差调整，为市场成员提供一个在日前市场关闭后对其发用电计划进行优化调整的交易平台，以应对负荷及新能源预测的偏差。

实时现货市场采用集中竞价、统一出清的方式开展。火电、新能源企业沿用日前市场的申报信息，实时市场不再进行报价。调度机构以全网购电成本最小化为目标，考虑机组和电网运行约束条件等因素，以15分钟为间隔滚动出清未来15分钟至2小时的价格和出力。

①交易组织的边界条件

日前现货市场形成的机组组合与发电计划及日内超短期负荷预测结果、联络线计划、电网实时运行状态等作为实时市场出清的边界条件。

②市场申报

实时市场火电、新能源企业沿用日前市场的申报信息。水电机组和新能源场站在实时市场申报超短期发电功率预测。

③出清模式

调度机构依据超短期负荷预测、省间交易结果、电网运行方式、机组运行特性等约束条件，以全网发电成本最小化为目标，用安全约束经济调度（SCED）进行集中优化计算，以15分钟为间隔滚动出清未来15分钟至2小时各发电机组需要实际执行的发电计划和实时分区边际价格。

参与实时现货市场的新能源机组的未中标的新能源出力，在满足系统安全的基础上，与具备下调空间的火电机组进行发电权替代，对火电机组的减少电量进行合理补偿。

4.4 辅助服务市场

4.4.1 调峰辅助服务市场

市场初期保留调峰市场，开展调峰辅助服务市场与电能量现货市场的融合运行，鼓励火电企业开展灵活性改造和积极参与电网调峰。

4.4.2 调频辅助服务市场

调频辅助服务市场与现货市场同步建设，在现货市场中预留机组调频容量，实现调频辅助服务与现货电能量市场联合优化出清，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求。符合交易准入条件的发电机组在日前申报调频报价，通过集中竞价方式，经安全校核后形成调频市场出清结果。

4.4.3 备用辅助服务市场

加快建立备用辅助服务市场及补偿机制，与现货市场同步建设，在现货市场中预留机组发电备用容量，推动实现调频、备用辅助服务与现货电能量市场联合优化出清。

5. 价格机制

电力现货市场的价格机制主要包括输配电价、电能量价格、辅助服务价格和市场限价等方面。