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

5.1 输配电价

输配电价由政府核定，具体价格按照相关政策文件执行。

5.2 电能量价格

发电侧非市场化电量以政府批复电价作为上网价格，中长期交易电量以中长期交易形成的合约电价作为上网价格，现货交易价格按照规则形成的电价执行。

市场初期，现货市场采用分时、分区电价机制。发电侧结算价为机组所在分区电价。用户侧采用发电侧所有分区边际电价加权平均值结算。因电网安全约束、供热需求、政府要求等形成的必开机组，其最小出力以下的部分不参与现货市场定价，最小出力之上的发电能力根据发电机组的报价参与优化出清。当对于必开机组的发电成本价格高于相应时段的分区边际电价时最小出力以下部分的现货电量根据规则给予一定价格补偿。

用户侧市场化电量以中长期交易形成的合约电价作为结算价格，非市场化电量以目录电价作为结算价格，参与现货市场结算的用户电能量价格由现货市场价格、输配电价、政府基金及附加等构成。

5.3辅助服务价格

调峰、调频、备用等辅助服务市场价格按照辅助服务市场规则，通过集中竞争方式形成。

5.4 市场限价

为保障现货市场平稳运行，避免价格大幅波动和市场利益过度调整，综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力因素，在市场初期设置市场申报价格的上限与下限。具体限值通过市场模拟运行与经济性分析情况由政府主管部门确定。

6. 阻塞管理

现货市场的阻塞管理内嵌在市场出清环节安全约束机组组合程序（SCUC）、安全约束经济调度程序（SCED）中实现。SCUC或SCED综合考虑机组报价和对阻塞影响灵敏度，以购电成本最小为目标，解决电网阻塞管理问题。

7. 计量与结算

7.1 计量

参与交易的发电企业、用户的关口计量点，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，并具备分时电量的计量能力。针对符合准入条件且有参与现货市场意愿的用户，初期可通过拟合用电曲线或典型用电曲线满足结算要求。

7.2 结算

陕西电力现货市场运行初期，调度机构负责安全校核和现货市场出清，向交易机构提供日前及实时市场的基本结算数据。交易机构负责按照市场出清结果提供结算凭证，电网运营企业负责结算。陕西电力现货市场采用偏差结算方式，分别为中长期交易合约结算，日前现货市场结算和实时市场结算，并采用“日清月结”的方式。即按日进行市场化交易结果清算，生成日清算账单；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单，并；向市场主体发布日清算账单、月结算账单。交易机构按月出具电力市场结算凭证，电网运营企业计算电能量电费、辅助服务费用、输配电费、政府性基金及附加等后，推送至相应技术支持系统。

①中长期交易合同结算

发电企业的优先发电计划和所有中长期交易电量均需分解至日电力曲线，用于进行中长期交易与现货交易的偏差结算。中长期合同电量按照约定的合同价格进行结算，即电厂中长期交易收入=中长期交易合同价格×中长期交易合同电量。

以“报量不报价”方式参与现货市场的电力用户的中长期交易电量，已约定中长期分解曲线的交易电量按照约定曲线进行偏差结算，未约定中长期分解曲线的交易电量由交易机构按照规则代理分解，并作为结算依据；“不报量不报价”的电力用户的中长期交易电量由交易机构按照规则代理分解日电力曲线，作为用户开展中长期交易与现货交易偏差结算的基准曲线。

②日前现货市场结算

发电企业在日前现货市场中标的电力曲线与中长期交易结算曲线之间的偏差，按照日前现货市场对应出清的分时、分区电价进行结算。

以“报量不报价”方式参与现货市场的电力用户的日前用电曲线由用户自行申报，“不报量不报价”的电力用户的日前用电曲线由交易机构按照相关规则确定，各用户的日前用电曲线与其中长期交易结算曲线的偏差部分，按照日前现货市场价格进行结算。

③实时现货市场结算

发电企业实际发电曲线与日前现货交易计划曲线之间的偏差，按照实时现货市场的分时、分区电价进行结算。

电力用户的实际用电曲线与其日前用电曲线的偏差部分，按照实时现货市场价格进行结算。

7.3 用户侧传导机制

为减少不平衡资金费用，根据可放开的市场发电规模，确定总量相匹配的市场化用户参与现货市场结算。随着现货市场建设不断推进，应加快推动市场化用户全部参与现货市场结算。省内现货市场中，由于计划与市场双轨制形成的偏差费用、成本补偿费用，按照市场规则进行返还或分摊。电网企业不获利、不分摊。现货市场试运行初期，允许用户通过模拟结算方式参与现货市场，具备条件后正式结算。

8. 市场风险防范与控制

8.1 防范电网运行风险

（1）当出现电网安全紧急状况、供需失衡、市场价格异常波动等情况时，调度机构可采取市场中止措施，保障电网连续、稳定、正常运行，并上报电力主管部门和监管机构，市场运营机构不承担责任。

（2）由于国家有关法律、法规或政策的改变、紧急措施的出台等导致市场主体所承担的风险，市场运营机构不承担责任。

（3）由于通信系统中断、现货市场技术支持系统故障，网络及信息系统故障等原因导致市场主体所承担的风险，市场运营机构不承担责任。

（4）对于不可抗力（如自然灾害、电网安全约束、电网企业设备故障、国家重大政策变化等）对市场有关方产生的影响，免除电网企业责任。

8.2 防范市场运营风险

建立市场力监测机制和后评估指标体系，通过事前预防、事中监测、事后评估和处罚等措施防控市场操纵行为。建立信用评价体系、合同执行与违约惩罚机制。

9. 信息发布与保密规定

9.1 信息发布

市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问并且不得向其他市场成员公布的数据和信息。电力市场信息披露应遵循真实、及时、准确、完整、易于使用的原则。市场运营机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，确保市场主体可按时获得市场信息。

9.2 保密规定

市场主体、市场运营机构应保证私有信息在保密期内的保密性，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。

10. 市场监管

陕西省发展改革委、西北能源监管局根据职能依法履行陕西电力市场监管职责，对市场组织和运行合规性、竞争公平性、电网安全运行、市场风险防控及干预、信息披露等情况实施监管。

11.市场干预与中止

11.1 市场干预

当发生市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约、不能履约等情况导致市场秩序受到严重扰乱时，因重大政策变化，或外部因素波动导致的市场交易严重不平衡，市场纠纷或投诉集中爆发时，或影响电力系统安全稳定运行的其他情况时，调度机构经授权可对现货市场进行干预，并将有关情况报电力主管部门和监管机构。

11.2 市场中止与恢复

因发生突发性的社会事件、自然灾害等原因导致电力供应严重不足，发生重大电源或电网故障，影响电力有序供应或电力系统安全运行，电力市场技术支持系统或自动化、通信系统发生重大故障，导致市场交易长时间无法进行等情况时，可由调度机构按照安全第一的原则进行应急处置和安排电力系统运行，必要时可以中止电力市场交易，并报告电力主管部门和监管机构。

当出现市场未按照规则运行和管理，市场交易规则不适应市场交易需要，必须进行重大修改，发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果等情况时，可由政府主管部门作出中止市场的决定，并授权调度机构向各市场成员公布。市场中止期间，各市场主体应按照电网调度管理规程，根据调度指令，严格执行调度计划。

当异常情况解除，现货市场可恢复至正常时，由政府主管部门作出市场恢复的决定，并授权调度机构向各市场成员宣布市场恢复。