以广东起步的南方区域电力现货市场8月31日启动试运行，这是中国内地首个投运的电力现货市场。

 

电力现货市场是价格发现和资源优化配置的重要环节，有利于通过市场机制发现电力价格，迅速、真实反映市场供需情况，令电能回归商品属性。

 

以广东起步的南方区域电力现货市场，建立了“中长期+现货”的交易模式，包括基于价差合约集中竞争的年、月、周等多种周期中长期交易，以及日前、实时全电量集中竞价现货交易。现货市场每15分钟形成一个电价，不同地方、不同时段电价有所不同。目前，交易范围仅限定于广东地区，待条件成熟后将逐步扩至南方电网所供电五省区(广东、广西、云南、贵州、海南)，并展开省间交易。

 

该市场启动运行标志着广东电力市场体系基本建成，中国电力市场化改革迈出最关键的一步。

 

广东省发改委官员表示，南方电力现货市场试运行可有效解决计划与市场、现货交易与中长期交易、不同成本机组同台竞争等困扰电力市场化改革的实质问题。

 

据了解，中国内地有8个同类试点，南方电力现货市场是其中唯一具有区域性质的电力现货市场。南方电网公司总经理曹志安认为，此次南方区域电力现货市场投入试运行，将充分发挥市场在资源配置中决定性作用，促进清洁能源消纳以及西电东送的有效落地。(完)

 

南方(以广东起步)电力现货市场实施方案(征求意见稿)

 

为深入贯彻落实《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)、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》(粤发〔2015〕14号)以及电力体制改革配套文件精神，按照《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源〔2017〕1453号)有关要求，根据《广东电力现货市场建设试点工作方案》(粤经信电力函〔2017〕286号)的工作安排，为加快建设完善电力市场体系，建立符合广东实际情况的电力现货市场，制订本实施方案。

 

一、总体要求

 

遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，综合考虑广东电网的实际情况，坚持循序渐进、稳步推进的原则，逐步建立交易品种齐全、功能完善的电力现货市场和基于差价合约的电力中长期市场，形成以中长期为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制，以中长期交易规避风险、以现货市场发现价格，进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好地反映电力商品的物理属性和时间、空间价值，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，有序推进南方(以广东起步)电力现货市场试点建设。

 

二、建设目标

 

(一)近期(至2019年底)，建立场内集中交易与场外协商交易互补、常用曲线合约与自定义曲线合约相结合的中长期电能量市场，提供多次组织的年、月、周交易品种，实现市场主体中长期合约签订、中长期电量偏差调整和价格波动风险管理。建立全电量竞价的日前、实时现货电能量市场交易机制，通过市场竞争形成有效反映电力商品时空价值的价格信号;建立调频辅助服务的市场化交易机制，初期与电能量交易市场分开独立运行;探索研究市场化的需求侧响应机制。2018年底，发电侧与用户侧双边参与的电能量现货市场和基于差价合约的中长期市场具备试运行条件，日前电能量市场以“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”模式起步，中长期市场具备组织场外协商和场内年、月、周集中交易条件;2019年底，完成相关的技术准备工作，具备日前电能量市场“发电侧报量报价、用户侧报量报价”的试运行条件，基于差价合约的中长期市场交易机制进一步完善。

 

(二)中远期(2020年——)，进一步丰富中长期市场交易品种，探索开展容量市场、金融输电权、电力期货和衍生品等交易，研究建立可再生能源交易机制，进一步丰富电力市场交易体系，逐步取消B类机组的基数合约电量;建立和完善需求响应市场化机制，与现货市场用户侧申报相衔接;实现调频、备用等辅助服务与电能量的统一联合优化出清，开展辅助服务的中长期交易，建设完善的辅助服务市场;适时引入虚拟交易商参与市场交易;推动电力现货市场向跨省区电力市场过渡，适时开展南方区域统一电力现货市场交易。

 

三、市场建设主要内容

 

本方案仅对广东近期目标电力市场建设主要内容进行阐述，随着市场逐步发展成熟以及技术条件逐步完善，适时推进中远期目标电力市场建设。

 

(一)市场架构。

 

广东电力市场分为电力批发市场和电力零售市场。现阶段，电力批发市场采用“电能量市场+辅助服务市场”的市场架构。通过场外双边协商、场内挂牌、场内集中竞争等多种方式，实现中长期电能量市场合约和基数合约的灵活交易;建设全电量竞价的电能量现货市场，基于节点边际电价确定发用两侧电能量现货市场价格;建设调频辅助服务市场，形成市场化的调频价格。

 

电力零售市场由售电公司与电力用户通过市场化交易形成零售合同。签约的电力用户由售电公司代理参与电力批发市场。

 

(二)市场主体。

 

参与交易的市场主体包括电力用户、售电公司、发电企业以及独立辅助服务提供者等。市场主体应符合国家和广东省有关准入条件，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，在广东电力交易中心(以下简称“交易中心”)注册，遵守电力市场运营规则，通过广东电力交易平台参与交易，接受电力监管机构、政府部门的监督，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。

 

现阶段，具备准入条件的燃煤、燃气发电机组参与电能量市场交易，省外以“点对网”方式向广东省送电的燃煤发电企业(包括桥口电厂、鲤鱼江电厂)视同广东省内电厂(机组)参与广东电力市场交易;后续根据发用电计划放开情况，核电及可再生能源等逐步进入电能量市场。同时，根据用户用电量和电压等级分阶段逐步放开用户参与电能量市场交易。辅助服务市场的市场主体根据辅助服务市场交易的相关要求确定。

 

符合准入条件的新建发电机组完成整套启动试运后可进入市场，但90天内应取得电力业务许可证(发电类)。

 

以政府间框架协议、国家分电计划等形式向广东跨省区送电，综合考虑年度合同、省间市场化交易结果、清洁能源消纳需求以及电网安全运行要求，作为广东现货电能量市场交易的边界条件。根据市场发展情况，逐步将框架协议外的增送电量纳入现货市场交易。向广东跨省区送电的中长期合同分解、交易组织、交易结算等具体规则另行制定。

 

(三)市场运营机构。

 

电力市场运营机构包括电力交易机构以及电力调度机构，共同负责电力市场的组织运行。

 

(四)基数合约电量安排。

 

基数合约电量由政府主管部门制定下达，并与输配电价政策相衔接，各类机组的基数合约电量平均购电价与政府输配电价核定时的平均购电价相匹配。A类机组指不参与市场交易的发电机组，其年度基数合约电量在年内分解执行;B类机组指参与市场交易的发电机组，其分月基数合约电量根据市场规则按照差价合约形式参与市场。

 

(五)中长期电能量市场交易机制。

 

1.中长期差价合约。

 

中长期电能量市场以中长期电能量合约为交易标的，通过常用曲线或自定义曲线约定合约周期内分时电量，并约定结算价格参考点。中长期电能量合约为差价合约，根据交割日的日前市场价格进行差价结算。

 

2.中长期交易品种。

 

中长期电能量市场分为场内交易和场外交易两种模式。其中，场外交易为双边协商交易，交易双方自主协商交易电量、交易价格、分解曲线和交割节点等合同要素，签订场外协商交易合约，并上报交易中心登记生效;场内交易包括年度、月度和周集中竞争以及挂牌等交易品种，由交易中心通过交易平台统一开展。

 

3.中长期交易约束。

 

允许发电企业、电力用户和有实际用户代理关系的售电公司参与交易，不引入自然人投资者和投资机构参与中长期交易。实施交易电量约束，根据发电侧市场主体的实际发电能力和用电侧市场主体的历史实际用电量，设置市场主体净合约量、累计交易量约束等。

 

4.履约保函管理。

 

中长期市场履约风险分为交易风险和结算风险，分别实施交易保函和结算保函制度。交易履约保函覆盖常用合约集中交易和基数合约集中交易;结算履约保函覆盖各类中长期交易、现货交易和零售市场交易。交易中心统一负责履约保函的计算、收取和管理，市场主体按照公开发布的标准在规定时间内足额缴纳保函。

 

(六)现货市场交易机制。

 

1.日前电能量市场。

 

日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。

 

在“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的起步模式下，参与市场的发电机组在日前电能量市场中申报运行日的量价信息，参与批发市场的用户、售电公司在日前电能量市场中申报运行日的用电需求曲线，不申报价格。综合考虑统调负荷预测、母线负荷预测、外送电力曲线、清洁能源消纳需求、A类机组出力曲线、发电机组检修计划、输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)方法进行集中优化计算，出清得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时节点电价。

 

在“发电侧报量报价、用户侧报量报价”的模式下，参与市场的发电机组在日前电能量市场中申报运行日的量价信息，参与批发市场的用户、售电公司在日前电能量市场中申报运行日的用电需求量价曲线。综合考虑用户侧申报的需求量价曲线、非市场用户需求、外送电力曲线、清洁能源消纳需求、A类机组出力曲线、发电机组检修计划、输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等因素，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)方法进行集中优化计算，出清得到日前市场机组分时中标出力曲线、市场用户分时中标用电曲线以及分时节点电价。日前电能量市场出清结束后，根据运行日的系统负荷预测、母线负荷预测等电网运行边界条件，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)方法进行集中优化计算，对运行日的机组开机组合、机组发电出力曲线进行调整，确保满足运行日的电力供需平衡、电网安全运行以及清洁能源消纳需求，日前电能量市场的中标结果以及价格不进行调整。

 

2.实时电能量市场。

 

实时电能量市场采用全电量集中优化出清的方式开展。实时电能量市场中，发电侧采用日前电能量市场封存的申报信息进行出清，用户侧无需进行申报。根据发电侧在日前电能量市场中的申报信息，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束经济调度(SCED)方法进行集中优化计算，出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。

 

3.调频辅助服务市场。

 

初期设置调频辅助服务交易品种，与现货电能量市场分开独立运行。调频市场采用日前预出清、实时正式出清的方式开展。符合调频市场交易准入条件的发电机组在日前电能量市场申报环节需同步申报调频报价，通过集中竞争方式，经安全校核后形成调频市场预出清及出清结果。

 

4.安全校核。

 

日前、实时现货电能量市场以及调频辅助服务市场的出清结果需严格满足电力供需平衡以及电网安全稳定运行的约束条件。

 

5.发电调度计划调整。

 

在“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的起步模式下，一般情况下，日前市场的发电侧出清结果(包含机组开机组合以及出力计划)即为运行日的发电调度计划。在“发电侧报量报价、用户侧报量报价”的模式下，日前可靠性机组组合的结果(包含机组开机组合以及出力计划)即为运行日的发电调度计划。

 

若电网运行边界条件发生变化，且对电网安全稳定运行、电力有序供应和清洁能源消纳造成风险，电力调度机构可根据电网运行的最新边界条件，基于发电机组的日前市场报价，采用安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)方法，对运行日的发电调度计划(含机组组合和机组出力计划)进行调整，以保证电网安全运行以及电力有序供应，日前市场形成的成交结果和价格不进行调整。

 

(七)电价机制。

 

1.电能量市场价格形成机制。

 

中长期、现货电能量市场均采用绝对价格开展交易。中长期电能量市场通过双边协商、挂牌、集中交易等方式形成市场价格。其中，场外协商交易由市场主体自主协商确定价格;挂牌交易以挂牌价格为成交价格;场内集中交易在集合竞价阶段采用边际定价、统一出清机制，在连续竞价阶段采用连续撮合定价机制。

 

现货电能量市场通过集中竞争的方式，形成分时节点电价作为市场价格。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成，系统电能价格反映全省的电力供需情况，阻塞价格反映不同节点的电网阻塞情况。

 

2.发电侧电能量电价机制。

 

A类机组执行政府核定的上网电价;B类机组通过市场竞价形成电能量市场价格，在现货电能量市场中，以其对应上网节点的节点电价作为现货电能量市场价格。

 

3.市场用户电能量电价机制。

 

市场用户电能量结算价格由电能量市场价格、输配电价(含线损及交叉补贴)、政府基金及附加、不平衡资金费用等构成。现货电能量市场中，用户侧以统一结算点的综合电价作为现货电能量市场价格。

 

4.调频辅助服务市场价格机制。

 

调频辅助服务市场价格通过集中竞争方式形成。

 

(八)交易结算。

 

电网企业根据经营范围各自提供每天24小时各时段机组上网电量、用户实际用电量、发用电偏差电量、政府核定上网电价等结算准备数据，负责批发市场、零售市场的统一结算付费。广东电力交易中心负责向市场主体出具批发、零售市场的结算凭证;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企业的电费结算支付方式不变。

 

市场交易结算以小时为基本计算时段，采用“日清月结”结算模式，即每日计算结算结果，按月发布市场化交易结算凭证。

 

现货市场阻塞盈余等电费纳入平衡资金管理，其余额或缺口，以月度为周期由所有参与批发市场的用户侧市场主体按比例分摊或返还。

 

(九)信息披露。

 

按照信息属性分类，市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息，分别向不同范围的市场主体发布。交易中心会同电力调度机构，根据政府主管部门发布的信息披露相关文件要求，统一通过广东电力市场交易平台向市场主体发布市场交易以及电网运行等各类信息。各市场成员应当按规定，统一通过广东电力市场交易平台披露有关信息，并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。

 

(十)信用管理。

 

建立基于现货市场的信用管理体系，交易中心根据政府部门、能源监管机构授权，依据市场主体上报的信用评价指标数据和支撑材料，参考第三方信用评价机构的评价结果，评定市场主体的信用等级。交易中心依据市场主体的信用等级、有形净资产、履约担保、交易电量、市场欠费及亏损情况等，量化计算市场主体的信用额度和交易风险，以及拟交易电量的信用额度余缺，并对市场主体参与市场交易所需的信用额度进行跟踪管理。市场主体必须在信用额度范围内进行交易。

 

(十一)市场监管。

 

国家能源局南方监管局、省经济和信息化委根据职能依法履行省(区、市)电力市场监管职责，对市场主体有关操纵市场力、公平竞争、电网公平开放、交易行为、信息披露等情况实施监管，对交易中心和电力调度机构执行市场规则的情况实施监管。

 

(十二)市场力监测。

 

初期，在日前电能量市场中开展市场力监测的行为测试，当发电机组电能量报价小于等于市场力监测参考价格时，认定为通过行为测试，其报价作为有效报价直接参与市场出清;否则认定为不通过行为测试，对其报价进行市场力缓解措施后参与市场出清。发电机组的市场力监测参考价格由市场管理委员会提出建议，经政府主管部门、能源监管机构同意后执行。市场具备条件后，对未通过行为测试的发电机组开展影响测试，根据影响测试结果判定该机组是否通过市场力检测。

 

(十三)应急处置。

 

当面临严重供不应求情况时，政府部门可依照相关规定和程序暂停市场交易，组织实施有序用电方案。当出现台风、地震等重大自然灾害、突发事件影响电力供应或电网安全时，政府部门、能源监管机构可依照相关规定和程序暂停市场交易，临时实施发用电计划管理。

 

当市场运营规则不适应电力市场交易需要、电力市场运营所必须的软硬件条件发生重大故障导致交易长时间无法进行，以及电力市场交易发生恶意串通操纵行为并严重影响交易结果等情况时，能源监管机构会同政府部门可以做出中止电力市场的决定。

 

当发生突发性的社会事件、气候异常和自然灾害或系统发生重大电网事故等突发事件影响电力供应或电网安全时，或电力市场运营所必须的软硬件条件突发重大故障无法开展市场交易时，市场运营机构应按照安全第一的原则处理事故和安排电力系统运行，必要可以中止电力现货市场交易，并尽快报告政府部门及能源监管机构。

 

(十四)不同成本机组同平台竞争的处理机制。

 

现行政府定价相比燃煤机组标杆电价高出一定范围的B类机组(如水煤浆机组、煤矸石机组、高成本燃气机组等)，根据一定标准给予补贴，补贴资金由市场化用户分摊。具体的补贴方式、补贴机组范围、补贴标准等由市场管理委员会提出建议，经政府主管部门、能源监管机构同意后执行，并可根据市场运行、能源结构变化等情况进行调整。

 

四、交易规则制定及调整

 

广东电力市场交易基本规则以及配套实施细则由广东省深化电力体制改革部门间联席会议审议通过后印发执行。联席会议闭会期间，根据市场有序运行需要，由市场管理委员会提出建议，经国家能源局南方监管局、省经济和信息化委、发展改革委同意后，可对广东电力市场交易基本规则以及配套实施细则的相关条款进行调整，市场运营机构按照调整后的交易规则组织电力市场交易，事后报联席会议审议。

 

五、组织实施

 

在省深化电力体制改革部门间联席会议的领导下，省经济和信息化委、发展改革委、国家能源局南方监管局等有关部门，充分发挥部门联合工作机制作用，组织协调发电企业、电网企业、售电公司和电力用户，切实根据《广东电力现货市场建设试点工作方案》做好各项工作安排，高度重现货市场的试运行工作，按照模拟推演、模拟运行(不结算)、结算试运行三个阶段开展，确保市场平稳有序运行。力争2018年底前启动电力现货市场模拟运行，并具备试运行条件。