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(七)建立辅助服务交易机制。按照“谁受益、谁承担”的原则,建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制,积极开展跨省跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易,中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。用户可以结合自身负荷特性,自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同,约定各自的辅助服务权利与义务。
(八)形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电,优先发电合同可转让,鼓励可再生能源参与电力市场,鼓励跨省跨区消纳可再生能源。
(九)建立市场风险防范机制。不断完善市场操纵力评价标准,加强对市场操纵力的预防与监管。加强调度管理,提高电力设备管理水平,确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。
四、市场主体
(一)市场主体的范围。
市场主体包括各类发电企业、供电企业(含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济技术开发区等,下同)、售电企业和电力用户等。各类市场主体均应满足国家节能减排和环保要求,符合产业政策要求,并在交易机构注册。参与跨省跨区交易时,可在任何一方所在地交易平台参与交易,也可委托第三方代理。现货市场启动前,电网企业可参加跨省跨区交易。
(二)发电企业和用户的基本条件。
1.参与市场交易的发电企业,其项目应符合国家规定,单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。
2.参与市场交易的用户应为接入电压在一定电压等级以上,容量和用电量较大的电力用户。新增工业用户原则上应进入市场交易。符合准入条件的用户,选择进入市场后,应全部电量参与市场交易,不再按政府定价购电。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户,由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。用户选择进入市场后,在一定周期内不可退出。适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价。
五、市场运行
(一)交易组织实施。电力交易、调度机构负责市场运行组织工作,及时发布市场信息,组织市场交易,根据交易结果制定交易计划。
(二)中长期交易电能量合同的形成。交易各方根据优先购电发电、直接交易(双边或集中撮合)等交易结果,签订中长期交易合同。其中,分散式市场以签订实物合同为主,集中式市场以签订差价合同为主。
(三)日前发电计划。分散式市场,次日发电计划由交易双方约定的次日发用电曲线、优先购电发电合同分解发用电曲线和现货市场形成的偏差调整曲线叠加形成。集中式市场,次日发电计划由发电企业、用户和售电主体通过现货市场竞价确定次日全部发用电量和发用电曲线形成。日前发电计划编制过程中,应考虑辅助服务与电能量统一出清、统一安排。
(四)日内发电计划。分散式市场以5—15分钟为周期开展偏差调整竞价,竞价模式为部分电量竞价,优化结果为竞价周期内的发电偏差调整曲线、电量调整结算价格、辅助服务容量、辅助服务价格等。集中式市场以5—15分钟为周期开展竞价,竞价模式为全电量竞价,优化结果为竞价周期内的发电曲线、结算价格、辅助服务容量、辅助服务价格等。
(五)竞争性环节电价形成。初期主要实行单一电量电价。现货市场电价由市场主体竞价形成分时电价,根据地区实际可采用区域电价或节点边际电价。为有效规避市场风险,对现货市场以及集中撮合的中长期交易实施最高限价和最低限价。
(六)市场结算。交易机构根据市场主体签订的交易合同及现货平台集中交易结果和执行结果,出具电量电费、辅助服务费及输电服务费等结算依据。建立保障电费结算的风险防范机制。
(七)安全校核。市场出清应考虑全网安全约束。电力调度机构负责安全校核,并按时向规定机构提供市场所需的安全校核数据。
(八)阻塞管理。电力调度机构应按规定公布电网输送能力及相关信息,负责预测和检测可能出现的阻塞问题,并通过市场机制进行必要的阻塞管理。因阻塞管理产生的盈利或费用按责任分担。
(九)应急处置。当系统发生紧急事故时,电力调度机构应按安全第一的原则处理事故,无需考虑经济性。由此带来的成本由相关责任主体承担,责任主体不明的由市场主体共同分担。当面临严重供不应求情况时,政府有关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。当出现重大自然灾害、突发事件时,政府有关部门、国家能源局及其派出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,国家能源局及其派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易。
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