浙江省电力体制改革综合试点方案相关专项方案印发：2019年上半年实现浙江初期电力市场试运行

市场参与主体包括省内各类统调煤电、水电、气电、核电机组，计划内外来煤电、水电、核电机组，电网企业和除居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电等需优先保障外的110千伏及以上电压等级用户。适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价，初步建立保底供电服务机制。允许售电公司代表110千伏及以上电压等级用户参与市场。待市场运行平稳后，适时放开35千伏及以上用户参与市场。

(二)中期市场

中期市场的目标是提高市场参与度，促进售电侧市场竞争，丰富合约市场交易品种，建立完善的电力市场框架体系，有效发挥市场对资源配置的决定性作用，引导电力行业合理投资、科学发展。扩大市场范围，完善零售竞争市场，探索可再生能源市场参与机制，推行能源绿色证书交易，引入电力期货等金融合约，建立较为完备的市场风险防控体系，完善浙江电力市场体系和市场规则。

现货市场方面，适时开展日前交易，进一步优化安全校核、报价机制和阻塞管理市场机制，探索节点电价的可行性，适当缩短市场出清定价间隔，适度放宽市场限价，使市场出清价格更准确反映电力供需状况;完善风电、光电等可再生能源及分布式能源参与现货市场的方式，实现各类电源平等参与市场。合约市场方面，逐步缩减政府授权合约比例，增加合约种类，引入电力期货合约，扩展合约交易期限，允许多年、季度、月度等合约交易。鼓励金融机构等第三方参与电力期货市场，提高中长期市场流动性，提供合理的中长期价格信号;建立较为完备的电力金融市场体系，提供多渠道的风险管控方式。

市场准入逐步放开至除居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电等需优先保障外的10千伏及以上电压等级用户、20兆瓦及以上常规电源和计划内外来电，适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价。售电公司可代表10千伏及以上电压等级用户参与市场。开展可中断负荷等需求侧响应，探索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，建成完备的辅助服务市场体系。

(三)目标市场

最终目标是市场范围尽可能扩大，市场主体广泛参与，市场风险有效防控，形成竞争充分、价格合理、体系完备、功能完善的电力市场。建立成熟的电力金融市场体系，完善需求侧参与机制，探索建立容量市场。监管机制和信用体系基本健全，市场体系较为充分完善，行业平稳健康发展。

现货市场方面，优化电网阻塞管理机制，引入金融输电权交易，规避阻塞风险;完善需求侧参与市场竞争方式，通过需求侧和能效管理，促进供需平衡和节能减排。合约市场方面，开展电力期权等衍生品交易，为发电企业、售电公司、电力用户提供远期价格信号和丰富的风险管理手段。为保证长期容量效益裕度，应对可能的电源投资不足，探索建立容量市场机制。

扩大市场规模，赋予所有用户参与市场的选择权，发电侧放开至所有电源。实现售电侧市场主体多元，竞争充分，用户可自由更换售电公司，售电公司可跨行业为用户提供综合能源服务。

四、市场建设的主要内容

借鉴国外电力市场化改革以及浙江发电市场实践经验，结合浙江电力行业实际情况，浙江电力市场初期拟采用全电力库模式(Gross Pool)，实行全电量竞价上网边际电价出清，辅以差价合约管理市场风险。初期市场主要由现货市场和合约市场构成，开展电能量交易和辅助服务交易。为使市场设计具备较好的可扩展性，市场基础模型可采用节点电价模式，用户侧电价采用全网统一电价，发电侧电价可采用分区电价或全网统一电价。

本方案仅对浙江初期电力市场建设做详细阐述。浙江电力初期市场正式运营后，随着市场运行总体趋于稳定，市场意识逐渐增强，市场竞争较为充分，监管机制和信用体系基本建立，适时推进中期和目标电力市场建设。

(一)初期现货市场

初期电力现货市场包括日前市场预出清和日内实时平衡市场。日前市场预出清实行调度日预发电计划滚动更新，日内实时平衡市场保障电力供需的实时平衡。市场组织中交易中心和调度机构的职责划分目前难以明确的部分，将根据市场建设运行情况逐步明确，在后续文中统一采用“调度和交易机构”方式表述，原则上，调度运行相关事项由调度机构负责，市场交易组织相关事项由交易中心负责。

1.日前市场预出清

日前市场预出清包括日前预出清和滚动更新，由调度和交易机构组织，日前预出清为市场主体提供调度日市场预期结果，初步确定考虑系统可靠性的调度日机组组合和预发电计划，通过滚动更新机制不断调整预发电计划，提高市场信息透明度，引导市场成员合理调整竞价策略，促进电力供需平衡。

调度和交易机构负责发布日前系统负荷预测曲线、电网检修、稳定限额等信息。省内外发电企业在规定的时间前向调度和交易机构提交调度日机组运行的物理参数、电量和辅助服务报价信息，通过报价选择其机组运行方式。调度和交易机构根据发电企业的申报信息，将机组运行能力、网络拓扑、事故校验等各类安全约束作为条件，以成本最小化为目标，进行电能量与辅助服务联合优化边际出清，计算形成满足各类安全约束的日前市场预出清结果，包括调度日机组组合、出力安排、辅助服务安排及预出清价格等，并公开发布，预出清结果不进行实际结算。

日内实时平衡市场实施前，在合理理由的前提下，依据市场规则，发电企业可以调整报价方案。调度和交易机构根据发电企业修改的报价方案、用电负荷预测变化及电网运行状态的改变，通过滚动更新的预出清机制，定时调整预发电计划安排并及时公布。

2.日内实时平衡市场

日内实时平衡市场由调度和交易机构负责组织，交易结果的执行和电网安全由调度机构负责，交易和调度的职责依照市场规则界定，共同协作实现电力供需实时平衡，发现电力价格，保障系统安全可靠运行。

调度和交易机构基于负荷预测，采取全电量集中优化的方式，根据省内外发电企业的报价信息，将机组运行能力、网络拓扑、事故校验等作为安全约束条件，以成本最小化为目标，进行电能量与辅助服务联合优化边际出清，形成机组实际执行的发电计划、辅助服务安排、市场出清价格、市场竞争性指标等信息。调度和交易机构将市场交易结果及时发给各级调度机构，由各级调度机构负责执行，在一定的情况下依据市场规则，调度机构可修改发电计划，以保证电网安全稳定运行，并将执行结果发还给调度和交易机构。

探索完善国调和华东调度不同类型外来电参与市场的具体方式。国调、华东调度的机组出力可按系统安全校核的需要，依据市场预出清结果提前一段时间锁定，交由相应层级调度机构进行安全校核和落实执行，价格为日内实时平衡市场对应时段的出清价格。影响国调、华东调度机组正常发输电的相关信息，应及时向市场公开，确保市场主体有足够的时间调整报价方案，保证市场信息透明。

(二)初期合约市场

初期合约市场交易种类主要是中长期差价合约，目的是发现中长期电力价格，为市场主体提供规避现货市场风险的有效手段。合约性质为金融性合约，仅现金结算，不对电网物理运行产生影响。交易中心负责组织合约交易，为各市场主体提供合约备案和结算等服务。

差价合约包括政府授权合约和双边合约。根据国家优先发电等政策和浙江电力市场发展等要求，合理确定发电计划放开进度。未放开的发电计划部分转化为政府授权合约，由省政府能源主管部门确定其具体内容，授权电网企业与相关发电企业签订。按煤电、核电、大型水电、气电以及区外来电等电源属性和区外直流输电约束等情况，设计不同种类的差价合约，以保障各类电源平等参与市场。政府授权差价合约是参考上年典型负荷曲线、电源发电特性、电源检修等因素制定的，覆盖全年所有时段带时标的合约。放开的发电计划部分，市场主体可根据自身的风险偏好，通过开展双边协商或平台集中竞价等方式签订一定比例的双边合约，规避现货市场价格风险。初期市场合约期限以年度为主，随着市场发展，逐步增加合约种类，扩展合约交易期限，允许多年、季度和月度等合约交易。

(三)初期辅助服务市场

初期辅助服务市场包括现货辅助服务交易和中长期辅助服务交易。现货辅助服务交易是指次日或者日内未来某一时段系统运行所需要的调频、备用等辅助服务。调度机构测算确定调频、备用等辅助服务需求，调度和交易机构通过市场交易平台竞价确定。中长期辅助服务交易是指未来一定时间(年、季、月、周等日以上)内的可中断负荷、调压、黑启动等辅助服务，由调度机构与市场主体通过双边协商或集中竞价等方式确定辅助服务提供方及价格。

根据浙江特高压直流远距离大功率输送的特点，调度机构合理测算确定直流闭锁事故备用需求，通过现货市场或者双边协商的形式，组织包括需求侧可中断负荷等备用容量，保证备用水平，保障直流闭锁事故后电网安全。

(四)安全校核和阻塞管理

调度和交易机构负责安全校核，确保在合理的电力系统模型和安全约束条件的前提下形成交易结果，保证交易结果的可执行性。日前市场预出清、滚动更新和日内实时平衡市场出清均应考虑安全约束。

调度和交易机构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，按照市场规则进行必要的阻塞管理。

(五)交易结算

交易中心根据政府授权合约、双边合约以及现货市场交易和执行结果，进行市场结算。调度机构依据其负责的中长期辅助服务交易和执行结果，出具结算依据交由交易中心结算。终端电力用户的电费收取结算仍由电网企业承担。

(六)信息披露

信息披露应遵循透明公开、应披露尽披露的原则，由市场主体按照市场规则规定的程序及时予以披露。交易中心归集来自交易平台、电网、发电、售电、用户等的信息，通过专门的信息披露平台进行公开，主要包括：日前市场预出清价格、日前以及滚动修正的负荷预测曲线、历史机组报价信息、负荷数据、线路检修和机组停运情况等信息。

交易中心定期发布系统充裕性评估，包括短期系统充裕性预测评估(未来七天)，中期系统充裕性评估(未来二十四个月)，以及远期充裕性评估(未来五～十年)，为市场参与者提供可靠的中长期市场信息，引导市场平稳运行和发现合理市场价格。

(七)风险防控与应急处置

1.市场力防控。针对浙江电力行业实际情况，制定相应的市场力防控规则条款，采取事前预防、事中监测、事后评估和处罚等措施防范市场操纵行为。建立浙江电力市场市场力分析评价指标体系，对市场竞争性水平实时监控，及时披露有争议的市场行为，定期发布市场竞争性报告。根据当前市场的集中度有序放开政府授权合约比例。

2.市场限价。根据市场主体多元化状况、一次能源价格变动以及市场发展阶段等，对市场交易申报及出清价格设置合理的上下限，并定期调整，以降低市场风险。

3.市场干预和中止。建立市场干预和市场中止机制，在紧急情况下，经政府授权，按照市场规则，调度和交易机构可进行市场干预或中止市场运行。市场中止时，调度机构主导电网安全稳定运行，待系统满足市场运行条件时，及时恢复市场运行。

4.市场审慎监管。建立市场审慎监管机制，及时监控市场主体财务风险，对财务风险接近信用评级的市场主体提出预警，保证市场价格波动下财务结算顺利进行，防止拖欠电费等现象发生，实现买卖双方交易无风险结算。

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