内蒙古经信委公开征求《蒙西电力现货市场建设试点方案（征求意见稿）》意见

(二)基本原则

1.坚持以解决问题为导向，深化发展。

现货市场建设立足于内蒙古电力多边交易市场多年稳步发展的坚实基础，着力于解决市场深化发展面临的突出问题，构建中长期交易、现货交易协调运作的总体框架，完善日前现货市场交易机制、辅助服务市场机制，适时建立日内市场，最终建成共享共赢的市场体系。

2.坚持以稳中求进为主线，风险可控。

遵循市场经济的客观规律，按照电力工业的发展特点，充分考虑电网、电源、负荷需求及经济社会发展等多种因素，开展贴近运行实际及市场现状的仿真计算，在确保电力系统安全运行和电力可靠供应的基础上，稳中求进推动现货市场建设。

3.坚持以公平公正为准则，合规运行。

严格执行国家法律、法规和行业标准、规范，严格遵守各项规章制度，依法合规履行工作程序，维护电力市场公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，营造有效竞争的市场环境，促进电力市场健康发展。

4.坚持以节能环保为目标，绿色发展。

鼓励清洁能源参与市场竞争，探索可再生能源电力绿色证书、碳交易市场机制，打造全国清洁能源消纳示范区，促进自治区能源结构优化，实现绿色发展。

三、总体目标和建设内容

(一)总体目标

从内蒙古自治区经济社会和电力行业发展实际出发，着力构建适应自治区电力体制和蒙西电网特点的主体多元、竞争有序、公平公正的电力市场结构。持续完善电力多边交易市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，加快构建中长期交易、现货交易协调运作的市场化电力电量平衡机制，以进一步释放改革红利、全面提高电力系统运行效率、不断提升电力安全可靠水平，在满足自治区经济社会发展对电力需求及电力外送的前提下，通过政策引导、市场交易、技术支撑等路径优化发用两电侧，逐步实现最优发电调度、最大用电效益，实现自治区电力行业绿色健康可持续发展，促进自治区工业经济发展和产业结构调整，更好地服务自治区经济社会高质量发展。

近期目标：逐步完善现货市场建设的各项基础条件，在电力多边市场的框架下，建立中长期交易电量日分解机制，完善发电计划编制，为构建发电侧单侧竞争的日前现货市场创造条件；初步建立新能源市场化消纳机制；启动调峰辅助服务市场运行；开展日前替代、抽蓄交易等准现货交易品种；完善技术支持系统，建立交易、调度、营销、财务有机衔接并与监管系统互联的信息系统；适时启动现货市场模拟运行，为试运行奠定技术基础。

中期目标：构建以“中长期电量交易、现货系统优化”为主要特征的中长期交易和现货交易协调运作的电力市场机制。在中长期交易日分解基础上，开展发电侧单侧竞争的日前现货市场，实现电力市场指导下的电网优化运行；建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制；全面推进新能源参与市场竞争；建立发用两侧负荷曲线金融或物理匹配机制；实现中长期交易、现货交易和辅助服务交易的融合协同。

远期目标：建立“中长期交易规避风险，现货交易发现价格”的电力市场机制，推进电能量和辅助服务在现货市场中一体优化、联合出清；进一步通过市场手段促进清洁能源消纳，发挥市场在资源配置中的决定性作用；全面提升蒙西电网的规划、投资、建设和运行效率，实现市场化改革程度达到全国领先水平。

(二)建设内容

蒙西电网电力现货市场的建设工作分三阶段组织实施。

1. 起步阶段（2018年-2019年6月）

（1）进一步完善交易机构和调度机构设置，建立满足现货市场运行需要的交易、调度协同运作机制，厘清交易机构和调度机构的工作界面。

（2）进一步完善电力多边交易市场中长期交易机制；完善以合同转让交易为代表的二级市场机制，探索建立电力多边市场差价合约机制。

（3）建立中长期交易与日前现货交易相衔接的电量分解机制并完善发电计划编制。

（4）为提高电网新能源消纳能力，启动调峰辅助服务市场；组织新能源和自备企业等市场主体开展市场化交易。

（5）拟定现货市场运营规则。

（6）开展市场运行仿真与红利、风险分析，建设市场运行模拟与测试的仿真平台，完成市场运行模拟。

（7）搭建交易、调度、财务、营销等信息系统“统一标准、统一接口”的电力现货市场技术支持平台。

（8）培育合格市场主体，加强对市场成员的培训和宣贯。

2. 完善阶段（2019年7月-2020年）

（1）进一步完善电力多边交易市场体系，建立市场主体以电力曲线为标的物的合同签订模式，发用双方按规则分解合同曲线。

（2）探索建立发电侧单侧竞价的日前现货市场；基于中长期交易的电量分解计划，结合发电侧的竞价申报，制定日前的开机机组组合，并形成机组的日发电曲线。

（3）进一步完善新能源消纳的市场机制，加强新能源企业功率预测，超出保障性电量的部分在参与中长期交易的基础上，鼓励参与现货市场交易；开展新能源与低谷供热负荷等新兴市场成员的交易。

（4）扩大市场参与主体，适时引入抽水蓄能电站，探索研究新能源与抽蓄电站间市场化交易模式，依次开展调频、备用等新的辅助服务交易品种；按照“谁受益、谁付费”的原则，建立辅助服务的市场化交易机制。

（5）探索建设日内、实时/平衡的现货市场，条件具备时可开展市场交易。

（6）进一步完善电力现货市场技术支持平台建设。

3. 成熟阶段（2021年-远期）

（1）全面放开发用电计划，逐步扩大市场准入范围，深化中长期交易。

（2）完善现货市场建设，构建与中长期交易高效协调的现货市场交易机制，持续深化售电市场改革，实现发电侧、用电侧的双向竞争参与，促进现货市场在更大范围内的资源优化配置。

（3）完善辅助服务市场建设，建立辅助服务与电能量交易的联合优化机制，明确用户承担相应辅助服务的责任。

（4）探索建立新能源电力绿色证书、碳交易市场机制，与现有的电力市场协同开展。

（5）将需求侧响应、电供热、充电桩、储能等新的市场主体纳入竞争机制；探索建设适应用户管理、提高终端用电效率的用电管理系统和需求响应系统，实现与电力交易系统的互联互通。

四、现货市场方案

为适应市场建设和发展，满足中长期交易和现货交易的平稳过渡和有序衔接，本方案以市场建设全流程为框架，按照总体部署、重点突破、稳妥推进、试点先行的要求，设计蒙西电力市场机制体系。

(一)市场成员

市场成员包括各类发电企业、电网企业、售电企业、电力用户和市场运营机构。其中，参与交易的市场主体为各类发电企业、售电企业和电力用户等；电网企业指运营输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构为交易机构和调度机构，交易机构主要负责市场和系统的经济性，调度机构主要负责市场和系统的安全性。

(二)市场衔接

内蒙古电力多边交易市场主要开展中长期交易与现货交易。其中，中长期交易包括跨省跨区中长期交易、省内中长期交易、合同转让交易三种类型。现货交易则主要包括日前现货交易、日内现货交易、实时/平衡市场和辅助服务交易四种类型。

在现有中长期交易体系的基础上，引入中长期合同电量的分解执行的方式，实现中长期交易与现货交易的高效衔接。初期，发用双方不具备分解发用电曲线时，由市场运营机构负责中长期合同电量的分解执行。将发电企业年度计划电量与中长期合同电量叠加，形成不同发电企业的分月电量计划（含年度计划与中长期合同两个分量），进而细化至每日的分时电力曲线。日前市场中，发电机组根据日前预测偏差申报电力曲线调整意愿与价格。市场初期，用电侧的需求通过负荷预测确定；具备条件后，允许电力用户结合自身需求的变化参与现货市场。

(三)交易品种

现货交易品种及其组织方式具体如下：

1.日前现货交易

起步阶段（2018年-2019年6月）建立新能源与常规火电机组、自备企业等市场主体的日前交易机制；完成发电侧中长期交易合同日分解规则。

完善阶段（2019年7月-2020年）开展发电侧单侧竞价的日前现货交易。发电企业基于中长期交易的电量分解计划，申报发电机组出力调整意愿与价格。用电侧的需求通过负荷预测确定，并确保在现货市场开市之初即向市场公布竞价日的全网负荷曲线和新能源的出力预测曲线。条件成熟后，逐步探索用户侧中长期交易日分解规则。

成熟阶段（2021年-远期），在日前现货市场中，发电侧须申报交易量价曲线及启停价格、空载价格及发电能力上下限等信息，用电侧须申报运行日用电曲线与价格敏感情况等信息。获得市场成员的申报数据以后，考虑电网运行和机组运行的约束条件，形成次日系统的开机组合与发电曲线，并计算分时边际电价。

2.日内现货交易

完善阶段（2019年7月-2020年）日前现货交易开展成熟之后，按需适时启动日内现货交易。在开展日前市场交易之后，根据日内市场的供需变化，以市场主体的日前报价为依据，在考虑电网和机组运行约束条件的基础上进行偏差滚动的交易匹配。日前现货市场上中标的发电企业，申报信息封存至日内现货市场。用电侧的需求通过负荷预测确定，也允许具备条件的电力用户在日内申报需求调整意愿，申报信息封存至日内现货市场。在日内现货市场组织过程中，全网的负荷变化需求和新能源的出力调整曲线须向市场成员滚动公布。

成熟阶段（2020年-远期），具备条件后，发电企业申报交易日内的调整竞标价格，用电侧可结合自身需求的变化或者需求响应能力申报。发电侧与用电侧的申报意愿汇总后，在考虑电网和机组运行约束条件的基础上进行滚动的交易匹配。

3.实时/平衡市场

成熟阶段（2020年-远期），基于日内滚动优化所形成的交易计划，根据日前或日内市场发电侧、用电侧所封存的价量申报信息或预测信息，对机组的实时出力曲线进行小幅调度，通过自动发电控制系统下发实时发电曲线，并于事后计算分时电价。

4.有偿辅助服务交易

起步阶段（2018年-2019年6月），启动调峰辅助服务市场。公用火电机组按照调峰辅助服务市场交易规则申报交易信息，形成日前发电计划；在实时运行中，根据电网运行实际情况结合机组报价信息出清。

完善阶段（2019年7月-2020年），建立辅助服务市场化交易机制，按照“谁受益、谁付费”的原则，逐渐明确电力用户承担相应辅助服务的责任，并分摊相关服务的费用。在调峰辅助服务市场的基础上，依次引入调频、备用等新的交易品种，以集中竞价的方式组织市场交易。

成熟阶段（2021年-远期），完善辅助服务市场建设，探索建立辅助服务与电能量交易的联合优化机制。在具备条件的基础上，将需求侧响应、电供热、充电桩、储能等市场主体纳入竞争机制，以此激励更多的市场主体参与调峰；同步完善无功、黑启动等辅助服务的市场招标机制。

(四)阻塞管理

调度机构应按规定，在不同环节的现货市场开市之前更新或公布电网检修计划、通道输送能力等相关信息；交易机构应根据调度机构所公布的运行信息更新市场出清计算的约束条件。采用事前主动引导、事中严格出清、事后结算偏差的市场化模式解决阻塞问题。

阻塞管理应在满足系统安全约束的基础上，坚持经济调度的优化目标，确保信息公开与执行公平。由于进行阻塞管理而改变的市场交易结果，调度机构需按照市场规则进行相应的解释说明。

(五)价格机制

1.基数电量的电价执行国家批复价格。

2.市场电量中，协商交易成交电量的电价由购售双方协商形成，集中竞价中标电量的电价由市场出清形成。

3.现货市场的电价机制应根据市场仿真情况确定。发电侧可采用节点或区域电价；用电侧在起步阶段可采用区域或系统加权平均电价，之后根据市场仿真及模拟运行的情况决定采用节点或区域电价。

4.电网输配电价按照政府价格主管部门公布的相关文件执行。

(六)计量结算

1.计量

参与内蒙古电力多边市场交易的全体市场主体需按照《内蒙古电力（集团）有限责任公司关口电能计量装置管理办法》，装设符合要求电能量关口计量装置，并经相关部门验收合格。

2.结算

（1）发电侧结算

发电企业的中长期交易合同，包括优先发电电量、基数发电电量与中长期交易电量，按照实际电网统调发电曲线的日计划电量分解为日结算曲线，根据实际发电上网电量进行相应结算。

优先发电电量、基数电量价格按政府批复电价执行，中长期交易价格和电量按合同约定执行。

日前现货市场出清结果与分解形成的日结算曲线之间的偏差量，按照日前市场的分时电价进行结算。

发电机组实际出力与日前现货市场出清结果之间的偏差量，按照日内现货市场的分时电价进行结算。

实时自动调度的发电机组实际出力与日内形成的发电计划曲线之间的偏差量，按照对应时刻的分时电价进行结算。

（2）用电侧结算

根据市场运行情况，用电企业可基于中长期交易合同日分解曲线申报日用电调整需求。用电侧实际用电与日前现货市场中标的需求曲线之间的偏差量，按照对应时刻的分时电价进行结算。

(七)系统建设

技术支持系统将包括对电力市场的数据计量、信息发布、市场申报、合同的分解与管理、交易计划的编制、安全校核、执行跟踪、市场出清、辅助服务、市场结算、市场监视、市场分析、市场模拟推演等现货市场全业务功能，相关辅助功能包括系统负荷预测、母线负荷预测、新能源预测和需求侧响应等。

蒙西电网电力现货技术支持系统分三阶段建设。

起步阶段（2018年-2019年6月）主要建设功能包括：市场成员管理、数据管理、市场申报、信息发布、中长期电量分解、日前市场、辅助服务市场、安全校核、市场评估分析、外部系统交互、系统负荷预测等。

完善阶段（2019年7月-2020年）主要建设功能包括：长周期机组组合、日前市场完善、日内市场、辅助服务市场完善、市场风险管控、市场成员服务、母线负荷预测、新能源预测、需求侧响应等。

成熟阶段（2021年-远期）主要建设功能包括：日前市场完善并支持发用电双侧报价出清、实时市场、辅助服务市场进一步扩充交易品种实现与电能量市场联合出清、市场监管等。