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中长期交易包括年度、季度、月度、月内短期的省间、省内中长期交易,合同转让交易等类型。
现货交易包括日前、实时省内现货交易两种类型,参与日前、日内省间现货交易。
辅助服务交易包括省内调频交易、省内风火深度调峰交易,参与日前、日内华北跨省调峰交易。
整个市场体系如下图所示:
市场交易的组织次序为:
省间中长期交易;
省内中长期交易;
省内日前现货交易;
省内调频交易;
省内日前深度调峰交易;
省间日前现货交易;
区域内跨省日前调峰交易;
省间日内现货交易;
区域内跨省日内调峰交易;
省内实时现货交易;
省内实时深度调峰交易。
各类交易品种的组织方式如下:
1. 中长期交易
(1 1 )参与省间中长期交易
包括省间国家指令性计划、政府间协议和市场化省间交易。
其中,省间国家指令性计划与政府间协议应纳入省内优先发电计划,按省内基础电量进行分配。
市场化省间交易包括年度、季度和月度交易, 形成联络线交易曲线,月内可根据可再生能源消纳、电网运行等情况进行 调整并物理执行,优先保障完成。交易组织方式包括挂牌交易、集中竞价等。省内发电企业竞得的外送交易电量作为结算依据,不作为电厂物理执行依据。
(2 )省内中长期交易
优先发电电量、基础电量视为厂网双边交易电量,执行政府批复的上网电价,纳入电力中长期交易范畴。优先发电电量、基础电量的规模按照国家关于有序放开发用电计划的步骤确定。
在此基础上,结合省内确定的电力直接交易规模,开展年度、月度、月内短期交易和合同转让交易,组织方式包括双边协商、集中竞价、挂牌交易等。
按照国家关于有序放开发用电计划的步骤,现货市场初期,省内基础电量保障物理执行, 中长期直接交易合约作为发电企业, 的结算依据,逐步过渡至省内中长期合约全部作为发电企业的结
算依据。支持现有省内开展的各类市场化交易品种,并可拓展至月内短期滚动交易、约定交易结算曲线等。
(3 )安全校核
各发电企业参与省间和省内中长期市场的净合约量,不得超过其合约期内的实际发电能力。
省间中长期交易需进行安全校核。按照统一调度、分级管理的原则,国调、华北分调、山西省调按调管范围负责输电线路的安全校核阻塞管理等。
2. 确定中长期交易结算曲线
各发电企业的外送年度、季度交易电量,以及省内年度直接交易电量须分解至月。各发电企业的优先发电电量、基础电量按规则分解至月。
电力交易机构负责汇总各发电企业的省间、省内交易的分月计划,优先发电电量、基础电量的分月计划,以及省间、省内月度交易电量,得到各发电企业的 月度交易结算电量。
在考虑机组检修计划等因素的基础上,电力市场运营机构将各发电企业的月度交易结算电量按规则分解至每日。发电企业参与省间、省内月内短期交易的,需更新月内剩余各日的结算电量并分解至每日。
在现货市场申报前,各发电企业的日结算电量需分解为交割日的分时电量结算曲线。发电企业日结算电量中的外送交易成分,按照对应联络线交易曲线的形状进行分解;日结算电量中的优先发电电量、基础电量成分,由电力调度机构根据电网运行需要进行安排并物理执行,该部分电量的结算曲线按照典型曲线的形状进行分解,典型曲线根据电网负荷特性和运行特点确定;日结算电量中的省内直接交易成分,可由发电企业与电力用户自行协商确定分解曲线,也可选择典型曲线进行分解。
电力市场运营机构将分解至每日的各机组的省间中长期交易结算曲线、省内基础电量结算曲线、省内直接交易结算曲线叠加并作为私有信息向该电厂公布,作为该电厂开展中长期交易与现货交易偏差结算的基准曲线。
各机组日前现货交易计划曲线与中长期交易结算曲线的偏差部分,按照日前现货市场的分时价格进行结算。各市场化用户的日前申报曲线与其中长期交易结算曲线的偏差部分,按照日前现货市场的分时价格进行结算。
3. 现货交易
(1 1 )日前省 内现货交易日前省内现货市场,采取全电力优化、全时空配置的组织方式,以次日全部省内用电需求预测和中长期外送交易结果作为竞价优化空间。
电力调度机构以系统发电成本最小化为目标,考虑机组和电网运行约束条件等,实施市场出清计算,形成日前开机组合、机组发电计划曲线和分时边际电价。
① 边界条件
省间中长期交易形成的联络线外送电曲线,因安全约束、电压支撑、供热民生或政府要求的必开必停机组,发电企业物理执行的基础电量,新能源机组申报的次日发电预测曲线,网络拓扑,次日系统、母线负荷预测曲线,作为日前省内现货市场组织的边界条件。
② 市场申报
各电厂以发电机组为单位进行申报,包括:
机组启动费用(元/次),不同状态下的启动时间(小时);
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