山西省电力市场深化建设方案发布：积极融入全国统一电力市场 中长期市场为新能源消纳创造条件

二、市场主体

（一）市场主体范围

市场主体包括各类发电企业、电网企业（含地方电力公司， 下同)、售电公司（包括拥有配电网资产的售电公司，下同)、电力用户和独立辅助服务提供者等。

（二）市场主体的基本条件

市场主体均应满足国家节能减排和环保政策要求，符合国家 环保和产业政策，按要求在电力交易机构完成注册。

（三）市场主体的准入、退出管理

省政府电力管理部门负责制定市场主体准入、退出管理办 法，明确市场主体准入、退出规则，并定期公布发电企业、售电 公司、电力用户等市场主体准入目录和退出名单。进入准入目录 的企业在山西电力交易机构完成注册后，进入市场参与交易。

三、市场运营模式

（一）中长期交易运营模式

以促进清洁能源消纳和能源资源大范围优化配置，稳定市场供需，帮助市场主体规避价格风险为目标，建立基础电量和省间联络线交易曲线物理执行，按中长期交易合约进行结算的中长期市场。

1.中长期交易品种

省内交易主要包括优先发电电量和基础电量、电力直接交 易、发电权及合同交易、抽蓄电站容量电费认购交易、清洁能源替代常规能源发电权交易、分布式发电项目“开口合同”交易、 绿证交易、中长期辅助服务交易等交易品种。

可参与的省间交易品种主要有省间交易优先发电电量、省间 外送交易、省间发电权交易、低谷风电外送交易等。

2.中长期交易机制

中长期交易包括年度及以上交易、月度交易、月内交易，以 电能量、中长期辅助服务、容量、输电权等为交易标的，现阶段 主要开展中长期电能量交易（以下简称中长期交易）和中长期辅

助服务交易，交易组织方式包括双边协商、集中竞价和挂牌交易。

中长期交易以电能量为交易标的，市场主体在自身发用电能力范围内参与。交易达成后交易双方签订中长期合约，约定合约周期、合约电量、交易价格等。

（1）参与省间中长期交易

按照北京交易中心交易安排，组织省内发电企业在北京电力交易平台参与省间交易。省间交易优先保障国家指令性计划、可再生能源配额和山西与各购电省份政府间外送协议。省间交易计划优先落实、优先结算。

年度交易：落实省间年度优先计划，参与年度省间交易。年度交易分解到月，形成分月计划并在省内优先落实。

月度交易：在完成年度交易分月计划调整的基础上，利用省间输电通道富余输送能力，组织发电企业参与月度增量交易、发电权交易或合同转让交易。

月内短期交易：以调整两日及以上短期偏差为主。一是交易调增：密切关注受端省份电力供需，当通道存在富余容量，受电 省新增购电需求时，组织发电企业参与省间调增交易。二是交易 置换：通道已满情况下出现新能源可再生能源消纳需求，组织参 与送电的常规能源与新增可再生能源开展优先替代交易。当市场主体无法履行合同时，配合开展相关主体间的发电权交易或合同 转让交易。三是交易回购：当市场主体无法履行合同又无法转让 发电权时，配合开展回购交易。

（2）省内中长期交易

基于省内用电需求，组织开展省内中长期交易。年度优先发电电量和基数电量视为网厂双边电量，签订网厂间购售电合同， 纳入电力中长期交易范畴。水电等低价电源优先采购，提升对居 民、农业等优先购电用户的保障能力。

年度及以上交易：主要开展优先发电电量和基础电量、电力直接交易、清洁能源替代常规能源发电权交易、西龙池容量电费认购交易、分布式发电项目开口合同等电能量交易，以及中长期辅助服务交易。年度及以上交易的主要目的是锁定价格、规避风险，签订年度及以上中长期合约，并将多年交易合约分解到年度、年度交易合约分解到月。

月度交易：主要开展电力直接交易、发电权与合同交易、清 洁能源替代常规能源发电权交易等电能量交易及配额相关交易， 以及中长期辅助服务交易。月度交易是在市场主体协商调整年度及 以上交易分月电量计划的基础上，对市场主体月度需求组织交易。 月内交易：主要开展电力直接交易、发电权与合同交易、交

易回购等电能量交易。月内交易对市场主体月内需求组织交易。

3.安全校核

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。发电企业参与省内中长期交易，原则上需 对其净合约量进行校核。

（二）现货交易运营模式

1.省内日前现货交易

省内日前现货市场，以次日全部省内市场化用电需求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： 1）机组启动费用（元/次），不同状态下的启动时间（小时）；

2）全天一条递增的发电量价曲线，最多不超过十段。发电量价曲线由申报的能量价格（元/MWh）与对应的发电容量段（MW） 构成；

3）电厂需物理执行的基础电量下限（MWh）；

4）机组最大、最小技术出力（MW），最小开机时间（小时）；

5）机组爬坡速率（MW/min）等。

发电企业在日前省内现货市场中申报的信息，将用于实时省内现货市场，无须再次申报。

（3）出清计算

电力调度机构将次日系统负荷预测曲线、联络线外送计划、各机组报价、机组运行参数、线路运行参数等作为输入信息，以全网发电成本最小化为目标，考虑全网/分区备用需求、断面极 限等电网运行约束，最大最小出力、爬坡限制等机组运行约束， 以及电厂需物理执行的基础电量下限，通过带安全约束的机组组合程序（Security Constrained Unit Commitment，SCUC）开展市场出清计算，形成日前开机组合、各机组日前 96 点发电计划曲线。

（4）价格机制

日前省内现货市场以 15 分钟为时间间隔，依据 SCUC 的出清结果，计算每个时间间隔内的边际电价。

（5）发电调度计划调整

一般情况下，日前市场的发电侧出清结果（包含机组组合和出力计划）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、安全约束经济调度程序，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和电力有序供应，日前市场形成的成交结果和价格不进行调整。

2.参与省间日前现货交易

充分利用跨区跨省输电通道剩余空间，组织省内火电企业、新能源企业等，参与省间日前现货市场。省内现货市场预出清， 确定省内机组开机方式和发电预计划，以平衡后的富余发电能力为交易空间，参与日前省间现货交易。

采取“分别报价、分别出清”的方式，在日前省内现货市场 预出清结束后，发布各机组次日发电预计划曲线和富余发电能 力，各机组自愿参与省间现货市场。各机组的日前省内发电计划曲线与省间现货交易增量曲线叠加后，形成各机组的次日发电终计划曲线。

3.省内实时现货交易

依据超短期负荷预测、新能源发电预测，日内省间现货交易结果、日内华北跨省调峰交易结果等，在日前发电终计划的基础上，通过实时现货市场调节省内发用电偏差。

（1）边界条件

日前现货交易所形成的机组组合与发电终计划、日内新能源发电的超短期预测出力、日内省间现货交易结果、日内跨省调峰交易结果，原则上作为实时省内现货市场出清的边界条件。

（2）交易空间

当实时系统出现正偏差（用电增量或发电缺额）时，根据发电企业在日前现货市场中的报价信息，在满足电网运行和机组运行约 束条件的基础上，分时段由低到高依次调增在线机组的发电计划。

当实时系统出现负偏差（用电减少或发电富余）时，根据发

电企业在日前现货市场中的报价信息，在满足电网运行和机组运 行约束条件的基础上，分时段由高到低依次调减在线机组的发电计划。

（3）出清模式

电力调度机构将超短期负荷预测、新能源发电预测，日内省间现货交易结果、日内跨省调峰交易结果、各机组日前报价、机组运行参数、线路运行参数等作为输入信息，以偏差调整成本最小 化为目标，考虑备用需求、断面极限等电网运行约束与最大最小出 力、爬坡限制等机组运行约束，通过带安全约束的经济调度程序

（Security Constrained Economic Dispatch，SCED）进行市场滚动出清计算，形成各机组下一个 15 分钟的发电计划与分时电价。