山西电力市场深化建设方案：在省内辅助服务交易现货市场建设初期鼓励火电企业进行灵活性改造-第3页-北极星火力发电网

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（三）辅助服务交易运营模式

1.参与日前跨省调峰交易

依据《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》，当预计次日山西电网调峰能力不足、新能源消纳困难时，参与日前跨省调峰市场。依据跨省调峰交易结果，按时段调增山西外送华北联络线曲线，将新增消纳空间按比例分配至省内新能源发电企业，并更新省内新能源发电终计划曲线。

当预计次日山西电网调峰能力满足新能源消纳需求时，省内火电企业可自主选择参与华北跨省调峰市场，按规则申报向下调峰的分档报价信息，为周边省份提供向下调节服务，并获得相应补偿。依据跨省调峰交易的中标结果，更新省内火电企业的发电终计划曲线。

2.省内辅助服务交易

（1）风火深度调峰市场

现货市场建设初期，保留风火深度调峰市场，以鼓励火电企业进行灵活性改造。

风火深度调峰市场，采用火电企业调峰单向报价机制，分三档报价区间，按照申报价格由低到高的顺序依次调用。在省内调节资源用尽的前提下，组织新能源企业参与华北跨省调峰市场，进一步拓展省内新能源消纳空间。

（2）调频市场

调频市场在机组组合确定后单独开展。采取集中竞价、边际出清的组织方式，确定次日系统所需的调频机组序列。

四、市场衔接机制

（一）省间与省内交易衔接机制

省间交易优先于省内交易组织，省间交易形成的交易合约作为省内交易的边界。

国家指令性省间交易计划纳入省内优先购电规模，作为网厂购售电合同的一部分优先执行。按照北京电力交易中心的交易安排，组织省内发电企业以市场化方式，优先落实年度政府间框架协议和省间市场化交易，按月出清后形成月度中长期合同电量。根据省间通道剩余可用能力和新能源消纳需求，参与省间月度交易和月内调整交易。按照省间交易曲线，确定发电企业省间中长期交易结算曲线。

在现货市场，根据省内日前市场预出清结果，参与省间日前现货交易。省间交易优先安排并结算，偏差与省内交易统筹考虑。

（二）中长期与现货交易衔接机制

1.省内中长期合约电量曲线分解

发电企业的网厂合同电量（含省间年度优先合同电量），由电力调度机构根据电网运行实际需要月前安排并物理执行，按照典型曲线的形状分解至分时电量。

以双边协商方式交易时，发电企业与电力用户或售电公司可自定义分解曲线，即自行协商将合约电量分解至分时电量；也可以按典型曲线进行电量分解，形成中长期交易电力电量价格曲线。以集中竞价方式交易时，按典型曲线开展交易。以挂牌方式交易时，按挂牌市场主体提出的曲线或按典型曲线开展交易。

2.月内交易与现货交易的衔接

月内交易带曲线开展。在现货交易开市前，组织执行日及以后数天的月内交易。

（三）现货市场与辅助服务市场衔接机制

在市场协调方面，风火深度调峰市场与现货市场联合优化、一体出清。日前现货市场出清计算后，若存在弃风、弃光电量，启动风火深度调峰市场，依据集中竞价交易结果，安排中标火电机组依次深调，新能源机组等比例增发，形成考虑深度调峰交易的日前发电计划曲线。实时现货市场与风火深度调峰市场的协调方式，与日前保持一致，联合出清后形成考虑深度调峰交易的实时发电计划。执行日后，依据火电机组的实际深调电量和实时深度调峰市场的边际价格进行结算。

调频市场在机组组合确定后单独开展。

（四）市场交易与电网运营衔接机制

电网运行：综合省间交易结果、新能源发电预测、电网运行约束、电网检修方式、机组最小出力、其他约束条件要求、非市场化用户用电需求预测等因素，电力调度机构安排月度优先及基数电量。

交易组织：中长期交易由电力交易机构负责组织；现货交易由电力调度机构负责组织。电力交易平台统一为市场成员提供市场注册、市场申报、市场结算、合同管理、市场信息发布等业务支撑。

安全校核：电力调度机构负责提供电网安全约束和开展安全校核，通过电力交易平台对外发布。

交易结算：电力交易机构负责出具结算依据。电网企业负责电费结算。

五、新能源消纳

在中长期市场，积极为新能源消纳创造条件。一是优先开展“煤改电”用户电采暖交易，保障完成清洁供暖的民生需求；二是建立新能源优先替代常规能源机组的交易机制，组织新能源与常规能源开展交易，扩大新能源消纳空间；三是健全新能源与常规能源打捆交易机制，形成打捆合约，促进新能源更好地参与中长期交易；四是按照国家可再生能源配额相关要求，开展配额相关交易，未完成配额指标的市场主体通过购买绿色证书方式完成配额。

在现货市场，初期新能源机组按照“报量不报价”的方式参与现货市场。在日前现货市场中，新能源机组申报其次日的预测发电曲线（96 点），保障优先出清；实时现货市场中，电力调度机构将新能源机组的超短期预测出力作为边界条件，优先安排发电。在结算环节，新能源机组日前申报的预测发电曲线按政府批复价格和中长期交易价格结算。新能源机组的实际发电曲线与日前申报预测发电曲线之间的偏差，按照实时现货市场的价格进行偏差结算。新能源机组发电预测偏差对电力平衡造成的影响，需承担相应的经济责任。随着现货市场的不断发展，逐步实现新能源机组按照“报量报价”的方式参与市场。

六、价格机制

（一）能量价格机制

省间中长期交易按省间中长期交易规则确定价格。

省内直接交易按省内中长期交易规则确定价格。省内优先发电电量、基数电量的结算价格按政府批复的上网电价执行。

现货市场采用分时电价机制，依据试运行期间电网阻塞情况适时采用分区或节点电价机制。因电网安全约束、供热需求、政

府要求等形成的必开机组，其必开最小出力以下的部分不参与市

场定价；必开最小出力之上的发电能力根据发电机组的报价参与优化出清。

（二）市场限价

为保障现货市场的平稳运行，避免市场价格大幅波动，综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，设置市场申报价格上下限。

七、计量与结算

（一）电能计量

完善跨区跨省输电工程关口侧、电厂（机组）上网侧及电力用户售电侧的关口计量采集系统，按照结算周期要求，向电力交易平台推送计量数据。

适应现货市场建设，计量装置须具备分时电力电量的计量能力，发电侧按机组归集上网电量。现货交易以发电交易单元作为一个交易主体管理。

（二）交易结算

1.发电企业结算

对各类交易品种日清分、月结算、年清算。

日清分：按日集成电能量计量采集系统（TMR）计量表底码值（96 点），计算各时段上网电量。日前市场出清结果与中长期交易合约相同的部分按照中长期交易价格结算，日前市场出清结果与中长期交易合约电量偏差部分按日前市场分时价格结算，实际执行曲线与日前市场出清结果的偏差部分，按实时市场出清价格结算。

月结算：省间交易按照北京电力交易中心出具的结算单优先结算。省内交易按照日清分累计结果结算。考虑辅助服务费用、资金平衡等因素后，按月出具结算依据。

年清算：年度结束后，考虑计量差异、结算争议等因素，对全年结算情况进行清算。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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