青海电力现货市场建设方案征求意见：初期以“新能源全电量参与的单边集中式市场”为框架

北极星售电网获悉，青海省工信厅日前发布了关于公开征求《青海电力现货市场建设方案（征求意见稿）》意见的公告。

青海电力现货市场分为三个阶段组织实施。

1.第一阶段

市场初期以“新能源全电量参与的单边集中式市场”为基本框架，按照“中长期差价合约+全电量集中竞价”模式，建立日前、实时电能量市场，引入分区电价机制，发电侧新能源报量报价、用户侧不参与。

2.第二阶段

探索容量补偿机制，建设容量市场，构建“容量市场+中长期市场+现货市场+辅助服务市场”的电力市场体系，并逐步引导火电、水电参与现货市场。

3.第三阶段

引入用户侧参与现货市场交易，构建发用两侧市场主体共同参与的双边现货市场，建立发用两侧互动、双边集中竞价的现货市场竞争机制。

市场范围：青海电力现货市场将构建涵盖多空间维度（省间、省内），多时间维度（日前+实时）的电力市场体系。

青海电力现货市场交易包括日前现货市场交易和实时现货市场交易。现货市场运行初期，青海调峰辅助服务市场独立于电能量市场开展。

详情如下：

关于公开征求《青海电力现货市场建设方案（征求意见稿）》意见的公告

根据国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《印发〈关于深化电力现货市场建设试点工作的意见〉的通知》（发改办能源规〔2019〕828号）精神，按照电力现货市场建设方案编制流程，现就《青海电力现货市场建设方案（征求意见稿）》公开征求意见。请于12月31日前，将有关意见反馈至省工业和信息化厅电力处，联系电话：0971-6141587；邮箱：qhsjwdlc@163.com。

附件：青海电力现货市场建设方案（征求意见稿）

青海省工业和信息化厅

2020年12月25日

青海电力现货市场建设方案

(征求意见稿)

2020年12月

目录

一、基本情况 1

（一）青海电力系统概况 1

（二）青海电网电力现货市场建设面临的主要问题 3

二、电力现货市场建设总体要求 3

（一）指导思想 3

（二）基本原则 4

三、电力现货市场分阶段建设目标 5

（一）总体目标 5

（二）市场范围 6

（三）市场成员 6

四、中长期交易市场 7

五、电力现货市场 8

六、辅助服务市场 9

七、价格机制 10

八、计量与结算 11

九、信息披露与保密规定 14

十、市场风险防范与市场力缓解 15

十一、市场评估 15

十二、市场监管 16

十三、市场干预与中止 16

十四、免责条款 17

一、基本情况

（一）青海电力系统概况

1.电网基本情况

青海电网位于西北电网中西部，东接甘肃、西通新疆、南联西藏，是西北电网骨干网架的重要组成部分。截至2019年底，青海电网形成了东西750千伏双链式为骨干、330千伏环网为支撑的主网架结构，累计建成750千伏线路3205公里、330千伏线路7595公里、110千伏线路15950公里。

2.电源装机情况

青海电网装机稳步增长，截至2019年底，青海电网总装机容量为3183万千瓦。其中，水电1193万千瓦，占比37.48%；太阳能1119万千瓦，占比35.17%；风电487万千瓦，占比15.29%；火电383万千瓦，占比12.03%。新能源装机容量1606万千瓦，占全省电源总装机的50.51%，为青海省第一大电源装机，主要分布在海西柴达木盆地和海南塔拉地区（占93%）。

3.发电结构及新能源消纳情况

2019年全网发电量872.79亿千瓦时，同比（793.4亿千瓦）增加9.1%。其中水电、火电、光伏、风电发电量分别为552.87亿千瓦时、94.53亿千瓦时、157.07亿千瓦时、68.32亿千瓦时，除火电外均较上年有所增长。

由于电力系统供给主要靠清洁能源，因此发电特性呈现出季节性变化。在10月至次年4月的枯水期，黄河水电“小发”模式，日间光伏大发产生外送余量，但在夜间电力供应不足，所有火电机组满发仍需额外购入电量满足用电负荷需求；在5月至9月的丰水期，黄河水电“大发”模式，全天均可产生电力富余外送，火电全天只能保持最小出力或停备。

4.电价体系

目前，我省电力销售包括市场化交易和非市场化交易两种执行方式。

市场化交易模式:输配电价由国家发改委统一核定，放开上网电价以及销售电价。参与市场化交易的用电客户，上网电价通过市场竞争形成。到户电价由发电企业上网电价、电网输配电价（含交叉补贴、区域电网容量电费、线损）、辅助服务、政府性基金及附加构成。

非市场化交易模式：上网电价和销售电价均执行价格主管部门核定水平。到户电价执行政府制定的目录销售电价。目录销售电价包括居民生活用电、工商业及其他用电以及农业生产用电三个类别。居民用电执行分档电价；工商业及其他用电区分接入电压等级，同时执行峰谷分时电价和两部制电价；农业生产用电区分接入电压等级。目录销售电价均包含政府性基金及附加。

5.发用电计划放开情况

2019年，全网优先发电量为820.68亿千瓦时。其中，水电为554.04亿千瓦时，占比62.75%；风电为66.49亿千瓦时，占比7.53%；太阳能为158.24亿千瓦时，占比17.92%；火电为41.9亿千瓦，占比4.75%。2019年优先用电量为70.53亿千瓦时，其中，农业用电2.51亿千瓦时，居民用电33.05亿千瓦时，重要公用事业和公益性服务用电34.97亿千瓦时。

（二）青海电网电力现货市场建设面临的主要问题

1.新能源发电占比高，消纳水平需进一步提升

做为省内第一大电源，新能源消纳矛盾突出。在特定时段与地区，弃风、弃光矛盾依然突出，迫切需要通过现货市场形成与新能源发电波动特性更加匹配、更加精确的分时、分区价格信号，实时反映电力供需情况，引导发电侧提升调峰能力，引导用户侧优化用电负荷，提升清洁能源消纳水平。

2.用电负荷需求与电力供应的空间分布不匹配

青海的发电资源分布主要集中在海西与海南地区，电力负荷需求主要分布在东部地区，跨区域的电力输送会产生阻塞等问题，对电网的安全稳定和电力资源优化配置构成了潜在威胁。迫切需要建立现货市场，通过集中竞争的方式实现资源的优化配置，并形成反映电力商品空间价值的价格信号，有效引导发输用电资源投资规划，实现电能供给在地理上的合理分布。

二、电力现货市场建设总体要求

（一）指导思想

落实党的“十九大”精神，按照中央深化电力体制改革的总体要求，贯彻习近平总书记“四个革命，一个合作”能源安全新战略，遵循社会主义市场经济规律和电力工业发展规律。坚持社会主义市场经济改革方向，坚持创新、绿色、协调、共享、发展的理念。借鉴国内外电力市场建设的先进经验，立足青海电网与电力市场发展的实际，在完善现有中长期电力市场基础上，进一步建立公平、规范、高效的电力现货市场。逐步建立以中长期交易规避风险、现货交易发现电能分时价格，主辅协调的完整市场体系，在保障电网安全稳定运行的前提下，大力促进清洁能源消纳，发挥市场在资源配置中的决定性作用，并积极融入全国统一电力市场，促进青海电力资源在更大范围内优化配置。

（二）基本原则

1.确保安全有序

坚持安全第一和电力统一平衡的原则，遵循电力系统运行客观规律和经济学基本原理，按照市场配置资源的方法，与青海电网发展格局相适应，有序推进青海现货市场建设，为保障电网安全和电力电量平衡提供市场化手段，实现电网安全运行和市场有序竞争的协调统一。

2.促进绿色发展

适应可再生能源发电的物理特性，全面贯彻落实国家节能环保和清洁能源消纳政策，努力提高清洁能源发电比重，促进能源结构转型优化。通过市场机制充分发挥各类电源运行调节能力，扩大可再生能源的消纳能力和外送能力。

3.坚持保障供应

充分考虑省内发、用电企业的经营情况，构建完善的价格机制和避险机制，稳步引导发、用电企业市场化转型，保障电力和供热等基本公共服务供给；建立有效的风险监测和防控手段，充分考虑能源供给安全，防范市场运行的系统性风险。

4.提高运行效率

着力构建主体多元、竞争有序的电力市场体系，发挥市场在资源配置中的决定性作用，通过市场有效竞争，不断提升电力系统整体运行效率；扩大市场优化空间和范围，进一步释放改革红利。

5.坚持公开透明

建立信息披露机制，汇总发布市场交易信息和市场主体有关信息，保障市场信息公开透明。搭建公平规范、功能完善的电力交易平台，实现交易环节的透明和可追溯，保证市场交易的公开、公平和公正。

三、电力现货市场分阶段建设目标

（一）总体目标

贯彻落实国家电力体制改革精神，充分结合青海实际情况，立足于传统方式向电力市场化的平稳过渡，为稳妥起步，按照“总体设计、分步实施”的原则，青海电力现货市场分为三个阶段组织实施。

1.第一阶段

市场初期以“新能源全电量参与的单边集中式市场”为基本框架，按照“中长期差价合约+全电量集中竞价”模式，建立日前、实时电能量市场，引入分区电价机制，发电侧新能源报量报价、用户侧不参与。

2.第二阶段

探索容量补偿机制，建设容量市场，构建“容量市场+中长期市场+现货市场+辅助服务市场”的电力市场体系，并逐步引导火电、水电参与现货市场。

3.第三阶段

引入用户侧参与现货市场交易，构建发用两侧市场主体共同参与的双边现货市场，建立发用两侧互动、双边集中竞价的现货市场竞争机制。

（二）市场范围

青海电力现货市场将构建涵盖多空间维度（省间、省内），多时间维度（日前+实时）的电力市场体系。

（三）市场成员

市场成员包括电网运营企业、市场运营机构及市场主体。其中，电网运营企业指国网青海省电力公司，市场运营机构包括青海电力交易中心有限公司（以下简称“交易机构”）、青海电力调度控制中心（以下简称“调度机构”）。交易机构与调度机构作为市场运营机构，共同负责电力市场的组织运行。市场初期，市场主体仅包括新能源发电企业。

调度机构按照交易规则组织现货交易，并将出清和执行结果提供给交易机构。交易机构负责市场主体注册和管理、披露和发布市场信息、配合调度机构组织现货交易、汇总交易结果、将结算依据提供给电网运营企业。

电网运营企业依据交易机构出具的电量电费结算单，完成电费结算。交易机构将结算结果通过交易平台向市场主体发布。

四、中长期交易市场

（一）省内中长期交易

电力中长期交易指符合准入条件的发电企业、电力用户、售电公司、储能企业等市场主体，通过双边协商、集中交易等市场化方式，开展的多年、年、季、月、周、多日等日以上的电力批发交易。包括双边协商交易和集中交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。

电力调度机构应及时向电力交易机构提供或者更新各断面（设备）、各路径可用输电容量，以及交易在不同断面、路径上的分布系数，并通过交易平台发布必开机组组合和发电量需求、影响断面（设备）限额变化的停电检修等。电力交易机构以各断面、各路径可用输电容量等为约束，对交易进行出清。

（二）中长期交易安全校核

电力调度机构负责安全校核工作。安全校核的主要内容包括但不限于：通道输电能力限制、机组发电能力限制、机组辅助服务限制等内容。