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2、推动电力零售市场建设,畅通批发、零售市场价格传导。3、继续推动各市场主体参与电力市场。稳妥推进新能源与分布式发电、储能、虚拟电厂主体入市,设计与之适应的市场机制,为“新主体”参与交易打下地基,拓宽新型主体的收入来源。同时,助力电力市场平稳发展,支撑国家能源安全。4、扩大省间市场交易范围,兼顾送受两方利益。
远期任务
1、持续完善适应新型电力系统的电力市场机制。
2、制定统一标准,推动各级市场相互耦合、有序衔接,推动电力资源在更大范围内优化配置。
3、推动各主体平等参与市场,扩大新型经营主体交易范围。
02规范电力现货市场机制设计
市场主体
市场构成 日前市场(如不开展日前市场,可选择开展日前预出清,日前预出清结果不作为结算依据,仅向经营主体披露)、日内市场、实时市场。
价格机制
因地制宜,选择节点边际电价、分区边际电价、系统边际电价。其中,分区边际电价为首次推出,对于部分地区电力资源分布不均的地区来说,分区边际电价会直接颠覆各区域价格范围。市场限价1、根据各地区经济社会承受能力设置限价范围。现货市场设定报价、出清限价,报价限价不超过出清价格范围,同时,当市场价格长时间处于限值时,可设置执行二级价格限值。2、市场限价应综合考虑边际机组成本、电力供需情况、失负荷价值、经济发展水平等因素。3、市场限价应与市场建设相适应,并加强不同交易品种市场限价的协同。无容量成本回收机制的地区应考虑机组固定成本回收。此外,随着交易接近交割时间,市场价格上限应依次递增或持平,这意味着未来的价格范围可能不再是一成不变的。
市场衔接1、与中长期市场衔接 经营主体使用曲线签约,约定分时电量、价格、结算参考点。 开展带曲线交易,增加交易频次,缩短交易周期。 跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量,买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算,省间交易结果作为省间交易电量的结算依据。
2、与代理购电衔接 预测各时段用电量与负荷曲线,通过参与场内集中交易方式(不含撮合交易)代理购电,形成分时合同。偏差电量以现货市场价格结算。 为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益,由全体工商业用户分摊或分享。
3、与辅助服务市场衔接 现货市场起步阶段,调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清;具备条件时,调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。 现货市场运行期间,已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的,原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种。现货市场运行地区,辅助服务费用由发用电两侧按照公平合理原则共同分担。
4、与容量市场衔接 各地区结合实际需要探索市场化容量补偿机制,具备条件时,探索建立容量市场。
市场结算
方式一: 现货市场全电量按现货市场价格结算,中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。
方式二:
中长期合同电量按中长期合同价格结算,并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值,实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。 值得注意的是,不再设置不平衡资金池,各结算项目独立记录,分类疏导。
03明确电力现货市场运营规范
风险防控
1、风险监测以事前、事中为主。市场运营机构按照国家能源局派出机构、省(区、市)有关主管部门要求,加强对电力市场各类交易活动的风险防范和监测。
2、市场运营机构按照有关程序对市场风险进行预警,并报告国家能源局派出机构、省(区、市)有关主管部门。
3、市场运营机构负责编制各类风险处置预案,包括风险级别、处置措施、各方职责等内容,并滚动修编。风险处置预案经国家能源局派出机构、省(区、市)有关主管部门审定后执行
市场干预
04确定电力现货市场术语标准
文件结尾对22个电力现货市场相关名词术语进行规范,统一行业标准。 自2015年开始的新一轮电力市场化改革已经八年有余,电力现货市场建设的推进始终矢志不渝,最新《基本规则》的发布可谓是众望所期。《基本规则》从国情出发,汲取各现货试点省份的实践经验,同时考虑新能源企业与新型经营主体情况,助力新型电力系统建设,必将更好的保障经济社会发展和引领产业升级。
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