山西省能源局发布了《山西省电力市场深化建设方案(模拟运行稿)》

山西省能源局日前发布了《山西省电力市场深化建设方案(模拟运行稿)》，发挥煤电基地优势和区位优势，积极融入全国统一电力市场;逐步建立交易品种齐全、功能完善的电力市场体系，形成以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，竞争充分、开放有序的电力市场格局。

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。

按照“总体设计、分步实施”的原则，分两个阶段组织实施。

第一阶段(2018 年-2020 年)，建立年度及以上、月度、月内等多周期的中长期交易机制，稳定电力供应。

建立“发电侧报 量报价”竞争、用电侧参与、全电力优化的日前、实时现货市场， 调节供给，保障电力平衡;优化辅助服务市场交易机制，调频辅助服务与现货市场联合出清。到 2020 年底，建成省间、省内交易有效协调，中长期、现货、辅助服务交易有序衔接的电力市场体系。

第二阶段(2021 年以后)，持续优化完善新一代平台，建成规范、高效、便捷、智慧的山西电力交易平台;健全完善现货市场功能，逐步建立“发电侧报量报价、用户侧报量报价”的日前、实时现货市场;适时建立容量、输电权等市场，形成各类市场主体全面参与各类交易的市场运行体系。

详情如下：

为进一步落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)及国家发展改革委、国家能源局《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体

〔2015〕2752 号)、《关于同意山西省开展电力体制改革综合试点的复函》(发改经体〔2016〕176 号)、《关于有序放开发用电计划的通知》(发改运行〔2017〕294 号)、《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办能源〔2017〕1453 号), 省委、省政府《关于电力供给侧结构性改革的实施意见》(晋发〔2016〕35 号)等文件精神，推动电力供应使用从传统方式向现代交易模式转变，结合我省实际，制定本方案。

一、总体要求

(一)指导思想

遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，发挥市场机制作用，促进电力资源优化配置;发挥煤电基地优势和区位优势，积极融入全国统一电力市场;逐步建立交易品种齐全、功能完善的电力市场体系，形成以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，竞争充分、开放有序的电力市场格局。

(二)基本原则

在“统一市场、两级运作”的市场框架下，从有利于提高市场效率出发，坚持电网安全稳定运行，保障电力有序供应;坚持绿色低碳，环保优先;坚持由易到难，循序渐进;坚持统一平台， 无歧视开放。通过科学合理的市场机制设计，全力激活省内用电

市场，积极融入全国统一电力市场，逐步建立运转高效、竞争充分、风险可控的电力市场体系。

(三)建设目标

结合山西电网用电负荷与能源资源分布不均衡、不一致的特点，统筹考虑各类市场主体交易需求，建立年度及以上、月度、月内等多周期的中长期交易机制，建立“发电侧报量报价”、用电侧参与的现货交易机制，建立电能量与辅助服务市场的协调机制，形成中长期、现货、辅助服务交易相互协调的市场运营模式， 在省间、省内两级市场中优化配置山西电力资源。

按照国家、省政府有序放开发用电计划的步骤，初期发电企业基础电量作为参与现货市场的边界条件，中长期市场交易电量按合约进行结算，逐步过渡到中长期电量均按合约进行结算。省间中长期交易形成的省间联络线交易曲线物理执行，省内发电企业 竞得的外送交易电量作为结算依据。

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。

(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。

2.电力用户(售电公司)

用电侧，日清分、月结算、年清算。电力用户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;电力用户实际用电曲线与其日前申报曲线的偏差部分，按照实时现货市场的分时价格进行结算。

零售用户按照与售电公司约定的价格进行结算，电网企业抄表到户、收费到户。售电公司的结算电费，为所代理用户在零售市场支付的电费与售电公司在批发市场应支付电费的差额。偏差电量责任由售电公司与零售用户在协议中约定。

3.市场运行费用平衡机制

省内现货市场中，由于计划与市场双轨制形成的偏差费用、成本补偿费用等，依据省内各市场用户的用电量比例按月进行返还或分摊。电网公司不获利、不分摊。

八、信息披露

电力交易机构会同电力调度机构，根据政府主管部门发布的信息披露相关文件要求，统一通过山西电力交易平台向市场主体发布市场交易以及电网运行等各类信息。各市场成员应当按规 定，统一通过山西电力交易平台披露有关信息，并对所披露信息 的准确性、及时性和真实性负责。

九、市场运营风险防控

(一)防范电网运行风险

当出现电网安全紧急状况、供需严重失衡、市场价格异常波动等情况时可采取市场中止措施，上报政府相关部门，同时免除电网企业责任。对于不可抗力(如自然灾害、电网安全约束、电网或发电企业重大设备事故、国家重大政策变化等)对市场有关方产生的影响，免除电网企业责任。

(二)防范市场运营风险

建立市场力监测机制，防止发生操纵市场的行为。优化燃气、煤层气等高价机组电价补贴机制，促进不同成本机组同台竞争。建立售电公司履约保函制度，防范市场履约风险。

(三)建设电力市场信用体系

研究构建山西电力交易市场主体评价指标体系，开展信用评价，将结果上报山西能源局、山西能监办，并与第三方征信机构和行业协会共享，共同做好守信激励和失信惩戒工作。

(四)建立科学的市场监管机制

电力交易机构会同电力调度机构，配合山西能源局、山西能 监办做好市场监管有关工作，对市场主体行为、市场力等进行监

控分析，及时提出监管建议，协助落实有关监管措施。

十、加强市场技术平台支撑能力

加强山西电力市场技术支撑平台建设，支撑市场交易各项业务通过平台规范透明、公平开放在线开展，市场主体通过交易平台便捷高效参与市场，实现市场交易的平台电子化运作。

山西电力市场运营技术平台由电力市场交易技术支撑平台、调度技术支持系统中现货及相关市场功能共同支撑。山西电力市场交易技术支撑平台为市场成员提供市场注册、市场申报、中长期交易组织、市场结算、合同管理、市场信息发布等业务支撑。调度技术支持系统现货及相关市场功能提供现货交易组织、现货交易出清、安全校核、阻塞管理、交易执行等业务支撑。

为支撑山西电力市场深化建设，按照“统一设计、两级运作” 原则，依据统一的“云架构+微应用”设计和标准化服务接口， 建立涵盖市场服务、市场出清、市场结算、市场合规和系统管理五大功能应用的新一代电力市场运营平台。结合新一代调度技术支持系统建设，按照现货市场规则，完善调度技术支持系统安全约束机组组合、经济调度、不同时间跨度可用输电能力(ATC) 推送、现货交易组织、电能量与辅助服务市场集中联合出清等功能，有力支撑市场运行。

建立面向服务、满足数据即时共享和业务互动需求的纵横向数据交互及管控平台。

十一、推进步骤

按照“总体设计、分步实施”的原则，分两个阶段组织实施。

(一)第一阶段

第一阶段(2018 年-2020 年)，建立年度及以上、月度、月内等多周期的中长期交易机制，稳定电力供应;建立“发电侧报 量报价”竞争、用电侧参与、全电力优化的日前、实时现货市场， 调节供给，保障电力平衡;优化辅助服务市场交易机制，调频辅助服务与现货市场联合出清。到 2020 年底，建成省间、省内交易有效协调，中长期、现货、辅助服务交易有序衔接的电力市场体系。

(二)第二阶段

第二阶段(2021 年以后)，持续优化完善新一代平台，建成规范、高效、便捷、智慧的山西电力交易平台;健全完善现货市场功能，逐步建立“发电侧报量报价、用户侧报量报价”的日前、实时现货市场;适时建立容量、输电权等市场，形成各类市场主体全面参与各类交易的市场运行体系。