国网区域首个电力现货市场方案出炉，山西打算这么做

按照国家规划，一个月以后，也就是2018年底前，全国第一批8大地区的电力现货市场试点就要启动试运行。

但是除了今年8月31日南方(以广东起步)电力现货市场试运行启动外，其他地区都尚未启动。

今年1月，浙江省公布了《电力市场建设方案》，但是并未公布单独的电力现货市场方案，而是一个相对综合的电力市场方案。而且浙江电力现货市场建设工作开展并不太顺利，目前依然在各种协调和完善中。

能见独家获悉，11月6日，山西完成了《山西省电力现货市场试点建设方案(初稿)》。这将是国网区域内第一个出电力现货市场建设方案的省份。

根据这份建设方案，山西将保障新能源优先消纳，在初期，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，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。

具体来看，山西电力现货市场打算这么做：

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建设目标

按照“统一市场、两级运作”的整体框架，在省内，建立“中长期合约仅作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的电力市场模式，不断完善市场交易机制、丰富交易品种;在省间，以外送中长期交易结果为边界、保障联络线交易曲线的物理执行，在省内现货市场预出清的基础上，以省内平衡后的富余发电能力参与省间现货交易。

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现货市场建设路线图

山西省电力现货市场试点建设坚持“总体设计、分步实施”，突出问题导向、突出山西特色，以现货交易的方式促进新能源消纳、保障电力平衡、拓展外送市场。按照现货市场建设路线规划，分为近期和中远期两个阶段。

(一)近期阶段

以“全电量优化、新能源优先”为核心原则，建设发电侧竞争、用户侧参与、统一平衡的“双优型”现货市场。主要任务包括：

一是省内交易。建立多品种、多周期、带曲线的中长期交易机制，交易的电能量合约作为结算依据，偏差部分根据交割日的日前现货市场价格进行结算，为市场主体提供规避价格波动风险和锁定基本收益的工具;建立全电量集中竞价的日前、实时现货交易机制，形成分时电价信号，依据试运行电网阻塞情况适时采用分区或节点电价机制，实现电力资源的全时空配置;建立市场运行费用平衡机制，发电侧现货市场交易的费用余缺，按月返还或分摊至用户侧，初步实现双向互动;逐步过渡至用户侧以“报量不报价”的方式参与现货市场。

二是省间交易。参与年度、季度、月度和月内省间交易，以及日前、日内省间现货市场，不断扩大晋电外送规模，积极拓展晋电外送市场，提高省内发电企业议价能力和参与积极性，拓展省内新能源消纳空间。

三是建立与现货市场相协调的结算体系。明确中长期交易电量的曲线分解办法;提供典型结算曲线供市场主体自行选择;现货市场采取“两部制”结算机制;有效确定“中长期电”与“现货电”、“省内电”与“外送电”等不同成分。

四是保障新能源优先消纳。新能源机组参与省内现货交易，初期采取“报量不报价”的方式，保证优先出清。逐步过渡至新能源机组按照“报量报价”的方式参与市场。完善新能源发电预测精度考核机制。新能源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。适时开展可再生能源配额交易。

五是建立主辅市场协调机制。深度调峰市场与省内现货市场联合优化、一体出清;省内调节资源用尽时，参与华北跨省调峰市场，拓展新能源消纳空间;调频市场在机组组合确定后独立开展。

六是建立现货市场配套机制。构建现货市场监管指标体系、信用评估体系、市场力检测体系与信息发布机制，保障现货市场平稳运行。

(二) 中远期阶段

进一步丰富中长期交易品种，完善现货交易机制，满足市场主体多元化的交易需求，主要任务包括：

一是探索建设容量市场，引导电源规划发展。

二是引入金融输电权、期货、期权、绿证交易等交易品种，丰富市场避险工具。

三是允许用户侧以“报量报价”的方式参与现货市场。

四是建立旋转备用市场，实现调频、备用、电能在现货市场中的联合优化。

五是拓展现货交易主体，引入抽水蓄能、电储能和中间商等交易主体，增加市场流动性和竞争程度。

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近期阶段山西电力市场体系之现货

一、现货交易组织方式

(一)日前省内现货交易

日前省内现货市场，采取全电量竞价、全时空配置的组织方式，以次日全部省内用电需求预测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。

(二)参与日前省间现货交易

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。日前省间与省内现货市场的衔接采取“分别报价、分别出清”的组织方式，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，作为参与省间现货市场的边界条件。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。

(三)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，由山西省调在华北跨省调峰交易平台中申报调峰交易需求。经华北分中心进行调峰市场出清计算后，依据跨省调峰交易成交结果，按时段调增山西外送华北联络线曲线，并将新增消纳空间按比例分配至省内新能源发电企业，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漂消纳需求时，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。

(四)实时省内现货交易

电力调度机构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。

二、保障新能源优先消纳

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，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。

三、现货与辅助服务市场的协调

(一)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。

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。

(二)调频市场

调频市场在机组组合确定后单独开展。采取集中竞价的组织方式，确定次日系统所需的调频机组序列。市场初期，因机组控制模式原因，暂定发电机组不能同时参与调频市场和风火深度调峰市场。

四、现货价格机制

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，其报价不作为市场价格设定依据，并将其作为市场价格接受者。

为保障现货市场的平稳运行，避免市场价格大幅波动，设置市场申报价格上限，试运行期间按照山西电网燃煤机组标杆上网电价作为申报价格上限，并随标杆上网电价调整情况进行调整。