广东省能源局：目标建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系

12月17日，广东省能源局公开征求《南方（以广东起步）电力现货市场实施方案》（征求意见稿）意见。其中提出，目标是建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系。有序放开发用电计划，扩大市场交易规模。完善可再生能源电力消纳保障、需求侧响应、容量补偿等市场机制。推进西电东送市场化进程，推动开展直接交易，实现广东电力市场与南方区域市场的有效衔接。条件成熟时，研究建立输电权交易机制、市场化容量机制；探索开展电力期货和电力场外衍生品等交易；建立健全适应新能源为主体的新型电力系统市场交易机制，促进电力市场与天然气、碳排放等市场的良好衔接。

全文如下：

广东省能源局关于公开征求《南方（以广东起步）电力现货市场实施方案》（征求意见稿）意见的通告

为深入贯彻落实《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)、《中共广东省委 广东省人民政府关于进一步深化电力体制改革的实施意见》（粤发〔2015〕14号）以及电力体制改革配套文件精神，进一步深化广东电力市场化改革，加快建设南方（以广东起步）电力现货市场，在认真总结2018年以来广东电力现货市场运行的基础上，广东省能源局会同国家能源局南方监管局组织广东电网公司、广东电力交易中心、广东电力市场管委会成员、市场主体、专家研究修改完善了《南方（以广东起步）电力现货市场实施方案》（征求意见稿），现向社会公开征求意见，欢迎各界人士积极献言献策。

此次公开征求意见时间为2021年12月17日至12月28，欢迎各界人士通过信函或邮件等方式提出意见。

信函请寄至：广州市东风中路305号10号楼广东省能源局（电力处），邮编510031。

电子邮件请发至：nyjdlc@gd.gov.cn。

南方（以广东起步）电力现货市场建设实施方案（征求意见稿）

建设目标

建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系。中长期市场指多日以上周期的电能量交易市场，采用场内集中交易与场外协商交易互补的模式。现货市场指日前和日内的电能量交易市场，采用全电量竞价的模式，按照“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的方式起步，逐步过渡到发用双边报量报价模式。辅助服务市场指为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量所提供的服务，包括建立调频、备用等辅助服务市场。有序放开发用电计划，扩大市场交易规模。完善可再生能源电力消纳保障、需求侧响应、容量补偿等市场机制。推进西电东送市场化进程，推动开展直接交易，实现广东电力市场与南方区域市场的有效衔接。

条件成熟时，研究建立输电权交易机制、市场化容量机制；探索开展电力期货和电力场外衍生品等交易；建立健全适应新能源为主体的新型电力系统市场交易机制，促进电力市场与天然气、碳排放等市场的良好衔接。

市场建设主要内容

（一）市场架构。

广东电力市场分为电力批发市场和电力零售市场。

电力批发市场指发电企业与售电公司（电力大用户）之间开展电力交易的市场。电力批发市场采用“电能量市场+辅助服务市场”的市场架构；通过双边协商、集中竞争、挂牌等多种方式，实现中长期电能量市场的灵活交易；建设全电量竞价的日前、实时现货电能量市场，形成基于节点边际电价的发用两侧现货市场价格；建设调频、备用等辅助服务市场，形成市场化的辅助服务调用和价格机制。

电力零售市场指售电公司与电力用户之间开展电力交易的市场。电力零售市场由售电公司与电力用户自主签订零售合同、建立零售关系，根据合同约定价格进行结算。为促进零售市场有序竞争，设置售电公司零售市场份额上限。

（二）市场成员。

1.市场主体。市场主体包括电力用户、售电公司、发电企业、第三方资源提供者等，应符合国家和广东省有关准入要求，满足参与电力现货市场交易的计量、通信等技术条件，按照规定程序完成准入，在广东电力交易中心（以下简称“交易中心”）注册；有序推动工商业用户全部进入电力市场，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。市场主体应遵守电力市场运营规则，接受能源监管机构、政府部门的监督和电力调度机构的统一调度，服从市场管理。

燃煤、燃气、核电发电机组以及省外以“点对网”方式向广东省送电的燃煤发电机组（包括桥口、鲤鱼江发电机组）参与电力市场交易，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场；可再生能源发电、西电及外来电、抽水蓄能电站、以及储能示范应用项目、可调节负荷等第三方资源逐步参与电力市场交易。

2.电网企业。电网企业包括中国南方电网有限责任公司及超高压输电公司、广东电网有限责任公司、深圳供电局有限公司以及地方供电企业（含增量配电网企业），按规定承担本营业区域内用户保底供电服务。广东电网公司统一负责省内计量数据的管理，并向售电公司开放签约用户的分时用电数据。

3.市场运营机构。市场运营机构包括广东电力交易中心和广东省电力调度中心。

（三）代理购电电量安排与执行。

为落实国家优先发电、优先购电计划和电网企业代购电制度，保留保量保价的优先发电电量由电网企业收购，用于保障居民、农业用户用电，同时保留一部分电网企业代理购电电量用于暂无法直接参与市场交易的工商业用户，这部分电量由政府主管部门制定下达，电网企业代理购电电量按照差价合约形式参与市场。

（四）中长期市场交易机制。

中长期市场交易主要提供年、月、周等多频次交易品种，发挥电力市场“压舱石”作用，规避现货市场价格波动风险。

1.交易方式。包括但不限于双边协商、挂牌、集中竞争、发电合同转让、用电批发合同转让等品种。

（1）双边协商交易。市场主体通过自主协商形成交易结果的交易方式，由合约双方在规定时间节点前通过交易系统完成交易申报与确认，采用自定义分解曲线，经交易校核通过后生效。

（2）挂牌交易。市场主体对外发布需求电量或者可提供电量的数量和价格等信息要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，采用自定义分解曲线，经交易校核通过后生效。

（3）集中竞争。包含集中竞价交易和滚动撮合交易，其中，集中竞价交易按照统一出清方式成交；滚动撮合交易按照价格优先、时间优先的原则进行滚动撮合成交。采用常用分解曲线，经交易校核通过后生效。

（4）合同转让。包括发电合同转让和用电批发合同转让交易，通过线下协商交易或线上集中交易的方式，市场主体之间可转让合约电量。

2.中长期交易约束。为合理控制市场流动性，防范市场风险，保障市场平稳运行，设置相关中长期交易约束，中长期交易需满足下述约束条件：

（1）市场主体约束。仅限发电企业、电力用户和有实际用户代理关系的售电公司参与交易，不引入自然人投资者和投资机构。

（2）交易电量约束。根据发电侧市场主体的实际发电能力、用电侧市场主体的历史用电量或用电需求，设置市场主体净合约电量约束和累计交易电量约束。

（3）交易调整约束。市场主体在单个交易日内，对同一标的只可进行买入或卖出的单一操作，以其第一笔成交合约电量的方向为准。对合约电量的大额调整交易进行限制。

（4）履约担保约束。根据市场主体的信用额度，量化计算出对应的可交易电量上限。

（五）现货市场交易机制。

按照日前市场申报、日前及实时出清（包括安全校核）、发电调度执行的流程开展现货交易组织。

1.日前市场。日前市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。起步采用“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”方式组织日前市场，逐步过渡到“发电侧报量报价、用户侧报量报价”方式。综合考虑负荷预测、西电、外来电、A类机组出力曲线、发输变电设备检修计划、发电机组运行约束条件、电网安全运行约束条件等边界，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，出清得到运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线以及分时节点电价。

2.实时市场。根据发电侧在日前市场中的申报信息，基于最新的电网运行状态与超短期负荷预测信息，以社会福利最大化为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。

3.安全校核。现货电能量及调频等辅助服务市场的安全校核与市场出清同步进行，市场出清结果应严格满足国家、省和行业的政策、标准要求，并确保电网安全稳定运行、电力供需平衡以及清洁能源消纳。

同时，通过市场机制进行必要的阻塞管理和运行考核。

（六）辅助服务市场。

初期，以南方区域调频、备用辅助服务市场与现货电能量市场分开独立运行起步，逐步建立省内备用、爬坡等辅助服务交易品种，条件成熟时实现与现货电能量市场联合优化出清。辅助服务市场采用日前预出清、实时正式出清的方式开展，通过集中竞争方式形成出清结果。

（七）电价形成机制。

市场机组代理购电电量按照市场月度加权平均价格结算；中长期电能量通过双边协商、挂牌和集中竞争等交易方式形成市场价格；现货电能量通过集中竞争方式，形成分时节点电价作为市场价格。市场用户结算价格由电能量市场价格、输配电价（含线损及交叉补贴）、政府基金及附加等构成，具体在相关方案及规则里明确。

电力市场设置价格上下限值。

（八）需求侧响应。

构建全省统一的市场化需求响应机制体系，发挥市场价格对负荷调节的激励作用，建立削峰需求响应、填谷需求响应、容量竞价等交易品种。需求响应市场主体为代理需求响应资源的售电公司、负荷集成商和参与批发市场的电力大用户，费用由需求地区工商业用户及部分市场考核返还资金等承担。

（九）可再生能源电力交易。

引入有可再生能源电力消纳需求的市场化用户，通过售电公司与集中式风电、光伏和生物质等可再生发电企业开展交易，以市场化方式引导绿色电力消费。条件成熟时，研究开展可再生能源电力参与现货市场交易。

（十）西电东送市场化。

按照国家要求，逐步推进西电东送优先发电计划放开，“保量保价”电量逐步转为“保量竞价”电量，支持省外电源参与广东电力市场交易，西电市场化交易及其偏差电量部分按照国家有关要求和市场相关规则执行；与南方区域现货市场相衔接，推动完善跨省区中长期市场机制，有序稳妥推动西电与省内用户（售电公司）进行直接市场交易。

（十一）技术支持系统。

基于广东电力市场运行特点，建立完善广东电力市场技术支持系统，主要包括广东电力市场交易系统以及与市场交易有关的电力调度运行技术支持系统等。技术支持系统需具备市场管理、交易组织、交易出清、市场结算、信息披露等功能，必须符合有关技术标准、行业标准等要求，保障交易安全、数据安全和网络安全。市场主体可根据业务需要建设相应的信息化发售电业务平台，按照相关信息化管理要求和数据接口规范接入电力市场技术支持系统。

（十二）配套关键机制。

1.发电侧变动成本补偿。为解决不同类型机组燃料成本差异较大的问题，在现货市场中，应用发电侧变动成本补偿机制，实现各类型机组同平台竞争。基于机组批复上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）加超低排放电价后，与参考基准价（燃煤机组基准价加超低排放电价）之间的差额，对发电企业实际上网电量进行补偿。变动成本补偿费用由全部工商业用户承担。后续研究完善各类型机组同平台竞争机制，实现机组上网电价全部由市场交易形成，不再实施变动成本补偿。

2.峰谷平衡机制。为加强与分时电价政策的衔接，引导用户削峰填谷，按照峰平谷比例要求，基于参考基准价，建立临时性用户侧峰谷平衡机制，原不执行峰谷价格政策的用户不应用峰谷平衡机制。应用峰谷平衡机制所产生的损益资金由市场购电用户按比例分摊或分享。

3.系统运行补偿。市场化机组在现货市场交易中，实施机组系统运行补偿。现阶段启动成本单独补偿，条件成熟时纳入机组运行补偿。

4.容量补偿机制。为促进市场化机组固定成本有效回收，保障电力系统长期容量的充裕性，研究建立容量补偿机制。容量补偿费用标准根据机组投资建设成本及市场运行情况进行测算。

5.发电成本测算。建立机组启动、变动等发电成本测算机制，综合考虑机组类型、容量级别、发电能耗、地理位置等因素进行测算，用于市场出清、机组运行补偿、市场力检测及缓解、报价行为评估等环节。

6.价格传导机制。要求市场主体签订一定比例的分成模式零售合同，将批发价格和各项分摊费用有效传导至零售侧；鼓励市场主体在零售合同中增加煤、气等一次能源价格联动的条款，将批发侧燃料成本向零售用户疏导。

7.市场管控机制。当发生重大政策变化、存在重大市场风险、电力供应过于紧张或富余、一次能源价格发生重大变化、严重自然灾害等情况时，根据需要采取市场管控措施，确保市场平稳有序运行。

本文编选自“广东省能源局官网”；智通财经编辑：黄晓冬。

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