近日，青海省工信厅发布关于公开征求《青海电力现货市场建设方案（征求意见稿）》意见的公告。

政策要点：

1.第一阶段：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；

4.中长期曲线：由发电企业与电力用户、售电企业选择自行协商确定，或发电企业根据中长期交易合同约定的分时段电量自行确定96点分解曲线；

5.价格形成：日前“集中申报、统一优化出清”；实时市场沿用日前封存的报价信息；

6.辅助服务市场衔接：初期调峰辅助服务市场独立于电能量市场；后期电力辅助服务市场与现货市场衔接；

7.价格机制：电能量现货市场以区域边际电价起步，后期根据实际的电价出清结果和阻塞情况，对市场区域划分进行调整或改为节点电价。

如下为政策原文：

青海省工业和信息化厅关于公开征求《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。

（三）中长期交易结算曲线确定

市场初期，发电企业在日前市场自主申报省内中长期交易分解曲线，省内中长期交易曲线支持两种确定方式：由发电企业与电力用户、售电企业选择自行协商确定；发电企业根据中长期交易合同约定的分时段电量自行确定96点分解曲线。省内中长期交易分解曲线叠加省间中长期交易分解曲线，形成的中长期交易96点结算曲线作为差价合约结算依据。

五、电力现货市场

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。

（一）日前现货市场

日前现货市场采取“集中申报、统一优化出清”的组织方式开展。

火电和水电出力曲线由调度机构统一分解，作为日前现货市场组织的边界条件，新能源场站全电量竞价参与日前现货市场，综合考虑统调负荷预测、母线负荷预测、外送电力曲线、发电机组检修计划、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因素，以全网购电成本最小为优化目标，采用安全约束经济调度（SCED）方法进行集中优化计算，以15分钟为时间间隔，以分区内调用到的最高出力报价作为分区出清价格，出清次日96点的价格和出力。

日前现货市场出清的边界条件主要有：一是国调和分中心下发的次日跨区跨省联络线计划；二是次日系统和母线负荷预测；三是发电机组、输配电设备检修计划；四是水电、火电机组出力计划。

（二）实时市场

实时市场中，沿用日前市场封存的报价信息。新能源场站根据超短期预测结果，重新申报出力预测曲线，火电企业、水电企业实时出力计划可由调度机构根据运行需求进行调整。

调度机构根据跨区域省间富余可再生能源电力现货交易出清结果、联络线计划、电网实时运行状态等实时市场出清的边界条件，以全网购电成本最小化为目标，考虑电力平衡、机组运行约束和电网运行安全约束条件等，基于安全约束经济调度（SCED），以15分钟为间隔滚动出清未来15分钟至2小时的价格和出力，并以分区内调用到的最高出力报价作为分区出清价格。

实时现货市场出清的边界条件主要有：超短期负荷预测、跨区域省间富余可再生能源电力现货交易出清结果、联络线计划、电网实时运行状态等。

六、辅助服务市场

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，参照《青海电力辅助服务市场运营规则》、《西北跨省调峰辅助服务市场运营规则》组织开展。后期青海电力辅助服务市场与青海电力现货市场的衔接工作，由国家能源局西北监管局会同青海省工业和信息化厅研究确定。

日前现货市场出清后，存在弃风弃光的情况，开展调峰辅助服务市场出清。调峰辅助服务市场出清结果不影响日前市场出清的发用电曲线。实时运行阶段，先开展水电启停调峰、火电深度调峰、火电启停调峰市场出清，该出清结果物理执行。在此基础上，开展实时现货市场出清，最后开展储能调峰市场的出清。

七、价格机制

青海电力现货市场的价格机制主要包括能量价格机制、辅助服务价格机制和市场限价等三方面。

（一）能量价格机制

中长期市场化交易通过场外自主协商定价、场内集中竞价或系统撮合定价等方式执行现有价格体系。

青海电力现货市场采用区域边际电价模式为起步。初期按照海西、海南断面划分为东部、南部与西部三个电价区域，后期根据实际的电价出清结果和阻塞情况，对市场区域划分进行调整或改为节点电价。

（二）辅助服务价格机制

调峰辅助服务根据交易品种执行相应的市场价格机制。

（三）市场限价

青海电力现货市场初期，为保障市场平稳运行，避免价格大幅波动和市场利益调整过度，设置电能量市场申报价格的上限与下限，具体限价由市场管理委员会根据市场运行情况调整，经青海省工业和信息化厅同意后确定。

八、计量与结算

（一）计量

市场成员应当根据市场运行需要，安装符合技术规范的计量装置。计量装置原则上安装在产权分界点，以十五分钟为采集频率，实现计量数据的自动采集并定期上传至电网公司。产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损。

所有计量装置按国家有关计量规定和市场规则进行管理和定期校验，并具备分时电力电量的计量能力。在计量数据采集异常时，在给定原则基础上，可通过采集主站补全电量方式执行预结算，偏差部分月度结算时统一调整。

（二）结算

交易机构统计发电侧的中长期交易情况，结合现货市场出清结果，形成市场主体电费结算依据。电网企业通过公司数据中台接收交易平台提供的结算依据及相关主数据，生成电费结算单，并完成资金结算。

青海电力市场采用偏差结算方式，分为中长期分解曲线结算、日前偏差结算和执行偏差结算，采用“日清月结”方式，即按日进行市场化交易结果清分，生成日清分账单，按月进行市场化交易电费结算，生成月结算账单，并向市场主体发布。

1.中长期分解曲线结算

发电侧机组中长期交易结算曲线，是该机组开展中长期交易与现货交易偏差结算的基准曲线，按照中长期交易价格结算。

R中长期=ΣQ中长期,t×P中长期

其中：

R中长期为机组中长期合约电能量电费；

Q中长期,t为机组t时段中长期合约电量；

P中长期为机组中长期合约价格。

2.日前偏差结算

发电侧机组日前发电计划曲线与中长期交易结算曲线之间的偏差，按照日前现货市场对应出清的分时、分区电价进行结算。

R日前=Σ[（Q日前,t－Q中长期,t）×P日前,t]

其中：

R日前为机组日前市场结算电费；

Q日前,t为机组日前市场t时段出清电量；

Q中长期,t为机组t时段中长期分时合约电量；

P日前,t为机组日前市场t时段结算价格。

3.执行偏差结算

发电侧机组实际出力曲线与日前发电计划曲线之间的偏差，按照实时市场对应出清的分时、分区电价进行结算。

R实时=Σ[（Q上网,t－Q日前,t）×P实时,t]

其中：

R实时为机组执行偏差结算电费；

Q上网,t为机组实际执行t时段上网电量；

Q日前,t为机组日前市场t时段出清电量；

P实时,t为机组所在区域实时市场t时段结算价格。

4.不平衡资金

在现有市场和计划双轨体制下，不平衡资金由双轨制不平衡资金、分区价差不平衡资金、省间交易不平衡资金以及月度计量偏差修正费用四部分组成。不平衡资金按照“月清月结”原则处理，每月底在市场主体间进行返还或分摊。

九、信息披露与保密规定

（一）信息披露

市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息，公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息，私有信息是指特定的市场成员有权访问但不得向其他市场成员公布的数据和信息。

交易机构负责市场信息的发布管理，电力现货市场的相关信息通过交易平台统一披露，系统运行相关信息由调度运行技术支持系统通过数据接口传送至交易平台。交易机构应当公平对待市场主体，无歧视披露公众信息和公开信息，严禁超职责范围获取或泄露私有信息；各类市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，按规定在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。

（二）保密规定

市场主体、交易机构、调度机构应保证私有信息在保密期限内的保密性，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。泄密事件涉及权益当事人的，该当事人可向电力监管机构提出对泄密责任人的申诉。

十、市场风险防范与市场力缓解

针对市场风险，积极开展市场仿真分析，预警市场潜在风险，提出应对措施；加强现货交易平台安全稳定运行管理，确保平台、市场成员交互数据满足安全性、私密性等信息安全要求；推动建立交易能力保证制度，降低市场结算风险；建立信用评价体系、合同执行与违约惩罚机制。

针对市场力采取全周期的缓解措施，包括事前预防、事中纠正、事后评估。在日前现货市场出清前，对于某些装机容量较大或在某些时段供给作用突出的发电集团可计算其剩余供给指数或关键供应商指数，将该集团的部分装机容量设定为强制出清容量。在市场出清过程中，发现机组在某些时段具备不可替代作用且成为边际机组的情况，分析该机组报价是否合理（行为测试），对于必然会成为边际机组且报价不合理的市场主体可剥夺定价权，或替换其报价为参考报价。日前现货市场出清后，根据高峰时期出清电价判断是否触发事后缓解机制的条件，对相应时段的市场结算价格进行修正。

后续根据市场开展情况，进一步弥补市场规则漏洞并修订市场力缓解措施。

十一、市场评估

建立健全市场评估机制，对市场开展和运行中产生的数据进行建模计算和分析，实现对市场结构、市场行为、市场绩效以及市场成员等方面的评估和监测。收集和提取市场中表征市场特征的参数，建立完善的市场评估指标体系及市场成员信用评估体系，供市场设计者、市场监督者、市场运营者、市场参与者掌握市场的发展和运行情况，及时发现市场异常，确保市场成员有序合规的参与市场活动，保障现货市场安全有序运行。

十二、市场监管

建立电力现货市场运营监管机制，对电力现货市场运行情况进行监管。国家能源局西北监管局会同青海省工业和信息化厅组织执行电力现货市场监管，监管对象包括发电企业、交易机构、调度机构等电力现货市场所有成员，发现和避免滥用市场力及市场操纵行为，同时对电力现货市场公平开放、市场秩序、市场交易、信息公开和披露、售电服务等市场运营情况实施监管。

十三、市场干预与中止

（一）市场干预

当发生市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约、不能履约等情况导致市场秩序受到严重扰乱时，因重大政策变化，或外部因素波动导致的市场交易严重不平衡，市场纠纷或投诉集中爆发时，或影响电力系统安全稳定运行的其他情况时，由调度机构将有关情况报青海省工业和信息化厅和国家能源局西北监管局，经授权可对现货市场部分或全部市场交易进行干预。

（二）市场中止与恢复

发生突发性社会事件、自然灾害等原因导致电力供应严重不足，发生重大电源或电网故障影响电力有序供应或电力系统安全运行，以及现货市场技术支持系统或自动化、通信系统发生重大故障导致市场交易长时间无法进行等情况时，调度机构可按照“安全第一”的原则进行应急处置，必要时可以中止电力现货市场交易，并报告青海省工业和信息化厅和国家能源局西北监管局。

市场交易规则不适应市场交易需要、必须进行重大修改，或发生恶意串通操纵市场的行为、严重影响交易结果等情况时，青海省工业和信息化厅会同国家能源局西北监管局可做出中止市场的决定，并授权市场运营机构向各市场成员公布。

市场中止期间，各市场主体按照电网调度管理规程，严格执行调度指令与调度计划。当异常情况解除，现货市场可正常开展市场交易时，由青海省工业和信息化厅会同国家能源局西北监管局做出市场恢复的决定，并授权市场运营机构向各市场成员宣布市场恢复。

十四、免责条款

市场运营机构负责按照相关规程规定组织开展电力现货市场交易，市场主体以风险自担，盈亏自负的原则参与本电力市场交易。为保障电网安全稳定运行，以及电力市场交易的有序开展，市场运营机构有权采取合理的措施开展应急处置。由于不可抗力因素造成的市场主体利益损失，市场运营机构概不负责，亦不承担任何法律责任。

青海省工业和信息化厅

2020年12月25日