新能源全面入市背景下的现货交易机制

136号文及我省实施方案见解

一、推动新能源上网电价全面由市场形成

• 国家层面：新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
• 江西省层面：省内新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。集中式风电、光伏项目以报量报价方式直接参与市场交易；分布式风电、光伏项目鼓励直接或聚合后以报量报价方式参与市场交易，未直接或聚合参与的作为价格接受者参与市场交易。

二、完善现货市场交易和价格机制

• 新能源参与方式：集中式新能源以报量报价方式参与，分布式新能源鼓励报量报价，未参与的作为价格接受者。
• 结算机制：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。
• 日前市场与可靠性机组组合：新能源项目应全量参与日前可靠性机组组合和实时市场。新能源和用户可自愿参与日前市场，支持用户侧报量报价参与日前市场，暂不具备条件的，允许用户侧按照在不超过最大用电功率范围内自主决策申报购买量，不进行偏差收益回收。
• 价格机制：考虑全省工商业用户尖峰电价水平、新能源在电力市场外可获得的真其他收益等因素，对电力现货市场申报、出清价格设定上下限，适时根据市场情况调整。

三、健全中长期市场交易和价格机制

• 不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。
• 允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。
• 完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（绿证）价格。
• 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。

四、建立新能源可持续发展价格结算机制

• 新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（机制电价）由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。
• 对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
• 现货市场连续运行时，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定，取消对参与市场交易的新能源月结算均价最低限价的有关规定。

4.0修订版现货规则

一、新型经营主体参与

• 新能源：主动参与（报量报价）或被动参与（价格接受者）。
• 电力用户：自愿参与日前市场，暂实行“报量不报价”方式。
• 虚拟电厂：以聚合单元为单位参与市场，发电类聚合单元以报量报价方式参与，储能类和负荷类聚合单元以“报量不报价”方式参与。
• 新能源发电企业：暂以场站为单位参与电力现货市场申报、出清、结算。

二、日前现货市场组织方式

• 新能源和用户自愿参与日前市场，将用户电报量纳入日前市场出清。

三、负荷预测

• 日前负荷预测包括次日96点调度口径（含分布式电源）负荷曲线预测。

四、发电机组与新型经营主体运行参数

• 明确地方公用燃煤电厂、新能源（含分布式电源）、新型储能电站（含新能源配建储能）、虚拟电厂、智能微电网参与现货市场所需的运行参数。

五、申报交易信息

• 新能源项目按季度自愿选择是否参与日前市场，应全量参与日前可靠性机组组合，未选择参与日前市场的经营主体不参与日前市场优化出清。
• 地方公用燃煤电厂可以选择报量报价或作为价格接受者参与现货市场。
• 独立新型储能和新能源场站配建储能自主申报充/放电曲线，以“报量不报价”方式参与现货市场。
• 虚拟电厂以聚合单元为单位参与市场，自愿参与日前市场，报量报价参与现货市场的经营主体应在电力交易平台上申报运行日信息。
• 批发用户和售电公司申报要求：用户电报最大用电负荷上限为实际报装容量的Y倍，应按出清节点（220千伏母线）申报用电负荷。

六、日前可靠性机组组合及发电计划交易组织

• 在日前现货交易的基础上新增日前可靠性机组组合环节，电力调度机构基于全网系统预测负荷、主动参与现货交易的新能源项目全量预测出力等信息，以发电成本最小社会福利最大为优化目标，采用安全约束机组组合（SCUC）模型和安全约束经济调度（SCED）模型进行可靠性机组组合校验，出清得到发电机组合和日前发电计划，结果用于执行。

经营主体应对策略浅见

1. 充分发挥中长期合约避险作用。
2. 强化用户负荷分析与管理。
3. 充分用好日前市场。
4. 充分用好配建储能。
5. 新站建设充分考虑节点电价影响。
6. 新能源适时评估是否减少机制电量比例。
7. 煤电、绿电（新能源）联动。
8. 打造高水平人才队伍，深入参与到规则制定中。