微信客服
微信公眾號
山東能源局就《山東電力現貨市場建設試點實施方案》征求意見，方案指出第一階段將建立與現貨市場銜接的輔助服務市場機制，開展調頻服務市場交易。符合一定標準的前提下，獨立參與輔助服務的發電側、用戶側電儲能設施可參與。
山東電力現貨市場建設試點實施方案
(征求意見稿)
為深入貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及其配套文件、《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》(發改辦能源〔2017〕1453號)有關要求，按照《中共山東省委山東省人民政府關于印發<山東省電力體制改革綜合試點方案>的通知》(魯發〔2016〕33號)、《關于印發山東省電力體制改革專項實施方案的通知》(魯發改經體〔2017〕788號)精神，加快建設完善山東省電力市場體系，建立符合山東實際情況的電力現貨市場，制訂本實施方案。
一、總體要求
進一步深化山東電力市場改革，遵循市場經濟和電力運行客觀規律，立足山東電力系統實際，逐步建立交易品種齊全、功能完善的山東電力市場體系。建立完善現貨交易機制，進一步發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好地反映電力商品的時間、空間價值。構建電力現貨市場銜接機制，統籌好省內與省間、中長期交易與現貨交易之間的關系，服務清潔能源優先消納，確保電力供需平衡和電網安全穩定運行，穩妥有序推進山東電力現貨市場試點建設。
二、建設目標和實施步驟
(一)第一階段：初步建立現貨市場機制(2019年6月底前)
建設以日前電能量市場和日內實時平衡機制為主的電力現貨市場，采用全電量分時節點電價、發電側單邊報價模式形成市場分時出清價格。建立與現貨市場銜接的輔助服務市場機制，開展調頻服務市場交易。建立市場成本核算體系和市場力防控機制，現貨市場運營風險防范體系和信用體系。研究可再生能源、核電、直調自備電廠及地方電廠參與現貨市場交易的方式和機制。建設電力現貨市場注冊、申報、交易、結算、信息發布及市場運行監控等技術支持系統，具備現貨市場模擬試運行條件。
建設與現貨市場相適應的電力中長期交易機制，采用自定義曲線合約與常用曲線合約，開展年、月、周等時間周期的雙邊交易、集中競價交易和掛牌交易，實現市場主體中長期合約簽訂、偏差調整和價格波動風險管理。配合完成省間現貨市場體系建設，研究建立省間與省內交易的銜接機制。初步建成省內、省間交易有效協調以及中長期、現貨交易有序銜接的電力市場體系。
(二)第二階段：現貨市場試運行(2019年7月～2021年)
電力現貨市場正式試運行，不斷完善現貨市場運行機制，各方面條件成熟后轉入正式運行。進一步完善輔助服務市場機制，增加備用服務交易品種，研究建立與現貨電能量市場聯合出清的交易機制。逐步將可再生能源電站、直調自備電廠及地方電廠納入電力市場。建立與現貨市場相銜接的電力需求側響應機制。研究制定現貨市場監管辦法，建立保障現貨市場安全平穩運行的配套機制，建設現貨市場監管信息系統，改進升級現貨市場交易平臺及技術支持系統功能。建設電力零售市場，搭建售電公司與電力用戶之間的交易平臺，為其提供零售關系建立、合約申報、零售套餐、用電曲線查詢、電費清算等服務。
3.第三階段：現貨市場成熟期(2022年～)
根據現貨市場發展情況，完善現貨市場體系，不斷豐富現貨市場交易品種，探索開展容量市場、金融輸電權、電力期貨和衍生品等交易。配合推進省間與省內交易的融合。
三、主要內容
建設內容主要針對第一、二階段的建設目標，隨著市場逐漸發展成熟以及技術條件的完善，適時推進第三階段電力市場建設。
(一)市場架構
電力現貨市場采用“電能量市場+輔助服務市場”的市場架構。電力現貨電能量市場采用全電量競價模式，基于節點邊際電價出清模式確定發用兩側現貨電能量市場價格;完善現有調頻輔助服務市場，與現貨電能量市場協調出清。跨省區輸送電以政府間框架協議、國家跨省區分電計劃以及省間市場化交易送電曲線等作為山東現貨電能量市場交易的邊界條件。
中長期電能量市場采用雙邊協商、集中競價和掛牌交易等組織方式，交易曲線由雙方自定義曲線或采用常用曲線，交易周期為年、月、周三個時間段，以實現與現貨市場相銜接的靈活交易機制。
電力零售市場由售電公司與電力用戶通過市場化交易形成零售合同。簽訂零售合約的電力用戶由售電公司代理參與電力現貨電能量市場和中長期電能量市場。
(二)市場主體
參與交易的市場主體包括發電企業、電力用戶、售電公司、電網公司及獨立輔助服務提供者等。市場主體應符合國家和省有關準入條件，滿足參與電力現貨市場交易的計量、通信等技術條件，符合信用管理要求，在山東電力交易中心有限公司(以下簡稱“交易機構”)完成注冊，遵守電力市場運營規則，通過山東電力交易平臺參與交易，服從市場管理，接受電力調度機構的統一調度，履行法律法規規定的權利和義務，接受政府有關部門和能源監管機構的監督。
(三)市場運營機構
山東電力現貨市場運營機構包括電力調度機構和電力交易機構。電力市場運營具有“市場交易”和“電網運行”的雙重屬性，綜合考慮目前的體制架構和電網安全運行需要，采用以下協作機制：
電力調度機構主要負責現貨交易與電網運行密切相關的環節，負責現貨交易組織、輔助服務交易組織、安全校核等工作。
電力交易機構主要負責與市場交易密切相關的環節，交易平臺作為對市場主體服務的窗口，提供市場注冊、交易申報、結算依據、信息發布等相關環節服務，并與其他技術支持系統實現對接。
(四)年度優先發電電量和政府基數合同安排
年度優先發電電量和政府基數合同由政府主管部門制定下達，在年內分解執行，可以通過中長期電能量市場轉讓，執行政府批復的上網電價。
(五)電力現貨市場交易機制
1.日前電能量市場
日前電能量市場采用全電量申報、集中優化出清的方式開展。
在發電側單邊報價模式下，參與交易的發電企業申報量價曲線，電力用戶、售電公司申報用電需求曲線，不申報價格。綜合考慮省間送電曲線、負荷預測、清潔能源發電預測等，滿足發電機組和電網運行約束條件，以發電側成本最小為優化目標，采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)方法進行集中優化計算，出清形成運行日發電計劃和分時節點電價。
2.日內實時平衡機制
日內實時平衡機制采用基于日前封存的發電側單邊報價、全電量集中優化出清的方式。根據最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，綜合考慮發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素，在日前電能量市場確定的開機組合基礎上，以發電成本最小為優化目標，采用安全約束經濟調度(SCED)算法進行優化計算，出清形成實時發電計劃和實時節點電價。必要時, 采用安全約束機組組合(SCUC)方法進行集中優化計算出清。
3.安全校核
現貨市場交易由調度機構進行安全校核。現貨市場安全校核與出清一并進行，需嚴格滿足電力供需平衡以及電網安全穩定運行的約束條件，形成出清結果。
(六)輔助服務市場
調頻輔助服務市場與現貨電能量市場協調出清，符合調頻市場交易準入條件的發電機組在日前電能量市場申報環節需同步申報調頻報價。結合市場發展情況與實際需求，逐步增加其他輔助服務交易品種。
(七)與電力現貨市場銜接的交易機制
1.電力中長期市場交易機制
參與電力中長期交易的市場主體包括發電企業、電力用戶、售電公司。電力中長期交易包括年度交易、月度交易和周交易，交易組織方式包括雙邊協商、集中競價和掛牌交易，交易曲線包括自定義曲線和常用曲線兩類。常用曲線由交易機構發布，全省采用統一標準的分月、分日、分時曲線;自定義曲線由交易雙方自主確定分月、分日、分時曲線。
年度交易主要是簽訂全年市場化交易電量雙邊合同，開展年度電量集中競價和掛牌交易，年度交易電量須分解到月，采用自定義曲線的應同時約定分日、分時曲線。年度優先發電電量和政府基數合同視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入電力中長期交易范疇。
月度交易主要是簽訂現貨交易日之后未來幾個自然月的月度新增(或調減)交易電量雙邊合同，開展月度電量集中競價和掛牌交易。年度交易分解到月的電量與月度交易電量累加形成完整的月度交易結果。采用自定義曲線的月度交易應同時約定分日、分時曲線。月度優先發電和政府基數合同電量由交易機構分配至月內每日，并分解日電量形成分時電力曲線。
周交易主要是簽訂現貨交易日之后未來幾個自然周的新增(或調減)交易電量雙邊合同，開展周電量集中競價和掛牌交易。采用自定義曲線的周交易應同時約定分日、分時曲線。
周交易關門后，年度交易、月度交易、周交易分解到日的交易電量、按分時曲線累加之后，作為相應市場主體的中長期電力交易合約并作為結算依據。
2.零售市場
建立零售市場交易系統，售電公司與零售用戶通過交易平臺實現合同簽約、電量統計、電費計算、用戶用電曲線查看等功能，售電公司可以通過零售平臺發布售電套餐，用戶可以通過零售平臺便捷選擇用電套餐、更換售電公司。
(八)市場價格機制
1.輸電價格
輸電價格按政府核定的山東電網輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)執行，按郵票法向所有參與市場交易電力用戶收取。
2.交易價格
市場主體間的交易價格根據交易方式、按照交易規則形成，交易價格為發電側上網電價。
(1)電能量市場價格形成機制
現貨電能量市場和中長期交易市場均采用絕對價格開展交易。現貨電能量市場由調度機構實施集中優化，形成分時節點電價作為市場價格。節點電價由系統電能價格與阻塞價格兩部分構成，系統電能價格反映全省的電力供需情況，阻塞價格反映不同節點的電網阻塞情況。
中長期電能量市場通過雙邊協商、集中競價和掛牌交易方式形成市場價格。其中，雙邊協商由市場主體自主協商確定價格;集中競價在集合競價階段采用邊際定價、統一出清機制，在連續競價階段采用連續撮合定價機制;掛牌交易以掛牌價格為成交價格。
(2)發電側電能量電價機制
在現貨電能量市場中，發電企業通過市場競價形成電能量市場價格，以其對應上網節點的節點電價作為現貨電能量市場價格。
(3)用戶側電能量電價機制
參與市場的售電公司、批發用戶電能量結算價格由電能量市場價格、輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、政府基金及附加、不平衡資金費用等構成。現貨電能量市場中，售電公司、批發用戶的市場價格采用“發電側加權平均電價”模式。零售用戶的市場價格按與售電公司簽訂的零售合同執行。
(4)輔助服務市場價格機制
調頻輔助服務市場價格通過集中競價、邊際出清方式形成，與電能量市場協調出清。
3.市場運行費用平衡機制
建立市場運行費用平衡機制，市場和計劃雙軌制造成的偏差費用、現貨市場平衡成本等不平衡資金按照“誰受益、誰承擔”的原則在市場主體間合理分攤，以月度為周期按比例分攤或返還。
(九)交易結算
現貨交易、中長期交易等各交易品種由電網企業統一結算。交易機構根據各品種交易結果和實際執行情況，統一出具交易結算依據。
對各類交易品種實行日清分、月結算、年清算，中長期交易合約按照中長期合約價格結算，偏差部分按照現貨交易出清價格結算。
(十)信息披露
建立適應市場規則和監管要求的市場信息披露機制。信息披露應遵循市場交易規則，依據“公正性、透明性、選擇性、時效性”原則，統一通過山東電力交易平臺進行發布。電力交易機構會同調度機構通過山東電力交易平臺向市場主體發布市場交易以及電網運行等各類信息。各市場成員應當按規定，通過山東電力交易平臺披露有關信息，并對所披露信息的準確性、及時性和真實性負責。
(十一)信用管理
1.實施市場主體信用監管。交易機構根據政府部門、能源監管機構授權，開展信用備案、信用評價、信用監測、風險預警等工作，在相關指定網站定期發布相應指標體系和分析報告，實現信用數據共享，確保信用狀況透明，可追溯、可核查。
2.建立失信聯合懲戒機制。按照相關法律法規和交易規則要求，參照電力市場主體信用評價指標體系要求，交易機構對不履約、拖欠電費、竊電、濫用市場力、電網歧視、未按規定披露信息等違法違規和失信行為定期進行匯總，經政府主管部門和監管機構同意后，在相應網站予以公開。對違法違規、嚴重失信的市場主體，按規定納入失信黑名單，在全國范圍內對其經營活動依法實施懲戒措施。嚴重失信且拒不整改、影響電力市場運行和其他市場主體合法權益的，按照有關規定取消其參與電力市場的資格。
(十二)市場監管
省發展改革委、省能源局、山東能源監管辦根據職能分工，針對市場力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況，對市場運營機構和市場主體實施監管。
(十三)市場力監測
建立完善市場操縱力評價標準和工作機制，加強對市場操縱力的預防與監管。市場建設初期，在日前電能量市場中開展市場力監測的行為測試，當發電機組電能量報價小于等于市場力檢測參考價格時，認定為通過行為測試，其報價作為有效報價參與市場出清;否則認定為不通過行為測試，對其報價進行市場力緩解措施后參與市場出清。發電機組的市場力檢測參考價格由山東能源監管辦會同省發展改革委、省能源局制定頒布。市場具備條件后，對未通過行為測試的發電機組開展影響測試，根據影響測試結果判定該機組是否通過市場力檢測。
(十四)應急處置
當系統發生緊急事故時，調度機構應按安全第一的原則處理事故，無需考慮經濟性，必要時可中止電力現貨市場交易，并盡快報告省能源局、山東能源監管辦。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況或出現重大自然災害、突發事件時，省能源局、山東能源監管辦可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織或臨時實施發用電計劃管理。當市場運行規則不適應電力市場交易需要，電力市場運行所必須的軟硬件條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，以及電力市場交易發生惡意串通操縱行為并嚴重影響交易結果等情況時，省能源局、山東能源監管辦可依照相關規定和程序暫停市場交易。
四、規則制定
山東能源監管辦會同省能源局、省發展改革委等有關部門，負責制定電力現貨市場交易規則和電力中長期交易規則。市場交易規則由制定單位負責發布和解釋。
五、組織實施
省能源局、山東能源監管辦牽頭組織實施本方案，建立符合山東實際情況的電力現貨市場;建立常態化問題反映機制，及時發現和解決市場建設中出現的新問題。省發展改革委負責電力現貨市場有關政府定價內容的價格政策制定等工作。國網山東省電力公司和山東電力交易中心負責現貨市場相關技術支持系統建設，根據工作需要完善相應交易功能，為全省電力市場建設提供支撐。各單位要明確職責，密切配合，加強協調，形成合力。
名詞解釋
安全約束機組組合：指在滿足電力系統安全性約束的條件下，以社會福利最大等為優化目標，制定多時段的機組開停機計劃。
安全約束經濟調度：指在滿足電力系統安全性約束的條件下，以社會福利最大等為優化目標，制定多時段的機組發電計劃。
節點電價：指在滿足當前輸電網絡設備約束條件和各類其它資源的工作特點的情況下，在某一節點增加單位負荷需求時的邊際成本。
獨立輔助服務提供者：指符合一定標準的前提下，獨立參與輔助服務的發電側、用戶側電儲能設施。
山東電力現貨市場建設試點實施方案
(征求意見稿)
為深入貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)及其配套文件、《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》(發改辦能源〔2017〕1453號)有關要求，按照《中共山東省委山東省人民政府關于印發<山東省電力體制改革綜合試點方案>的通知》(魯發〔2016〕33號)、《關于印發山東省電力體制改革專項實施方案的通知》(魯發改經體〔2017〕788號)精神，加快建設完善山東省電力市場體系，建立符合山東實際情況的電力現貨市場，制訂本實施方案。
一、總體要求
進一步深化山東電力市場改革，遵循市場經濟和電力運行客觀規律，立足山東電力系統實際，逐步建立交易品種齊全、功能完善的山東電力市場體系。建立完善現貨交易機制，進一步發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好地反映電力商品的時間、空間價值。構建電力現貨市場銜接機制，統籌好省內與省間、中長期交易與現貨交易之間的關系，服務清潔能源優先消納，確保電力供需平衡和電網安全穩定運行，穩妥有序推進山東電力現貨市場試點建設。
二、建設目標和實施步驟
(一)第一階段：初步建立現貨市場機制(2019年6月底前)
建設以日前電能量市場和日內實時平衡機制為主的電力現貨市場，采用全電量分時節點電價、發電側單邊報價模式形成市場分時出清價格。建立與現貨市場銜接的輔助服務市場機制，開展調頻服務市場交易。建立市場成本核算體系和市場力防控機制，現貨市場運營風險防范體系和信用體系。研究可再生能源、核電、直調自備電廠及地方電廠參與現貨市場交易的方式和機制。建設電力現貨市場注冊、申報、交易、結算、信息發布及市場運行監控等技術支持系統，具備現貨市場模擬試運行條件。
建設與現貨市場相適應的電力中長期交易機制，采用自定義曲線合約與常用曲線合約，開展年、月、周等時間周期的雙邊交易、集中競價交易和掛牌交易，實現市場主體中長期合約簽訂、偏差調整和價格波動風險管理。配合完成省間現貨市場體系建設，研究建立省間與省內交易的銜接機制。初步建成省內、省間交易有效協調以及中長期、現貨交易有序銜接的電力市場體系。
(二)第二階段：現貨市場試運行(2019年7月～2021年)
電力現貨市場正式試運行，不斷完善現貨市場運行機制，各方面條件成熟后轉入正式運行。進一步完善輔助服務市場機制，增加備用服務交易品種，研究建立與現貨電能量市場聯合出清的交易機制。逐步將可再生能源電站、直調自備電廠及地方電廠納入電力市場。建立與現貨市場相銜接的電力需求側響應機制。研究制定現貨市場監管辦法，建立保障現貨市場安全平穩運行的配套機制，建設現貨市場監管信息系統，改進升級現貨市場交易平臺及技術支持系統功能。建設電力零售市場，搭建售電公司與電力用戶之間的交易平臺，為其提供零售關系建立、合約申報、零售套餐、用電曲線查詢、電費清算等服務。
3.第三階段：現貨市場成熟期(2022年～)
根據現貨市場發展情況，完善現貨市場體系，不斷豐富現貨市場交易品種，探索開展容量市場、金融輸電權、電力期貨和衍生品等交易。配合推進省間與省內交易的融合。
三、主要內容
建設內容主要針對第一、二階段的建設目標，隨著市場逐漸發展成熟以及技術條件的完善，適時推進第三階段電力市場建設。
(一)市場架構
電力現貨市場采用“電能量市場+輔助服務市場”的市場架構。電力現貨電能量市場采用全電量競價模式，基于節點邊際電價出清模式確定發用兩側現貨電能量市場價格;完善現有調頻輔助服務市場，與現貨電能量市場協調出清。跨省區輸送電以政府間框架協議、國家跨省區分電計劃以及省間市場化交易送電曲線等作為山東現貨電能量市場交易的邊界條件。
中長期電能量市場采用雙邊協商、集中競價和掛牌交易等組織方式，交易曲線由雙方自定義曲線或采用常用曲線，交易周期為年、月、周三個時間段，以實現與現貨市場相銜接的靈活交易機制。
電力零售市場由售電公司與電力用戶通過市場化交易形成零售合同。簽訂零售合約的電力用戶由售電公司代理參與電力現貨電能量市場和中長期電能量市場。
(二)市場主體
參與交易的市場主體包括發電企業、電力用戶、售電公司、電網公司及獨立輔助服務提供者等。市場主體應符合國家和省有關準入條件，滿足參與電力現貨市場交易的計量、通信等技術條件，符合信用管理要求，在山東電力交易中心有限公司(以下簡稱“交易機構”)完成注冊，遵守電力市場運營規則，通過山東電力交易平臺參與交易，服從市場管理，接受電力調度機構的統一調度，履行法律法規規定的權利和義務，接受政府有關部門和能源監管機構的監督。
(三)市場運營機構
山東電力現貨市場運營機構包括電力調度機構和電力交易機構。電力市場運營具有“市場交易”和“電網運行”的雙重屬性，綜合考慮目前的體制架構和電網安全運行需要，采用以下協作機制：
電力調度機構主要負責現貨交易與電網運行密切相關的環節，負責現貨交易組織、輔助服務交易組織、安全校核等工作。
電力交易機構主要負責與市場交易密切相關的環節，交易平臺作為對市場主體服務的窗口，提供市場注冊、交易申報、結算依據、信息發布等相關環節服務，并與其他技術支持系統實現對接。
(四)年度優先發電電量和政府基數合同安排
年度優先發電電量和政府基數合同由政府主管部門制定下達，在年內分解執行，可以通過中長期電能量市場轉讓，執行政府批復的上網電價。
(五)電力現貨市場交易機制
1.日前電能量市場
日前電能量市場采用全電量申報、集中優化出清的方式開展。
在發電側單邊報價模式下，參與交易的發電企業申報量價曲線，電力用戶、售電公司申報用電需求曲線，不申報價格。綜合考慮省間送電曲線、負荷預測、清潔能源發電預測等，滿足發電機組和電網運行約束條件，以發電側成本最小為優化目標，采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)方法進行集中優化計算，出清形成運行日發電計劃和分時節點電價。
2.日內實時平衡機制
日內實時平衡機制采用基于日前封存的發電側單邊報價、全電量集中優化出清的方式。根據最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，綜合考慮發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素，在日前電能量市場確定的開機組合基礎上，以發電成本最小為優化目標，采用安全約束經濟調度(SCED)算法進行優化計算，出清形成實時發電計劃和實時節點電價。必要時, 采用安全約束機組組合(SCUC)方法進行集中優化計算出清。
3.安全校核
現貨市場交易由調度機構進行安全校核。現貨市場安全校核與出清一并進行，需嚴格滿足電力供需平衡以及電網安全穩定運行的約束條件，形成出清結果。
(六)輔助服務市場
調頻輔助服務市場與現貨電能量市場協調出清，符合調頻市場交易準入條件的發電機組在日前電能量市場申報環節需同步申報調頻報價。結合市場發展情況與實際需求，逐步增加其他輔助服務交易品種。
(七)與電力現貨市場銜接的交易機制
1.電力中長期市場交易機制
參與電力中長期交易的市場主體包括發電企業、電力用戶、售電公司。電力中長期交易包括年度交易、月度交易和周交易，交易組織方式包括雙邊協商、集中競價和掛牌交易，交易曲線包括自定義曲線和常用曲線兩類。常用曲線由交易機構發布，全省采用統一標準的分月、分日、分時曲線;自定義曲線由交易雙方自主確定分月、分日、分時曲線。
年度交易主要是簽訂全年市場化交易電量雙邊合同，開展年度電量集中競價和掛牌交易，年度交易電量須分解到月，采用自定義曲線的應同時約定分日、分時曲線。年度優先發電電量和政府基數合同視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入電力中長期交易范疇。
月度交易主要是簽訂現貨交易日之后未來幾個自然月的月度新增(或調減)交易電量雙邊合同，開展月度電量集中競價和掛牌交易。年度交易分解到月的電量與月度交易電量累加形成完整的月度交易結果。采用自定義曲線的月度交易應同時約定分日、分時曲線。月度優先發電和政府基數合同電量由交易機構分配至月內每日，并分解日電量形成分時電力曲線。
周交易主要是簽訂現貨交易日之后未來幾個自然周的新增(或調減)交易電量雙邊合同，開展周電量集中競價和掛牌交易。采用自定義曲線的周交易應同時約定分日、分時曲線。
周交易關門后，年度交易、月度交易、周交易分解到日的交易電量、按分時曲線累加之后，作為相應市場主體的中長期電力交易合約并作為結算依據。
2.零售市場
建立零售市場交易系統，售電公司與零售用戶通過交易平臺實現合同簽約、電量統計、電費計算、用戶用電曲線查看等功能，售電公司可以通過零售平臺發布售電套餐，用戶可以通過零售平臺便捷選擇用電套餐、更換售電公司。
(八)市場價格機制
1.輸電價格
輸電價格按政府核定的山東電網輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)執行，按郵票法向所有參與市場交易電力用戶收取。
2.交易價格
市場主體間的交易價格根據交易方式、按照交易規則形成，交易價格為發電側上網電價。
(1)電能量市場價格形成機制
現貨電能量市場和中長期交易市場均采用絕對價格開展交易。現貨電能量市場由調度機構實施集中優化，形成分時節點電價作為市場價格。節點電價由系統電能價格與阻塞價格兩部分構成，系統電能價格反映全省的電力供需情況，阻塞價格反映不同節點的電網阻塞情況。
中長期電能量市場通過雙邊協商、集中競價和掛牌交易方式形成市場價格。其中，雙邊協商由市場主體自主協商確定價格;集中競價在集合競價階段采用邊際定價、統一出清機制，在連續競價階段采用連續撮合定價機制;掛牌交易以掛牌價格為成交價格。
(2)發電側電能量電價機制
在現貨電能量市場中，發電企業通過市場競價形成電能量市場價格，以其對應上網節點的節點電價作為現貨電能量市場價格。
(3)用戶側電能量電價機制
參與市場的售電公司、批發用戶電能量結算價格由電能量市場價格、輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、政府基金及附加、不平衡資金費用等構成。現貨電能量市場中，售電公司、批發用戶的市場價格采用“發電側加權平均電價”模式。零售用戶的市場價格按與售電公司簽訂的零售合同執行。
(4)輔助服務市場價格機制
調頻輔助服務市場價格通過集中競價、邊際出清方式形成，與電能量市場協調出清。
3.市場運行費用平衡機制
建立市場運行費用平衡機制，市場和計劃雙軌制造成的偏差費用、現貨市場平衡成本等不平衡資金按照“誰受益、誰承擔”的原則在市場主體間合理分攤，以月度為周期按比例分攤或返還。
(九)交易結算
現貨交易、中長期交易等各交易品種由電網企業統一結算。交易機構根據各品種交易結果和實際執行情況，統一出具交易結算依據。
對各類交易品種實行日清分、月結算、年清算，中長期交易合約按照中長期合約價格結算，偏差部分按照現貨交易出清價格結算。
(十)信息披露
建立適應市場規則和監管要求的市場信息披露機制。信息披露應遵循市場交易規則，依據“公正性、透明性、選擇性、時效性”原則，統一通過山東電力交易平臺進行發布。電力交易機構會同調度機構通過山東電力交易平臺向市場主體發布市場交易以及電網運行等各類信息。各市場成員應當按規定，通過山東電力交易平臺披露有關信息，并對所披露信息的準確性、及時性和真實性負責。
(十一)信用管理
1.實施市場主體信用監管。交易機構根據政府部門、能源監管機構授權，開展信用備案、信用評價、信用監測、風險預警等工作，在相關指定網站定期發布相應指標體系和分析報告，實現信用數據共享，確保信用狀況透明，可追溯、可核查。
2.建立失信聯合懲戒機制。按照相關法律法規和交易規則要求，參照電力市場主體信用評價指標體系要求，交易機構對不履約、拖欠電費、竊電、濫用市場力、電網歧視、未按規定披露信息等違法違規和失信行為定期進行匯總，經政府主管部門和監管機構同意后，在相應網站予以公開。對違法違規、嚴重失信的市場主體，按規定納入失信黑名單，在全國范圍內對其經營活動依法實施懲戒措施。嚴重失信且拒不整改、影響電力市場運行和其他市場主體合法權益的，按照有關規定取消其參與電力市場的資格。
(十二)市場監管
省發展改革委、省能源局、山東能源監管辦根據職能分工，針對市場力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況，對市場運營機構和市場主體實施監管。
(十三)市場力監測
建立完善市場操縱力評價標準和工作機制，加強對市場操縱力的預防與監管。市場建設初期，在日前電能量市場中開展市場力監測的行為測試，當發電機組電能量報價小于等于市場力檢測參考價格時，認定為通過行為測試，其報價作為有效報價參與市場出清;否則認定為不通過行為測試，對其報價進行市場力緩解措施后參與市場出清。發電機組的市場力檢測參考價格由山東能源監管辦會同省發展改革委、省能源局制定頒布。市場具備條件后，對未通過行為測試的發電機組開展影響測試，根據影響測試結果判定該機組是否通過市場力檢測。
(十四)應急處置
當系統發生緊急事故時，調度機構應按安全第一的原則處理事故，無需考慮經濟性，必要時可中止電力現貨市場交易，并盡快報告省能源局、山東能源監管辦。由此帶來的成本由相關責任主體承擔，責任主體不明的由市場主體共同分擔。當面臨嚴重供不應求情況或出現重大自然災害、突發事件時，省能源局、山東能源監管辦可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織或臨時實施發用電計劃管理。當市場運行規則不適應電力市場交易需要，電力市場運行所必須的軟硬件條件發生重大故障導致交易長時間無法進行，以及電力市場交易發生惡意串通操縱行為并嚴重影響交易結果等情況時，省能源局、山東能源監管辦可依照相關規定和程序暫停市場交易。
四、規則制定
山東能源監管辦會同省能源局、省發展改革委等有關部門，負責制定電力現貨市場交易規則和電力中長期交易規則。市場交易規則由制定單位負責發布和解釋。
五、組織實施
省能源局、山東能源監管辦牽頭組織實施本方案，建立符合山東實際情況的電力現貨市場;建立常態化問題反映機制，及時發現和解決市場建設中出現的新問題。省發展改革委負責電力現貨市場有關政府定價內容的價格政策制定等工作。國網山東省電力公司和山東電力交易中心負責現貨市場相關技術支持系統建設，根據工作需要完善相應交易功能，為全省電力市場建設提供支撐。各單位要明確職責，密切配合，加強協調，形成合力。
名詞解釋
安全約束機組組合：指在滿足電力系統安全性約束的條件下，以社會福利最大等為優化目標，制定多時段的機組開停機計劃。
安全約束經濟調度：指在滿足電力系統安全性約束的條件下，以社會福利最大等為優化目標，制定多時段的機組發電計劃。
節點電價：指在滿足當前輸電網絡設備約束條件和各類其它資源的工作特點的情況下，在某一節點增加單位負荷需求時的邊際成本。
獨立輔助服務提供者：指符合一定標準的前提下，獨立參與輔助服務的發電側、用戶側電儲能設施。
0 條