规则解读｜蒙西电力交易规则新能源核心要点及建议

➬ 现货模式：全电量集中竞价+节点边际电价，由日前市场与实时市场组成。

➬ 参与范围：市场化直调火电机组、新能源场站；地调火电；独立储能；虚拟电厂；电力用户和售电公司。

➬ 参与方式：发电侧以“报量报价”方式，新能源申报价格为0-1500元/MWh，火电申报价格1-1500元/MWh，用户侧以“不报量不报价”方式参与市场；独立储能与虚拟电厂申报96点充放曲线，在满足电网安全和新能源消纳的前提下，作为价格接受者优先出清并参与结算。

➬ 结算价格为：0-5180元/MWh。

➬ 日前市场：日前电力现货市场只节点边际出清、不结算，主要用来确定次日机组组合，日前预出清按日组织每个交易日组织次日96个时段（15分钟为一个时段）的日前预出清。

➬ 实时市场：发电侧采用阶段边际电价出清，用电侧采用分区加权均价出清。

➬ 新能源场站09:30前滚动申报次日量价曲线，未申报的采用缺省值作为未来3三的申报信息。

➬ 电能量报价：可最多申报10段，电力最小单位1MW，申报电价最小单位10元/MWh，每段报价段的长度不能低于机组额定有功功率的5%。

➬ 日前预出清：日前机组组合制定采用调度主站预测的新能源场站功率预测曲线作为出力上限约束。日前预出清按日组织每个交易日组织次日96个时段（15分钟为一个时段）的日前预出清。

➬ 新能源场站申报超短期预测曲线或者可采用主站超短期预测。（事先选择，1个月内不许调整）

➬ 组织方式：运行日T-10分钟，根据封存的日前预出清申报信息，基于T时刻最新的电网边界条件和安全约束，在日前预出清机组组合基础上，考虑调频市场正式出清结果，以发电成本最小化为目标进行全电量优化出清，得到各发电机组需要实际执行的出清结果和实时节点电价。

➬ 出清周期：出清周期为5分钟，实时市场以5分钟为间隔滚动出清未来10分钟至1小时的出力曲线和节点电价。

➬ 交易周期：实时市场以15分钟为交易周期，取每15分钟时刻的各节点电价作为该15分钟的分时节点边际电价。

➬ 对于基数电量曲线的分解，居民、农业等有限保障用户用电量全部由风电基数承担。在居民、农业用电负荷曲线预测的基础上，考虑非市场机组发电后，按照各风电场装机容量比例进行分解。

➬ 电网代购电中对应的基数电量部分，优先按照光伏典型发电曲线分配至光伏企业，其余部分按容量比例分配至风电企业。剩余部分通过市场化方式采购。

以双边协商方式开展的直接交易，交易双方可自行约定交易曲线，也可以选取典型交易曲线；以挂牌方式开展的直接交易，电力调度机构依据已公布的月度优先电量执行计划，综合考虑月内的电力供需情况、安全校核、电网检修计划安排等因素，不考虑新能源短期预测，按照用户典型曲线分解合约。

初期，用电企业以一个小时为清算及结算时段，发电企业以 15 分钟为清算及结算时段。

新能源风险防范补偿及回收是指中长期电量电力曲线形成时未考虑新能源短期预测，在市场初期为控制新能源企业市场风险，对于新能源超过或低于中长期合约均价结 算的电费进行回收及补偿。

➬ 参与现货市场结算后，对新能源场站结算均价低于允许负偏差范围的亏损部分进行补偿，纳入市场运行调整费用处理。

➬ 该项费用在各火电企业（市场化）进行平衡，总费用以月为周期按火电企业上网电量比例分摊。

➬ 计算方式如下：

➬ 参与现货市场结算后，对新能源每月结算均价超出规定偏差范围的获利部分进 行回收，纳入市场调整费用处理。

➬ 该项费用在各火电企业（市场化）平衡，总费用以月为周期按火电企业在该时段上网电量比例返还。

➬ 计算方式如下：

中长期缺额、超额回收是指因市场化发电企业、 用电企业中长期合约签约率低于、高于规定值获利部分进行的回收。

➬ 为鼓励发用两侧签订中长期合约，稳定市场价格，对现货运行月发用两侧中长期交易电量低于实际上网电量（用电量）规定比例的获利部分进行回收。

➬ 计算方式：

➬ 为为规范发用两侧按照预测上网电量、用网电量合理签订中长期合约，对中长期合约电量超出实际上网电量、用网电量规定比例的获利部分进行回收。

➬ 计算方式：

基于历史发电规律、信息采集系统研发与建设、主动掌握自身典型发电曲线。

➬  通过模拟竞价、预测等手段，增强电价预测能力，统筹优化参与中长期市场、现货市场交易的电量申报组合策略，实现市场收益最大。

➬  加强电力系统专业知识储备与积累。熟悉电网网架结构、运行方式。

现货市场开启后，数据量大、数据种类多、数据处理时间短、交易实时性要求高、交易风险大等问题和挑战已经远远超出了个人的即时处理能力，必须进行信息化建设，借助大数据、云计算等前沿技术来辅助市场主体做出相关决策。

通过提升自身发电预测能力，及现货实时市场价格预测能力，考虑针对新能源的缺额、超额回收，通过分时滚动撮合或集中竞价市场进行交易。