2023年4月1日起，山西電力現貨市場執行新版規則《山西省電力市場規則匯編（試運行V13.0）》。不同于以往新能源僅可“報量不報價”參與現貨市場，新版規則允許新能源場站在具備條件后按年度自主選擇“報量報價”參與現貨市場，平價、扶貧等未入市的新能源場站，亦可自愿選擇參與市場。

高比例新能源入市后的電力市場設計，是國內外電力市場建設面臨的共同考驗。新能源固有的波動性、間歇性、反調峰、預測曲線與實際發電曲線不匹配等特點，都給市場建設帶來了極大的挑戰。

我國第一批電力現貨市場建設試點甘肅、蒙西、山東、山西、廣東等已在適應新能源入市的市場建設方面做出了不少探索與嘗試。這些地區新能源資源稟賦各不相同，規則也各異，eo梳理了各試點新能源參與省級電力市場的規則要點，供讀者參考。

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山西：市場交易量多者，消納困難時優先發電

截至2022年底，山西新能源（風電、太陽能發電、生物質發電）裝機容量4105.3萬千瓦，占總裝機容量的34.0％。山西鼓勵新能源保障性利用小時以外的電量通過參與市場交易的方式消納。市場交易電量多的場站，在新能源消納困難時段，優先安排發電。

新能源參與現貨方式：“報量不報價”參與現貨市場。允許新能源場站按年度自主選擇以“報量報價”方式參與現貨市場，未選擇“報量報價”方式時，仍可按照“報量不報價”方式參與現貨市場（備注:“報量報價”待具備條件后實施）。平價、扶貧等未入市的新能源場站，可自愿選擇參與市場。

現貨市場價格：暫定下限為0元/兆瓦時，暫定上限為1500元/兆瓦時。

新能源參與現貨交易特點：

1）實施“新能源優先”。在日前市場新能源申報發電預測曲線優先出清；新能源機組的超短期預測出力作為實時市場出清邊界條件，優先安排發電；

2）新能源場站在向調度機構申報功率預測曲線的基礎上，還需向交易平臺申報次日96點的交易曲線，將功率預測曲線申報與交易曲線申報解耦（待電力交易平臺具備條件后實施）。

新能源中長期交易要點：

1）新能源作為售電方可參與年度電力直接交易、月度電力直接交易、月內電力直接交易。作為受讓方可參與年度發電權轉讓交易、月度合約轉讓交易、月內合約轉讓交易。

2）新能源可通過年度合約分月調整、月內分日電量及曲線調整、發電側市場月度、月內合約電量轉讓交易等方式調控新能源中長期合約電量與實際交割電量之間的偏差。

3）中長期交易結果與棄限電序列相街接。

4）新能源參與外送電交易時，允許風電全天約定一條直線、光伏僅在白天約定一條直線的方式確定結算曲線，作為參與電力現貨市場偏差結算的基淮。

對優先發電電量的處理：電力調度機構按照“優先發電、優先安排”的原則，將各發電企業的優先發電電量等政府定價電量分解至日和時段；按照“以用定發”的匹配原則，將省內發電側政府定價電量的96點曲線，以15分鐘為周期，向選擇保留政府定價電量的新能源企業分配。

省間現貨市場參與方式：

1）省內新能源發電企業依據日前省內現貨市場的預出清結果，參照自身各時段的富余發電能力，自愿參與省間現貨市場。鼓勵新能源企業在消納困難時，積極申報參與省間現貨市場。

2）新能源企業參與跨區電力現貨市場仍消納困難時，繼續參與華北跨省調峰市場。

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廣東：基數電量+現貨偏差結算

2022年12月24日，廣東彩石灘、璧青灣、下海北三家海上風電企業參與現貨結算試運行，新能源發電首次參與南方（以廣東起步）電力現貨市場交易。廣東電網披露，2023年一季度，廣東新能源參與電力現貨市場交易電量約5600萬千瓦時。截至2023年3月，廣東省新能源裝機容量為3427萬千瓦，約占總裝機20%。

新能源參與現貨方式：“報量報價”參與現貨市場。現階段試點選擇省內220千伏及以上電壓等級的中調調管的風電、光伏發電企業參與電力現貨市場交易。

現貨市場價格：電能量報價上限取燃煤機組統一報價上限，實行分類型設置燃煤機組報價上限后，取沿海100萬千瓦燃煤機組報價上限。

新能源現貨交易特點：

1）新能源發電主體按照“基數電量+現貨偏差結算”的機制全電量參與市場，現階段，新能源發電企業按照實際上網電量的一定比例（目前為90%）確定分時基數合約電量，不直接參與中長期市場化交易。新能源發電企業的基數結算電量等于基數合約電量，按照不含補貼的批復上網電價執行。

2）對新能源市場主體的短期功率預測和超短期功率預測進行偏差考核。新能源市場主體暫不計算系統運行補償費用。

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甘肅：省內剩余發電能力可參加省間現貨市場交易

新能源參與現貨方式：“報量報價”參與現貨市場，新能源特許權場站、分布式及扶貧光伏等政策允許的特殊發電項目依據其預測發電能力優先出清，不參與市場結算。

現貨市場價格：40—650元/兆瓦時

新能源現貨交易特點：

1）允許新能源在實時市場實時修正超短期預測和發電能力，確保電力現貨市場按新能源最新預測出清發電計劃。

2）開展新能源“輔助調頻”等交易模式和控制手段，每分鐘動態調整發電指令。

中長期交易要點：

1）發電企業簽訂的月度中長期合約（含優先發電）不應低于或超出其月度實際上網電量的一定比例（水電95%~105%，其余電源70%~130%）。

2）按照年度、月度、周、D+3日滾動交易連續開市，通過不間斷開市機制滿足新能源企業短期預測、靈活調整的交易需求。

3）新能源可參與電力直接交易、合同電量轉讓交易、自備電廠向新能源發電權轉讓交易、集中撮合、輔助服務補償交易等交易品種。

對優先發電電量的處理：省內優先發電按“以用定發”“分月平衡”原則，曲線采用典型曲線方式確定。當優先發電電量超過優先用電電量時，將優先發電計劃分為“保量保價”和“保量競價”兩部分，其中保量競價部分通過市場化方式形成價格。

省間現貨市場參與方式：在日前現貨市場出清結果基礎上，省內發電企業剩余發電能力可參加省間現貨市場交易。在省間現貨市場交易出清后，仍存在富余新能源時，參與西北區域跨省調峰輔助服務市場，并將其出清結果作為日前省內電力現貨市場的邊界條件。

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蒙西：未設置新能源優先出清機制

截至2022年10月底，蒙西電網裝機容量達8068萬千瓦，風電2075萬千瓦，太陽能1099萬千瓦，新能源裝機占比達到39.81%。2022年，蒙西電力現貨市場全年新能源交易電量完成535億千瓦時。

新能源參與現貨方式：“報量報價”參與現貨市場，除扶貧及分布式新能源外，其余新能源發電機組全電量參與現貨市場。

現貨市場價格：申報電能量價格不超過1500元/兆瓦時

新能源現貨交易特點：

1）日前出清結果僅作為日前調度運行計劃，不進行財務結算，僅實時市場出清結果正式參與結算。

2）現貨市場內未設置新能源優先出清機制。

3）實時市場可選擇場站上報的超短期預測或由主站提供。

中長期交易要點：

2）中長期交易采用帶曲線交易模式，交易雙方可自行約定交易曲線，或采用典型交易曲線。

對基數電量的處理：

1）居民、農業用電全部由風電基數電量承擔。在居民、農業用電負荷曲線預測線的基礎上，考慮非市場機組發電后，按照各風電場裝機容量比例進行分解。

2）電網代購電中基數電量優先按照光伏典型發電曲線分配至光伏企業，其余部分按容量比例分配至風電企業。剩余部分市場化方式采購。

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山東：未參與中長期交易的新能源電站預測出力10%參與現貨市場

2022年上半年，山東新能源和可再生能源發電裝機占比達到37%。據山東省能源局印發的《2023年全省能源工作指導意見》，到2023年底，新能源和可再生能源發電裝機達到8000萬千瓦以上，占比達到40%以上。

新能源參與現貨方式：“報量報價”參與現貨市場。參與中長期交易的新能源電站全電量參與現貨市場；未參與中長期交易的新能源電站預測出力的10%參與現貨市場出清。

現貨市場價格：申報價格區間為-80—1300元/兆瓦時，出清價格區間為-100—1500元/兆瓦時。

新能源現貨交易特點：

1）新能源電站申報的運行日短期預測出力和超短期預測出力的10%參與現貨市場出清，并按優先發電次序享有同等條件下優先出清權，新能源日前市場總出清曲線（由日前市場出清曲線及90%預測出力曲線疊加而成）與90%實際發電曲線的偏差部分按照日前市場價格結算，實際發電曲線與日前市場總出清曲線的偏差部分按照實時市場價格結算。

2）為推動新能源參與現貨市場，支持新能源項目與配套建設儲能聯合作為發電主體參與電力市場交易，鼓勵以新能源為主體的多能互補、源網荷儲、微電網等綜合項目作為整體參與市場。

中長期交易要點：除扶貧光伏外，集中式新能源電站按自愿原則參與中長期交易。簽訂市場交易合同的新能源場站在電網調峰困難時段優先消納。

作者：韓曉彤 來源：南方能源觀察 責任編輯：jianping