2023年4月1日起，山西电力现货市场执行新版规则《山西省电力市场规则汇编（试运行V13.0）》。不同于以往新能源仅可“报量不报价”参与现货市场，新版规则允许新能源场站在具备条件后按年度自主选择“报量报价”参与现货市场，平价、扶贫等未入市的新能源场站，亦可自愿选择参与市场。
高比例新能源入市后的电力市场设计，是国内外电力市场建设面临的共同考验。新能源固有的波动性、间歇性、反调峰、预测曲线与实际发电曲线不匹配等特点，都给市场建设带来了极大的挑战。
(资料图)
我国第一批电力现货市场建设试点甘肃、蒙西、山东、山西、广东等已在适应新能源入市的市场建设方面做出了不少探索与尝试。这些地区新能源资源禀赋各不相同，规则也各异，小编梳理了各试点新能源参与省级电力市场的规则要点，供读者参考。
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山西：市场交易量多者，消纳困难时优先发电
截至2022年底，山西新能源（风电、太阳能发电、生物质发电）装机容量4105.3万千瓦，占总装机容量的34.0％。山西鼓励新能源保障性利用小时以外的电量通过参与市场交易的方式消纳。市场交易电量多的场站，在新能源消纳困难时段，优先安排发电。
新能源参与现货方式：“报量不报价”参与现货市场。允许新能源场站按年度自主选择以“报量报价”方式参与现货市场，未选择“报量报价”方式时，仍可按照“报量不报价”方式参与现货市场（备注:“报量报价”待具备条件后实施）。平价、扶贫等未入市的新能源场站，可自愿选择参与市场。
现货市场价格：暂定下限为0元/兆瓦时，暂定上限为1500元/兆瓦时。
新能源参与现货交易特点：
1）实施“新能源优先”。在日前市场新能源申报发电预测曲线优先出清；新能源机组的超短期预测出力作为实时市场出清边界条件，优先安排发电；
2）新能源场站在向调度机构申报功率预测曲线的基础上，还需向交易平台申报次日96点的交易曲线，将功率预测曲线申报与交易曲线申报解耦（待电力交易平台具备条件后实施）。
新能源中长期交易要点：
1）新能源作为售电方可参与年度电力直接交易、月度电力直接交易、月内电力直接交易。作为受让方可参与年度发电权转让交易、月度合约转让交易、月内合约转让交易。
2）新能源可通过年度合约分月调整、月内分日电量及曲线调整、发电侧市场月度、月内合约电量转让交易等方式调控新能源中长期合约电量与实际交割电量之间的偏差。
3）中长期交易结果与弃限电序列相街接。
4）新能源参与外送电交易时，允许风电全天约定一条直线、光伏仅在白天约定一条直线的方式确定结算曲线，作为参与电力现货市场偏差结算的基淮。
对优先发电电量的处理：电力调度机构按照“优先发电、优先安排”的原则，将各发电企业的优先发电电量等政府定价电量分解至日和时段；按照“以用定发”的匹配原则，将省内发电侧政府定价电量的96点曲线，以15分钟为周期，向选择保留政府定价电量的新能源企业分配。
省间现货市场参与方式：
1）省内新能源发电企业依据日前省内现货市场的预出清结果，参照自身各时段的富余发电能力，自愿参与省间现货市场。鼓励新能源企业在消纳困难时，积极申报参与省间现货市场。
2）新能源企业参与跨区电力现货市场仍消纳困难时，继续参与华北跨省调峰市场。
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广东：基数电量+现货偏差结算
2022年12月24日，广东彩石滩、璧青湾、下海北三家海上风电企业参与现货结算试运行，新能源发电首次参与南方（以广东起步）电力现货市场交易。广东电网披露，2023年一季度，广东新能源参与电力现货市场交易电量约5600万千瓦时。截至2023年3月，广东省新能源装机容量为3427万千瓦，约占总装机20%。
新能源参与现货方式：“报量报价”参与现货市场。现阶段试点选择省内220千伏及以上电压等级的中调调管的风电、光伏发电企业参与电力现货市场交易。
现货市场价格：电能量报价上限取燃煤机组统一报价上限，实行分类型设置燃煤机组报价上限后，取沿海100万千瓦燃煤机组报价上限。
新能源现货交易特点：
1）新能源发电主体按照“基数电量+现货偏差结算”的机制全电量参与市场，现阶段，新能源发电企业按照实际上网电量的一定比例（目前为90%）确定分时基数合约电量，不直接参与中长期市场化交易。新能源发电企业的基数结算电量等于基数合约电量，按照不含补贴的批复上网电价执行。
2）对新能源市场主体的短期功率预测和超短期功率预测进行偏差考核。新能源市场主体暂不计算系统运行补偿费用。
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甘肃：省内剩余发电能力可参加省间现货市场交易
新能源参与现货方式：“报量报价”参与现货市场，新能源特许权场站、分布式及扶贫光伏等政策允许的特殊发电项目依据其预测发电能力优先出清，不参与市场结算。
现货市场价格：40—650元/兆瓦时
新能源现货交易特点：
1）允许新能源在实时市场实时修正超短期预测和发电能力，确保电力现货市场按新能源最新预测出清发电计划。
2）开展新能源“辅助调频”等交易模式和控制手段，每分钟动态调整发电指令。
中长期交易要点：
1）发电企业签订的月度中长期合约（含优先发电）不应低于或超出其月度实际上网电量的一定比例（水电95%~105%，其余电源70%~130%）。
2）按照年度、月度、周、D+3日滚动交易连续开市，通过不间断开市机制满足新能源企业短期预测、灵活调整的交易需求。
3）新能源可参与电力直接交易、合同电量转让交易、自备电厂向新能源发电权转让交易、集中撮合、辅助服务补偿交易等交易品种。
对优先发电电量的处理：省内优先发电按“以用定发”“分月平衡”原则，曲线采用典型曲线方式确定。当优先发电电量超过优先用电电量时，将优先发电计划分为“保量保价”和“保量竞价”两部分，其中保量竞价部分通过市场化方式形成价格。
省间现货市场参与方式：在日前现货市场出清结果基础上，省内发电企业剩余发电能力可参加省间现货市场交易。在省间现货市场交易出清后，仍存在富余新能源时，参与西北区域跨省调峰辅助服务市场，并将其出清结果作为日前省内电力现货市场的边界条件。
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蒙西：未设置新能源优先出清机制
截至2022年10月底，蒙西电网装机容量达8068万千瓦，风电2075万千瓦，太阳能1099万千瓦，新能源装机占比达到39.81%。2022年，蒙西电力现货市场全年新能源交易电量完成535亿千瓦时。
新能源参与现货方式：“报量报价”参与现货市场，除扶贫及分布式新能源外，其余新能源发电机组全电量参与现货市场。
现货市场价格：申报电能量价格不超过1500元/兆瓦时
新能源现货交易特点：
1）日前出清结果仅作为日前调度运行计划，不进行财务结算，仅实时市场出清结果正式参与结算。
2）现货市场内未设置新能源优先出清机制。
3）实时市场可选择场站上报的超短期预测或由主站提供。
中长期交易要点：
2）中长期交易采用带曲线交易模式，交易双方可自行约定交易曲线，或采用典型交易曲线。
对基数电量的处理：
1）居民、农业用电全部由风电基数电量承担。在居民、农业用电负荷曲线预测线的基础上，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。
2）电网代购电中基数电量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。剩余部分市场化方式采购。
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山东：未参与中长期交易的新能源电站预测出力10%参与现货市场
2022年上半年，山东新能源和可再生能源发电装机占比达到37%。据山东省能源局印发的《2023年全省能源工作指导意见》，到2023年底，新能源和可再生能源发电装机达到8000万千瓦以上，占比达到40%以上。
新能源参与现货方式：“报量报价”参与现货市场。参与中长期交易的新能源电站全电量参与现货市场；未参与中长期交易的新能源电站预测出力的10%参与现货市场出清。
现货市场价格：申报价格区间为-80—1300元/兆瓦时，出清价格区间为-100—1500元/兆瓦时。
新能源现货交易特点：
1）新能源电站申报的运行日短期预测出力和超短期预测出力的10%参与现货市场出清，并按优先发电次序享有同等条件下优先出清权，新能源日前市场总出清曲线（由日前市场出清曲线及90%预测出力曲线叠加而成）与90%实际发电曲线的偏差部分按照日前市场价格结算，实际发电曲线与日前市场总出清曲线的偏差部分按照实时市场价格结算。
2）为推动新能源参与现货市场，支持新能源项目与配套建设储能联合作为发电主体参与电力市场交易，鼓励以新能源为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合项目作为整体参与市场。
中长期交易要点：除扶贫光伏外，集中式新能源电站按自愿原则参与中长期交易。签订市场交易合同的新能源场站在电网调峰困难时段优先消纳。
