微信客服
微信公众号
一、基本情况
(一)蒙西电网概况
蒙西电网供电范围覆盖八个盟市，其地理结构东西狭长，东西直线距离2400公里，南北跨度1700公里，供电区域达72万平方公里，服务全区工农牧业生产及城乡1388万人。目前蒙西电网已经形成“四横五纵”的500千伏主网架和220千伏分区供电网络，并通过“丰泉-万全”和“汗海-沽源”两条500千伏通道与华北电网相联。
截止2018年6月底，蒙西电网统调机组容量达到6752.96万千瓦。其中，直调容量6510.54万千瓦，地调容量242.42万千瓦。在统调机组容量中，火电机组容量4181.21万千瓦，占总容量的61.92%；其中：公用火电3265.00万千瓦（供热容量2152.00万千瓦），自备电厂容量701.72万千瓦，燃气机组66.52万千瓦；风电机组容量1736.79万千瓦，占总容量的25.72%；光伏发电容量635.55万瓦，占总容量的9.41%；水电容量185.91万千瓦，占总容量的2.75%；生物质发电容量13.50万千瓦，占总容量的0.20%。
(二)电力规划情况
“十三五”期间，蒙西电网发展的总体目标是：继续按照国家“西电东送”、“北电南送”能源布局，积极推进电力外送通道建设，加快完善电力多边交易市场，更好发挥国家电力能源基地优势。蒙西电网形成完整坚强的“四横五纵”500千伏网架结构，积极承接国内产业转移，扩大区内用电需求。蒙西电网“十三五”期间，火电投产装机860万千瓦，风电1600万千瓦、太阳能790万千瓦。到2020年，蒙西电网电力装机规模预计达到9200万千瓦，其中火电装机4700万千瓦，风电3100万千瓦、光伏1200万千瓦、水电186万千瓦；全社会用电量预计达到3500亿千瓦时。
(三)经济及负荷情况
蒙西电网所辖八个盟市经济总量、地方财政收入、规模以上工业增加值和固定资产投资均占内蒙古自治区的70%以上，绝大部分的煤化工、装备制造、黑色金属冶炼、有色金属冶炼等行业都集中在蒙西地区。
截止2018年6月底，蒙西全网最大发电负荷3219.3万千瓦，同比增长13.73%；最大新能源发电出力1178.3万千瓦，最大占比36.6%。东送华北高峰时段400万千瓦，发用电平衡总体呈现供大于求。近年来，随着内蒙古电力多边交易市场运作逐步成熟，市场机制在拉动地方经济，引导产业落地方面发挥出积极作用，蒙西地区负荷呈现快速增长。2017年蒙西电网全社会用电量2068.88亿千瓦时，同比增长14.46%，2018年截止6月底，蒙西电网全社会用电量1141.45亿千瓦时，较同期增长18.81%。参考近年负荷增速，预计至2020年底全网供需基本平衡。
(四)市场建设现状
内蒙古电力多边交易市场诞生于能源富集、电力充足、高载能产业发达、地方经济对电价敏感的内蒙古西部地区，在国家相关部委、自治区政府共同主导下，2010年5月6日，内蒙古电力多边交易市场正式挂牌运行，成为我国第一个正式运营的省级电力市场，标志着蒙西电网电力市场化改革迈出坚实而重要的一步。经过8年来探索完善，内蒙古电力多边交易市场创新交易组织方式，逐步探索出符合自治区经济发展需要的电力交易机制。市场健康平稳运营有效激发了自治区经济活力，社会和经济效益日益明显，改革红利不断释放。
截至2018年6月底，市场成员达到1198户。其中：用户企业768户，火电企业47家，风电企业154家，光伏企业147家，售电企业共准入注册82家。内蒙古电力多边交易市场2010年正式运营以来，累计完成交易电量3793.44亿千瓦时，降低企业用电成本199.92亿元，在保障性收购基础上，通过市场化手段，增加新能源消纳172.28亿千瓦时。在经济新常态下，市场机制不仅在“保安全、保民生”方面发挥积极作用，而且优化了资源配置、促进了清洁能源消纳、降低了用电成本、拉动了地区用电负荷，为自治区实现经济平稳健康发展发挥了重要作用。
(五)存在的问题及挑战
内蒙古电力多边交易市场发展的同时，机遇与挑战并存，存在的问题和矛盾逐渐显现：
一是电网断面约束众多，限制市场活力。蒙西电网东西狭长，电网断面约束众多，限制了跨区域送电容量，形成“西部供电富裕，东部供电紧张”的电网运行矛盾。随着电力多边市场深化发展，存在区域间价格风险，限制了市场活力。
二是电源布局不合理，制约市场效率。目前，内蒙古电力多边交易市场主力电源为火电机组，主要集中在煤炭资源较丰富的乌海、鄂尔多斯等西部地区。距离中东部负荷中心较远；用电负荷多集中在东部地区，电源与负荷分布不合理，存在不平衡、不匹配，制约了市场运行效率。
三是供热机组比例大，影响新能源消纳。蒙西电网供热机组比例大，供热周期长，且与大风季重合。供热机组采取“以热定电”的方式运行，电力平衡困难，制约新能源消纳，“热电解耦”等灵活性改造工作有待加强。
四是新能源发展与市场化建设不协调，亟待深化研究。近年来，为了缓解新能源能源消纳问题，蒙西电网在2015年积极探索将新能源引入电力市场，市场消纳新能源机制和模式需进一步研究完善，促进地区新能源产业健康发展。
五是自备电厂占比高，限制市场发展。蒙西电网自备电厂装机占比较高，在电价方面享受部分优惠政策，且不承担新能源消纳、调峰等责任。压缩了市场空间，影响电网运行和新能源消纳，不利于统一、规范的电力市场建设。
六是市场机制有待完善，价格信号不够准确。目前实行的电力市场机制还需进一步深化，新能源参与交易方式及价格机制存在持续完善的空间。以电量为标的物的中长期交易存在过度竞争，不能准确体现价格信号，不能有效引导发电计划的制定。市场化价格机制需进一步完善优化。
(六)现货市场的必要性
一是协调电热矛盾、风火矛盾，探索现代能源体系。
党的十九大报告提出，要构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。习近平总书记指出“要把现代能源经济这篇文章做好，紧跟世界能源技术革命新趋势”。蒙西地区供热需求与电网平衡，新能源消纳与火电调峰矛盾突出，通过现货市场建设，探索建立不同能源协同互补、清洁能源充分消纳的现代能源体系。
二是加强系统优化，提高运行效率
现货市场在日前制定发电计划，能够紧密跟踪电力系统的运行状态，保障电网安全稳定运行，提升系统运行效率。蒙西地区的新能源装机比例高，长周期发电计划不确定性因素多。现货市场交易周期短，可以较为准确地测算机组运行状态和开机条件，有效降低因新能源波动而产生的系统运行风险，协调优化多种电源，提升系统运行效率。
三是量化价格信号，引导投资规划
现货市场通过充分竞争生成完整的价格信号，可以为资源优化配置、规划投资、中长期电力交易提供量化参考。现货市场的价格信号，能够真实反映电力商品价值，引导电力投资与消费，对电网、电源规划乃至地区产业集群、工业项目规划建设都具有重要意义。
四是完善交易机制，推进市场体系建设
现货市场是内蒙古电力多边交易市场体系的重要组成部分。通过中长期交易日分解，逐步建立日前现货市场交易机制、辅助服务市场，适时开展日内、实时市场，进一步鼓励新能源市场化竞争，促进新能源消纳，构建中长期与现货协调融合的电力多边市场体系。
综上所述，坚持以促进自治区经济社会发展为导向，以打造现代能源经济体系为目标，以促进可再生能源消纳为重点，积极稳妥开展现货交易市场建设，持续有序推进“共享共赢”的电力多边市场体系建设进程，满足自治区经济高质量发展需求。
二、指导思想和基本原则
(一)指导思想
深入贯彻党的十九大和十九届一中、二中、三中全会精神，落实习近平总书记“把现代能源经济这篇文章做好”的指示，按照国家深化电力体制改革的总体部署和自治区经济发展总体规划，遵循《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）文件精神，坚持中国特色社会主义市场经济改革方向，坚持创新、绿色、协调、开放、共享五大发展理念，围绕发挥电力优势、提高电力服务、推进电力行业供给侧结构性改革，以构建有效竞争的电力市场结构和市场体系为中心，以市场交易面临的问题为导向，在电力多边市场框架下加快建立电力现货市场，完善市场机制，丰富交易品种。依据《国家发展改革委 国家能源局关于同意内蒙古自治区开展电力体制改革综合试点的复函》（发改经体[2016]154号）要求，稳中求进推进电力市场化工作，构建内蒙古电力多边交易市场体系，提升资源优化配置效率，促进可再生能源消纳，确保蒙西电网安全稳定运行，推动自治区经济结构转型和产业升级，服务自治区经济社会高质量发展。
(二)基本原则
1.坚持以解决问题为导向，深化发展。
现货市场建设立足于内蒙古电力多边交易市场多年稳步发展的坚实基础，着力于解决市场深化发展面临的突出问题，构建中长期交易、现货交易协调运作的总体框架，完善日前现货市场交易机制、辅助服务市场机制，适时建立日内市场，最终建成共享共赢的市场体系。
2.坚持以稳中求进为主线，风险可控。
遵循市场经济的客观规律，按照电力工业的发展特点，充分考虑电网、电源、负荷需求及经济社会发展等多种因素，开展贴近运行实际及市场现状的仿真计算，在确保电力系统安全运行和电力可靠供应的基础上，稳中求进推动现货市场建设。
3.坚持以公平公正为准则，合规运行。
严格执行国家法律、法规和行业标准、规范，严格遵守各项规章制度，依法合规履行工作程序，维护电力市场公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，营造有效竞争的市场环境，促进电力市场健康发展。
4.坚持以节能环保为目标，绿色发展。
鼓励清洁能源参与市场竞争，探索可再生能源电力绿色证书、碳交易市场机制，打造全国清洁能源消纳示范区，促进自治区能源结构优化，实现绿色发展。
三、总体目标和建设内容
(一)总体目标
从内蒙古自治区经济社会和电力行业发展实际出发，着力构建适应自治区电力体制和蒙西电网特点的主体多元、竞争有序、公平公正的电力市场结构。持续完善电力多边交易市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，加快构建中长期交易、现货交易协调运作的市场化电力电量平衡机制，以进一步释放改革红利、全面提高电力系统运行效率、不断提升电力安全可靠水平，在满足自治区经济社会发展对电力需求及电力外送的前提下，通过政策引导、市场交易、技术支撑等路径优化发用两电侧，逐步实现最优发电调度、最大用电效益，实现自治区电力行业绿色健康可持续发展，促进自治区工业经济发展和产业结构调整，更好地服务自治区经济社会高质量发展。
近期目标：逐步完善现货市场建设的各项基础条件，在电力多边市场的框架下，建立中长期交易电量日分解机制，完善发电计划编制，为构建发电侧单侧竞争的日前现货市场创造条件；初步建立新能源市场化消纳机制；启动调峰辅助服务市场运行；开展日前替代、抽蓄交易等准现货交易品种；完善技术支持系统，建立交易、调度、营销、财务有机衔接并与监管系统互联的信息系统；适时启动现货市场模拟运行，为试运行奠定技术基础。
中期目标：构建以“中长期电量交易、现货系统优化”为主要特征的中长期交易和现货交易协调运作的电力市场机制。在中长期交易日分解基础上，开展发电侧单侧竞争的日前现货市场，实现电力市场指导下的电网优化运行；建立安全约束下的现货市场出清机制和阻塞管理机制；全面推进新能源参与市场竞争；建立发用两侧负荷曲线金融或物理匹配机制；实现中长期交易、现货交易和辅助服务交易的融合协同。
远期目标：建立“中长期交易规避风险，现货交易发现价格”的电力市场机制，推进电能量和辅助服务在现货市场中一体优化、联合出清；进一步通过市场手段促进清洁能源消纳，发挥市场在资源配置中的决定性作用；全面提升蒙西电网的规划、投资、建设和运行效率，实现市场化改革程度达到全国领先水平。
(二)建设内容
蒙西电网电力现货市场的建设工作分三阶段组织实施。
1. 起步阶段（2018年-2019年6月）
（1）进一步完善交易机构和调度机构设置，建立满足现货市场运行需要的交易、调度协同运作机制，厘清交易机构和调度机构的工作界面。
（2）进一步完善电力多边交易市场中长期交易机制；完善以合同转让交易为代表的二级市场机制，探索建立电力多边市场差价合约机制。
（3）建立中长期交易与日前现货交易相衔接的电量分解机制并完善发电计划编制。
（4）为提高电网新能源消纳能力，启动调峰辅助服务市场；组织新能源和自备企业等市场主体开展市场化交易。
（5）拟定现货市场运营规则。
（6）开展市场运行仿真与红利、风险分析，建设市场运行模拟与测试的仿真平台，完成市场运行模拟。
（7）搭建交易、调度、财务、营销等信息系统“统一标准、统一接口”的电力现货市场技术支持平台。
（8）培育合格市场主体，加强对市场成员的培训和宣贯。
2. 完善阶段（2019年7月-2020年）
（1）进一步完善电力多边交易市场体系，建立市场主体以电力曲线为标的物的合同签订模式，发用双方按规则分解合同曲线。
（2）探索建立发电侧单侧竞价的日前现货市场；基于中长期交易的电量分解计划，结合发电侧的竞价申报，制定日前的开机机组组合，并形成机组的日发电曲线。
（3）进一步完善新能源消纳的市场机制，加强新能源企业功率预测，超出保障性电量的部分在参与中长期交易的基础上，鼓励参与现货市场交易；开展新能源与低谷供热负荷等新兴市场成员的交易。
（4）扩大市场参与主体，适时引入抽水蓄能电站，探索研究新能源与抽蓄电站间市场化交易模式，依次开展调频、备用等新的辅助服务交易品种；按照“谁受益、谁付费”的原则，建立辅助服务的市场化交易机制。
（5）探索建设日内、实时/平衡的现货市场，条件具备时可开展市场交易。
（6）进一步完善电力现货市场技术支持平台建设。
3. 成熟阶段（2021年-远期）
（1）全面放开发用电计划，逐步扩大市场准入范围，深化中长期交易。
（2）完善现货市场建设，构建与中长期交易高效协调的现货市场交易机制，持续深化售电市场改革，实现发电侧、用电侧的双向竞争参与，促进现货市场在更大范围内的资源优化配置。
（3）完善辅助服务市场建设，建立辅助服务与电能量交易的联合优化机制，明确用户承担相应辅助服务的责任。
（4）探索建立新能源电力绿色证书、碳交易市场机制，与现有的电力市场协同开展。
（5）将需求侧响应、电供热、充电桩、储能等新的市场主体纳入竞争机制；探索建设适应用户管理、提高终端用电效率的用电管理系统和需求响应系统，实现与电力交易系统的互联互通。
四、现货市场方案
为适应市场建设和发展，满足中长期交易和现货交易的平稳过渡和有序衔接，本方案以市场建设全流程为框架，按照总体部署、重点突破、稳妥推进、试点先行的要求，设计蒙西电力市场机制体系。
(一)市场成员
市场成员包括各类发电企业、电网企业、售电企业、电力用户和市场运营机构。其中，参与交易的市场主体为各类发电企业、售电企业和电力用户等；电网企业指运营输配电资产的输配电服务企业；市场运营机构为交易机构和调度机构，交易机构主要负责市场和系统的经济性，调度机构主要负责市场和系统的安全性。
(二)市场衔接
内蒙古电力多边交易市场主要开展中长期交易与现货交易。其中，中长期交易包括跨省跨区中长期交易、省内中长期交易、合同转让交易三种类型。现货交易则主要包括日前现货交易、日内现货交易、实时/平衡市场和辅助服务交易四种类型。
在现有中长期交易体系的基础上，引入中长期合同电量的分解执行的方式，实现中长期交易与现货交易的高效衔接。初期，发用双方不具备分解发用电曲线时，由市场运营机构负责中长期合同电量的分解执行。将发电企业年度计划电量与中长期合同电量叠加，形成不同发电企业的分月电量计划（含年度计划与中长期合同两个分量），进而细化至每日的分时电力曲线。日前市场中，发电机组根据日前预测偏差申报电力曲线调整意愿与价格。市场初期，用电侧的需求通过负荷预测确定；具备条件后，允许电力用户结合自身需求的变化参与现货市场。
(三)交易品种
现货交易品种及其组织方式具体如下：
1.日前现货交易
起步阶段（2018年-2019年6月）建立新能源与常规火电机组、自备企业等市场主体的日前交易机制；完成发电侧中长期交易合同日分解规则。
完善阶段（2019年7月-2020年）开展发电侧单侧竞价的日前现货交易。发电企业基于中长期交易的电量分解计划，申报发电机组出力调整意愿与价格。用电侧的需求通过负荷预测确定，并确保在现货市场开市之初即向市场公布竞价日的全网负荷曲线和新能源的出力预测曲线。条件成熟后，逐步探索用户侧中长期交易日分解规则。
成熟阶段（2021年-远期），在日前现货市场中，发电侧须申报交易量价曲线及启停价格、空载价格及发电能力上下限等信息，用电侧须申报运行日用电曲线与价格敏感情况等信息。获得市场成员的申报数据以后，考虑电网运行和机组运行的约束条件，形成次日系统的开机组合与发电曲线，并计算分时边际电价。
2.日内现货交易
完善阶段（2019年7月-2020年）日前现货交易开展成熟之后，按需适时启动日内现货交易。在开展日前市场交易之后，根据日内市场的供需变化，以市场主体的日前报价为依据，在考虑电网和机组运行约束条件的基础上进行偏差滚动的交易匹配。日前现货市场上中标的发电企业，申报信息封存至日内现货市场。用电侧的需求通过负荷预测确定，也允许具备条件的电力用户在日内申报需求调整意愿，申报信息封存至日内现货市场。在日内现货市场组织过程中，全网的负荷变化需求和新能源的出力调整曲线须向市场成员滚动公布。
成熟阶段（2020年-远期），具备条件后，发电企业申报交易日内的调整竞标价格，用电侧可结合自身需求的变化或者需求响应能力申报。发电侧与用电侧的申报意愿汇总后，在考虑电网和机组运行约束条件的基础上进行滚动的交易匹配。
3.实时/平衡市场
成熟阶段（2020年-远期），基于日内滚动优化所形成的交易计划，根据日前或日内市场发电侧、用电侧所封存的价量申报信息或预测信息，对机组的实时出力曲线进行小幅调度，通过自动发电控制系统下发实时发电曲线，并于事后计算分时电价。
4.有偿辅助服务交易
起步阶段（2018年-2019年6月），启动调峰辅助服务市场。公用火电机组按照调峰辅助服务市场交易规则申报交易信息，形成日前发电计划；在实时运行中，根据电网运行实际情况结合机组报价信息出清。
完善阶段（2019年7月-2020年），建立辅助服务市场化交易机制，按照“谁受益、谁付费”的原则，逐渐明确电力用户承担相应辅助服务的责任，并分摊相关服务的费用。在调峰辅助服务市场的基础上，依次引入调频、备用等新的交易品种，以集中竞价的方式组织市场交易。
成熟阶段（2021年-远期），完善辅助服务市场建设，探索建立辅助服务与电能量交易的联合优化机制。在具备条件的基础上，将需求侧响应、电供热、充电桩、储能等市场主体纳入竞争机制，以此激励更多的市场主体参与调峰；同步完善无功、黑启动等辅助服务的市场招标机制。
(四)阻塞管理
调度机构应按规定，在不同环节的现货市场开市之前更新或公布电网检修计划、通道输送能力等相关信息；交易机构应根据调度机构所公布的运行信息更新市场出清计算的约束条件。采用事前主动引导、事中严格出清、事后结算偏差的市场化模式解决阻塞问题。
阻塞管理应在满足系统安全约束的基础上，坚持经济调度的优化目标，确保信息公开与执行公平。由于进行阻塞管理而改变的市场交易结果，调度机构需按照市场规则进行相应的解释说明。
(五)价格机制
1.基数电量的电价执行国家批复价格。
2.市场电量中，协商交易成交电量的电价由购售双方协商形成，集中竞价中标电量的电价由市场出清形成。
3.现货市场的电价机制应根据市场仿真情况确定。发电侧可采用节点或区域电价；用电侧在起步阶段可采用区域或系统加权平均电价，之后根据市场仿真及模拟运行的情况决定采用节点或区域电价。
4.电网输配电价按照政府价格主管部门公布的相关文件执行。
(六)计量结算
1.计量
参与内蒙古电力多边市场交易的全体市场主体需按照《内蒙古电力（集团）有限责任公司关口电能计量装置管理办法》，装设符合要求电能量关口计量装置，并经相关部门验收合格。
2.结算
（1）发电侧结算
发电企业的中长期交易合同，包括优先发电电量、基数发电电量与中长期交易电量，按照实际电网统调发电曲线的日计划电量分解为日结算曲线，根据实际发电上网电量进行相应结算。
优先发电电量、基数电量价格按政府批复电价执行，中长期交易价格和电量按合同约定执行。
日前现货市场出清结果与分解形成的日结算曲线之间的偏差量，按照日前市场的分时电价进行结算。
发电机组实际出力与日前现货市场出清结果之间的偏差量，按照日内现货市场的分时电价进行结算。
实时自动调度的发电机组实际出力与日内形成的发电计划曲线之间的偏差量，按照对应时刻的分时电价进行结算。
（2）用电侧结算
根据市场运行情况，用电企业可基于中长期交易合同日分解曲线申报日用电调整需求。用电侧实际用电与日前现货市场中标的需求曲线之间的偏差量，按照对应时刻的分时电价进行结算。
(七)系统建设
技术支持系统将包括对电力市场的数据计量、信息发布、市场申报、合同的分解与管理、交易计划的编制、安全校核、执行跟踪、市场出清、辅助服务、市场结算、市场监视、市场分析、市场模拟推演等现货市场全业务功能，相关辅助功能包括系统负荷预测、母线负荷预测、新能源预测和需求侧响应等。
蒙西电网电力现货技术支持系统分三阶段建设。
起步阶段（2018年-2019年6月）主要建设功能包括：市场成员管理、数据管理、市场申报、信息发布、中长期电量分解、日前市场、辅助服务市场、安全校核、市场评估分析、外部系统交互、系统负荷预测等。
完善阶段（2019年7月-2020年）主要建设功能包括：长周期机组组合、日前市场完善、日内市场、辅助服务市场完善、市场风险管控、市场成员服务、母线负荷预测、新能源预测、需求侧响应等。
成熟阶段（2021年-远期）主要建设功能包括：日前市场完善并支持发用电双侧报价出清、实时市场、辅助服务市场进一步扩充交易品种实现与电能量市场联合出清、市场监管等。
(八)风险防范
1. 开展市场仿真分析。委托相关科研院所组织开展市场仿真，预测预警市场的潜在风险，提出应对措施，做好现货市场试点的成本-收益分析，细化测算市场红利。
2. 加强市场运行检测。建立市场力分析评价指标体系，加强市场力监测，采取事前预防、事中监测、事后评估和考核通报等措施防控市场操纵行为，对报价明显偏离成本的加强监视。
3. 加强电力系统安全裕度管理。规范细化电网安全运行控制标准，全面覆盖市场环境下电网安全稳定运行需要；完善制定电网辅助服务标准，保障市场环境下充足的辅助服务调用裕度。
4. 加强电力交易平台安全稳定运行管理。结合市场成员需求，完善数据网络、安全防护等基础设施配置方案，确保平台、用户交互数据满足安全性、私密性等信息安全要求。
5. 推动建立交易能力保证与价格限制制度。参与现货交易的市场主体须证明自身具备进行交易结算的现金流水平，以降低市场结算风险。视市场稳定情况，按需对中长期市场与现货市场实施限价，以降低市场价格风险。
6. 完善电力应急保障机制。加强电力应急调度，当系统发生紧急事故时，调度机构按安全第一的原则处置，相关成本各方合理分担。特殊情况下，政府有关部门、国家能源局派出机构可依照相关规定和程序暂停市场交易。市场中止时市场清算价格由交易机构根据市场规则确定并公布。
7. 建立信用评价体系。建立针对发电企业、电网企业、售电企业和电力用户等市场成员的信用评价体系，严重失信行为纳入不良信用记录，信用评价结果向社会公示。
(九)市场监管
国家能源局华北监管局会同自治区政府有关部门，根据职能依法履行电力现货市场监管职责，对市场主体有关市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对交易机构和调度机构执行市场规则的情况实施监管。切实加强电力行业及相关领域科学监管，完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段。按照电力现货市场监管的需要，构建电力现货市场监管指标体系，并根据监管指标查阅相关市场信息。
随着市场化建设的深入和监管要求的提高，监管机构可邀请独立的第三方机构对电力市场运行和电网调度运行进行常态化的过程评估，对市场运营结果进行全面深入的分析，对市场成员的行为进行模拟研究，并对市场运行的规则及模式提出相应的改进建议等。
(十)信息披露
按照信息的保密要求和公开范围，电力交易平台上的市场信息可以分为公众信息、公开信息、私有信息和交换信息四大类。信息披露需遵循及时、公平、准确、完整的原则，为信息公开创造良好条件。市场成员应配合提供相关数据和信息，并对信息披露的真实性、准确性和完整性负责。为保证市场信息安全，市场成员应按照各自的访问权限对市场运营信息进行访问。
五、组织实施
(一)加强组织领导
在国家能源局和自治区政府的共同领导下，依据《内蒙古自治区电力体制改革综合试点方案》（发改经体〔2016〕2192号）及《关于成立蒙西电力现货交易市场推进工作领导小组的通知》，建立健全以自治区经信委（自治区市场建设第一责任单位）和国家能源局派出机构统筹组织协调、自治区相关职能部门积极配合、重点电力企业保障落实、交易机构（自治区市场建设实施牵头单位）具体实施的市场建设工作机制，研究部署重大决策，协调解决重大问题，加强对蒙西电网电力现货市场建设问题的审议，推动制定切实可行的工作方案和有关配套措施，确保方案明确的各项工作任务按时保质完成。
(二)细化任务落实
自治区市场建设第一责任单位应分解落实目标任务，明确进度安排协调和目标考核机制，精心组织实施。交易机构作为实施牵头单位，应会同调度机构共同制定细化工作计划，组织有关单位具体实施；相关电力企业应充分发挥市场主体作用，积极有序推进重点项目前期论证工作。各机构、部门具体分工如下：
1. 交易机构将在政府监管下为市场主体提供规范、公开、透明电力交易服务。主要负责市场交易平台的建设、运营和管理；市场交易规则的研究；负责为市场主体提供注册及信息管理服务；中长期交易及日前交易组织和管理；配合调度机构组织辅助服务交易；监视和分析市场运行情况，进行市场交易计算工作并及时上报；按规定向市场成员提供结算凭证和相关服务，并及时披露市场有关信息。
2. 调度机构负责在政府监管下为市场主体提供规范、公开、透明的电网运行信息，履行调度机构和市场运营机构职能，与交易机构共同开展日前交易市场；负责系统电力电量平衡，确保电网安全稳定运行；负责日内、实时交易和辅助服务市场建设和运行。
(三)保障机制建立
应建立起电力多边交易市场保障机制，确保市场积极、稳妥、有序、高效运行：
1.组织保障
一是建立国家层面同地方层面协调配合的工作机制。国家发展改革委、国家能源局会同自治区政府电力相关部门，应贯彻国家有关政策精神，积极牵头电力现货市场建设，全面统筹多方资源，推动运营和管理等组织工作的落实，保障电力现货市场顺利启动、有序运行。
二是建立市场成员之间的协调配合工作机制。内蒙古电力（集团）有限责任公司应积极推动开展电力现货市场试点相关工作，并给予充分的人、财、物支持。交易机构与调度机构应明确分工、协同配合，交易机构主要负责市场和系统的经济性，调度机构主要负责市场和系统的安全性。
2.资金保障
部署并建立基本的资金保障制度，落实资金来源，为电力市场的方案、规则编制，仿真模拟计算，技术支持系统建设、计量配套设施升级等工作提供支撑，具体资金规模应提前做好测算与预算工作。在市场建设进程中，切实加强财政预算管理，视实际情况需求修正、加强财政支持。现货市场建设启动阶段的相关资金支持可由内蒙古电力（集团）有限责任公司垫支，后续通过交易费用、成本分摊等方式向市场成员回收。
3.人力保障
组建复合型专家团队，建立专家团队预审机制，对现货市场试点方案及配套文件进行充分的研讨和论证。同时，开展全市场仿真（或经济性分析）与财务信用风险分析，仿真分析结果报送国家发改委与国家能源局，以保障现货市场交易与电力系统运行平稳衔接。
合理扩充并优化市场运营机构的人员构成，构建满足现货市场功能组织的功能框架与相应的人力配套。
4.技术保障
为满足中长期、现货市场运行和市场监管要求，应遵循国家明确的基本交易规则和主要技术标准，对现有的信息系统进行升级改造，建设实行统一标准、统一接口的技术支持平台。
营销系统应提供用户侧相关计量数据，以支持结算及市场分析与预测功能；调度系统应能提供系统供需情况、实时电网模型及实时量测信息、电网校核信息、电网检修信息、发电运行信息等，为电力市场经济调度优化及安全校核提供数据支撑；交易系统应满足电力中长期市场和电力现货市场不同交易模式的要求。主要功能包括市场注册、外部数据接入、中长期交易计划分解、中长期可靠性机组组合、日前市场边界信息发布、日前市场报价、日前市场出清、日前市场结果发布、实时市场报价、日内市场出清、日内市场结果发布、实时市场出清、实时市场结果发布、市场结算等。财务系统应根据政策和交易价格信息提供电费结算信息，积极配合电价体系建设及电价电费监管等。各部门机构应加强系统间数据交互的一致性、及时性、稳定性和准确性。
(四)起步阶段时间安排
2018年10月，印发蒙西电力现货市场试点方案；
2018年12月，印发蒙西电力现货市场运营规则，完成电力现货市场仿真工作，初步建成电力现货市场技术支持系统平台；蒙西电力现货市场具备初步运行条件；
2019年6月，蒙西电力现货市场启动试运行。
2019年12月，联合市场营销与财务部门，构建统一信息交互平台，实现数据互传、信息共享，初步具备用户侧合同电量日分解条件。
六、附件
附件1：阶段任务成果
阶段任务成果如下表所示：
表1 蒙西电网电力现货市场阶段任务及成果
附件2：名词解释
1.市场成员：即市场参与者，包括市场主体、电网企业和市场运营机构。市场主体包括各类发电企业、售电公司和电力用户；电网企业指内蒙古电力（集团）有限责任公司；市场运营机构为电力交易机构和电力调度机构。
2.基数电量：即现有年度基数电量，指政府部门下达给发电企业的年度（月度）电量计划，执行政府定价。
3.中长期交易：对未来某一时期内交割的电力产品或服务的交易，包含数年、年、月、周、多日等不同时间尺度。中长期交易合同包括实物合同和财务合同。
4.现货交易：通过交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动的总称。现货市场交易标的物包括电能量、调频服务、备用服务等。
5.辅助服务市场：为维护系统的安全稳定运行、保证电能质量，由发电企业、电网经营企业和电力用户等提供除正常电能生产、传输、使用之外的市场化辅助服务的市场，具体包括调频、备用、黑启动等市场。
6.节点电价：在现货电能交易中，为满足某一电气节点增加单位负荷导致的系统总电能供给成本的增加量。节点边际电价由系统边际电价、阻塞价格和网损价格三部分构成。
7.系统电价：指在电力现货交易中，按照报价从低到高的顺序逐一成交电力，使成交的电力满足系统负荷需求的最后一个电能供应者的报价。
8.分区电价：当电网存在输电阻塞时，按阻塞断面将市场分成几个不同的分区（即价区），并以分区内边际机组的价格作为该分区市场出清价格，即分区边际电价。
9.市场力：市场成员操纵市场价格、使之偏离市场充分竞争情况下所具有的价格水平的能力。
10.市场出清：电力市场通过竞争定价确定中标量和中标价，实现供需平衡的市场状态。
11.市场结算：根据市场规则，对市场主体应支付或获取的电能量和辅助服务进行费用的结算。
12.安全校核：校核由市场出清预先形成的无约束交易结果是否满足网络安全稳定的约束条件的过程。
13.市场监管：根据有关法律、法规和规章，电力监管机构遵循市场规律对市场主体和市场运营机构及其遵守电力市场运营规则的行为进行的监督和管理，以实现电力市场竞争的合理、有序、公正、公平和公开。
0 条