南方能源監管局、廣東省經信委、廣東省發改委下發《關于征求南方(以廣東起步)電力現貨市場系列規則》，其中涉及儲能要點如下：

《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》的修改條款

(一)第二十一條修改為“儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時。儲能電站參與電能量市場、輔助服務市場交易結算的，不再同時進行調峰服務補償。”與原條款相比，增加了“儲能電站參與電能量市場、輔助服務市場交易結算的，不再同時進行調峰服務補償。”

《廣東調頻輔助服務市場交易實施細則》

(一)在調頻服務提供者中明確規定了包括儲能裝置、儲能電站在內的第三方輔助服務提供者可與發電單元聯合參與調頻。

(二)2MW/0.5 小時及以上的電化學儲能電站，自備電廠納入調頻市場費用繳納者。

《廣東電力市場系統運行管理實施細則》

(一)直調規模化儲能電站并網必備條件

(1)并入系統的直調規模化儲能電站應具備有效的《并網協議》和《并網調度協議》;

(2)并入系統的直調儲能電站需滿足電壓、頻率、有功功率響應及調節基本要求;

(3)并入系統的直調儲能電站需滿足在線監測、遙控、網絡安全防護等要求。

(二)第三方輔助服務提供者與發電單元聯合體并網必備條件

(1) 并入系統的第三方輔助服務提供者與發電單元聯 合體必須嚴格遵守《中國南方電網電力調度管理規程》、《南方電網系統運行并網管理規定》等相關規程規定。

(2) 因聯合提供輔助服務將改變發電單元運行特性， 相關電廠與所屬電力調度機構應重新簽訂并網調度協議。

(3) 并入系統的第三方輔助服務提供者與發電單元聯合體所屬電廠應及時提交技術方案、仿真模型和調試方案， 相關方案和調試計劃需經所屬電力調度機構審核同意。

以下為相關附件

南方（以廣東起步）電力現貨市場建設實施方案

（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)、《中共廣東省委 廣東省人民政府關于進一步深化電力體制改革的實施意見》(粵發〔2015〕14號)以及電力體制改革配套文件精神，按照《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，根據《廣東電力現貨市場建設試點工作方案》(粵經信電力函〔2017〕286號)的工作安排，為加快建設完善電力市場體系，建立符合廣東實際情況的電力現貨市場，制訂本實施方案。

一、總體要求

遵循市場經濟基本規律和電力工業運行客觀規律，綜合考慮廣東電網的實際情況，堅持循序漸進、穩步推進的原則，逐步建立交易品種齊全、功能完善的電力現貨市場和基于差價合約的電力中長期市場，形成以中長期為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平衡機制，以中長期交易規避風險、以現貨市場發現價格，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物理屬性和時間、空間價值，保障電力系統安全穩定運行和電力可靠供應，有序推進南方(以廣東起步)電力現貨市場試點建設。

二、建設目標

(一)近期(至2019年底)，建立場內集中交易與場外協商交易互補、常用曲線合約與自定義曲線合約相結合的中長期電能量市場，提供多次組織的年、月、周交易品種，實現市場主體中長期合約簽訂、中長期電量偏差調整和價格波動風險管理。建立全電量競價的日前、實時現貨電能量市場交易機制，通過市場競爭形成有效反映電力商品時空價值的價格信號;建立調頻輔助服務的市場化交易機制，初期與電能量交易市場分開獨立運行;探索研究市場化的需求側響應機制。2018年底，發電側與用戶側雙邊參與的電能量現貨市場和基于差價合約的中長期市場具備試運行條件，日前電能量市場以“發電側報量報價、用戶側報量不報價”模式起步，中長期市場具備組織場外協商和場內年、月、周集中交易條件;2019年底，完成相關的技術準備工作，具備日前電能量市場“發電側報量報價、用戶側報量報價”的試運行條件，基于差價合約的中長期市場交易機制進一步完善。

(二)中遠期(2020年——)，進一步豐富中長期市場交易品種，探索開展容量市場、金融輸電權、電力期貨和衍生品等交易，研究建立可再生能源交易機制，進一步豐富電力市場交易體系，逐步取消B類機組的基數合約電量;建立和完善需求響應市場化機制，與現貨市場用戶側申報相銜接;實現調頻、備用等輔助服務與電能量的統一聯合優化出清，開展輔助服務的中長期交易，建設完善的輔助服務市場;適時引入虛擬交易商參與市場交易;推動電力現貨市場向跨省區電力市場過渡，適時開展南方區域統一電力現貨市場交易。

三、市場建設主要內容

本方案僅對廣東近期目標電力市場建設主要內容進行闡述，隨著市場逐步發展成熟以及技術條件逐步完善，適時推進中遠期目標電力市場建設。

（一）市場架構。

廣東電力市場分為電力批發市場和電力零售市場。現階段，電力批發市場采用“電能量市場+輔助服務市場”的市場架構。通過場外雙邊協商、場內掛牌、場內集中競爭等多種方式，實現中長期電能量市場合約和基數合約的靈活交易;建設全電量競價的電能量現貨市場，基于節點邊際電價確定發用兩側電能量現貨市場價格;建設調頻輔助服務市場，形成市場化的調頻價格。

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。簽約的電力用戶由售電公司代理參與電力批發市場。

（二）市場主體。

參與交易的市場主體包括電力用戶、售電公司、發電企業以及獨立輔助服務提供者等。市場主體應符合國家和廣東省有關準入條件，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，在廣東電力交易中心(以下簡稱“交易中心”)注冊，遵守電力市場運營規則，通過廣東電力交易平臺參與交易，接受電力監管機構、政府部門的監督，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。

現階段，具備準入條件的燃煤、燃氣發電機組參與電能量市場交易，省外以“點對網”方式向廣東省送電的燃煤發電企業(包括橋口電廠、鯉魚江電廠)視同廣東省內電廠(機組)參與廣東電力市場交易;后續根據發用電計劃放開情況，核電及可再生能源等逐步進入電能量市場。同時，根據用戶用電量和電壓等級分階段逐步放開用戶參與電能量市場交易。輔助服務市場的市場主體根據輔助服務市場交易的相關要求確定。

符合準入條件的新建發電機組完成整套啟動試運后可進入市場，但90天內應取得電力業務許可證(發電類)。

以政府間框架協議、國家分電計劃等形式向廣東跨省區送電，綜合考慮年度合同、省間市場化交易結果、清潔能源消納需求以及電網安全運行要求，作為廣東現貨電能量市場交易的邊界條件。根據市場發展情況，逐步將框架協議外的增送電量納入現貨市場交易。向廣東跨省區送電的中長期合同分解、交易組織、交易結算等具體規則另行制定。

（三）市場運營機構。

電力市場運營機構包括電力交易機構以及電力調度機構，共同負責電力市場的組織運行。

（四）基數合約電量安排。

基數合約電量由政府主管部門制定下達，并與輸配電價政策相銜接，各類機組的基數合約電量平均購電價與政府輸配電價核定時的平均購電價相匹配。A類機組指不參與市場交易的發電機組，其年度基數合約電量在年內分解執行;B類機組指參與市場交易的發電機組，其分月基數合約電量根據市場規則按照差價合約形式參與市場。

（五）中長期電能量市場交易機制。

1.中長期差價合約。

中長期電能量市場以中長期電能量合約為交易標的，通過常用曲線或自定義曲線約定合約周期內分時電量，并約定結算價格參考點。中長期電能量合約為差價合約，根據交割日的日前市場價格進行差價結算。

2.中長期交易品種。

中長期電能量市場分為場內交易和場外交易兩種模式。其中，場外交易為雙邊協商交易，交易雙方自主協商交易電量、交易價格、分解曲線和交割節點等合同要素，簽訂場外協商交易合約，并上報交易中心登記生效;場內交易包括年度、月度和周集中競爭以及掛牌等交易品種，由交易中心通過交易平臺統一開展。

3.中長期交易約束。

允許發電企業、電力用戶和有實際用戶代理關系的售電公司參與交易，不引入自然人投資者和投資機構參與中長期交易。實施交易電量約束，根據發電側市場主體的實際發電能力和用電側市場主體的歷史實際用電量，設置市場主體凈合約量、累計交易量約束等。

4.履約保函管理。

中長期市場履約風險分為交易風險和結算風險，分別實施交易保函和結算保函制度。交易履約保函覆蓋常用合約集中交易和基數合約集中交易;結算履約保函覆蓋各類中長期交易、現貨交易和零售市場交易。交易中心統一負責履約保函的計算、收取和管理，市場主體按照公開發布的標準在規定時間內足額繳納保函。

（六）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“發電側報量報價、用戶側報量不報價”的起步模式下，參與市場的發電機組在日前電能量市場中申報運行日的量價信息，參與批發市場的用戶、售電公司在日前電能量市場中申報運行日的用電需求曲線，不申報價格。綜合考慮統調負荷預測、母線負荷預測、外送電力曲線、清潔能源消納需求、A類機組出力曲線、發電機組檢修計劃、輸變電設備檢修計劃、發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素，以社會福利最大化為優化目標，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，出清得到運行日的機組開機組合、分時發電出力曲線以及分時節點電價。

在“發電側報量報價、用戶側報量報價”的模式下，參與市場的發電機組在日前電能量市場中申報運行日的量價信息，參與批發市場的用戶、售電公司在日前電能量市場中申報運行日的用電需求量價曲線。綜合考慮用戶側申報的需求量價曲線、非市場用戶需求、外送電力曲線、清潔能源消納需求、A類機組出力曲線、發電機組檢修計劃、輸變電設備檢修計劃、發電機組運行約束條件、電網安全運行約束條件等因素，以社會福利最大化為優化目標，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，出清得到日前市場機組分時中標出力曲線、市場用戶分時中標用電曲線以及分時節點電價。日前電能量市場出清結束后，根據運行日的系統負荷預測、母線負荷預測等電網運行邊界條件，以社會福利最大化為優化目標，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，對運行日的機組開機組合、機組發電出力曲線進行調整，確保滿足運行日的電力供需平衡、電網安全運行以及清潔能源消納需求，日前電能量市場的中標結果以及價格不進行調整。

2.實時電能量市場。

實時電能量市場采用全電量集中優化出清的方式開展。實時電能量市場中，發電側采用日前電能量市場封存的申報信息進行出清，用戶側無需進行申報。根據發電側在日前電能量市場中的申報信息，基于最新的電網運行狀態與超短期負荷預測信息，以社會福利最大化為優化目標，采用安全約束經濟調度(SCED)方法進行集中優化計算，出清得到各發電機組需要實際執行的發電計劃和實時節點電價。

3.調頻輔助服務市場。

初期設置調頻輔助服務交易品種，與現貨電能量市場分開獨立運行。調頻市場采用日前預出清、實時正式出清的方式開展。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，通過集中競爭方式，經安全校核后形成調頻市場預出清及出清結果。

4.安全校核。

日前、實時現貨電能量市場以及調頻輔助服務市場的出清結果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。

5.發電調度計劃調整。

在“發電側報量報價、用戶側報量不報價”的起步模式下，一般情況下，日前市場的發電側出清結果(包含機組開機組合以及出力計劃)即為運行日的發電調度計劃。在“發電側報量報價、用戶側報量報價”的模式下，日前可靠性機組組合的結果(包含機組開機組合以及出力計劃)即為運行日的發電調度計劃。

若電網運行邊界條件發生變化，且對電網安全穩定運行、電力有序供應和清潔能源消納造成風險，電力調度機構可根據電網運行的最新邊界條件，基于發電機組的日前市場報價，采用安全約束機組組合(SCUC)、安全約束經濟調度(SCED)方法，對運行日的發電調度計劃(含機組組合和機組出力計劃)進行調整，以保證電網安全運行以及電力有序供應，日前市場形成的成交結果和價格不進行調整。

（七）電價機制。

1.電能量市場價格形成機制。

中長期、現貨電能量市場均采用絕對價格開展交易。中長期電能量市場通過雙邊協商、掛牌、集中交易等方式形成市場價格。其中，場外協商交易由市場主體自主協商確定價格;掛牌交易以掛牌價格為成交價格;場內集中交易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。

現貨電能量市場通過集中競爭的方式，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。

2.發電側電能量電價機制。

A類機組執行政府核定的上網電價;B類機組通過市場競價形成電能量市場價格，在現貨電能量市場中，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.市場用戶電能量電價機制。

市場用戶電能量結算價格由電能量市場價格、輸配電價(含線損及交叉補貼)、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，用戶側以統一結算點的綜合電價作為現貨電能量市場價格。

4.調頻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爭方式形成。

（八）交易結算。

電網企業根據經營范圍各自提供每天24小時各時段機組上網電量、用戶實際用電量、發用電偏差電量、政府核定上網電價等結算準備數據，負責批發市場、零售市場的統一結算付費。廣東電力交易中心負責向市場主體出具批發、零售市場的結算憑證;市場主體根據現行規定進行資金結算。各市場主體保持與電網企業的電費結算支付方式不變。

市場交易結算以小時為基本計算時段，采用“日清月結”結算模式，即每日計算結算結果，按月發布市場化交易結算憑證。

現貨市場阻塞盈余等電費納入平衡資金管理，其余額或缺口，以月度為周期由所有參與批發市場的用戶側市場主體按比例分攤或返還。

（九）信息披露。

按照信息屬性分類，市場信息分為公眾信息、公開信息和私有信息，分別向不同范圍的市場主體發布。交易中心會同電力調度機構，根據政府主管部門發布的信息披露相關文件要求，統一通過廣東電力市場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，統一通過廣東電力市場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）信用管理。

建立基于現貨市場的信用管理體系，交易中心根據政府部門、能源監管機構授權，依據市場主體上報的信用評價指標數據和支撐材料，參考第三方信用評價機構的評價結果，評定市場主體的信用等級。交易中心依據市場主體的信用等級、有形凈資產、履約擔保、交易電量、市場欠費及虧損情況等，量化計算市場主體的信用額度和交易風險，以及擬交易電量的信用額度余缺，并對市場主體參與市場交易所需的信用額度進行跟蹤管理。市場主體必須在信用額度范圍內進行交易。

（十一）市場監管。

國家能源局南方監管局、省經濟和信息化委根據職能依法履行省(區、市)電力市場監管職責，對市場主體有關操縱市場力、公平競爭、電網公平開放、交易行為、信息披露等情況實施監管，對交易中心和電力調度機構執行市場規則的情況實施監管。

（十二）市場力監測。

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監測參考價格時，認定為通過行為測試，其報價作為有效報價直接參與市場出清;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。發電機組的市場力監測參考價格由市場管理委員會提出建議，經政府主管部門、能源監管機構同意后執行。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。

（十三）應急處置。

當面臨嚴重供不應求情況時，政府部門可依照相關規定和程序暫停市場交易，組織實施有序用電方案。當出現臺風、地震等重大自然災害、突發事件影響電力供應或電網安全時，政府部門、能源監管機構可依照相關規定和程序暫停市場交易，臨時實施發用電計劃管理。

當市場運營規則不適應電力市場交易需要、電力市場運營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，能源監管機構會同政府部門可以做出中止電力市場的決定。

當發生突發性的社會事件、氣候異常和自然災害或系統發生重大電網事故等突發事件影響電力供應或電網安全時，或電力市場運營所必須的軟硬件條件突發重大故障無法開展市場交易時，市場運營機構應按照安全第一的原則處理事故和安排電力系統運行，必要可以中止電力現貨市場交易，并盡快報告政府部門及能源監管機構。

（十四）不同成本機組同平臺競爭的處理機制。

現行政府定價相比燃煤機組標桿電價高出一定范圍的B類機組(如水煤漿機組、煤矸石機組、高成本燃氣機組等)，根據一定標準給予補貼，補貼資金由市場化用戶分攤。具體的補貼方式、補貼機組范圍、補貼標準等由市場管理委員會提出建議，經政府主管部門、能源監管機構同意后執行，并可根據市場運行、能源結構變化等情況進行調整。

四、交易規則制定及調整

廣東電力市場交易基本規則以及配套實施細則由廣東省深化電力體制改革部門間聯席會議審議通過后印發執行。聯席會議閉會期間，根據市場有序運行需要，由市場管理委員會提出建議，經國家能源局南方監管局、省經濟和信息化委、發展改革委同意后，可對廣東電力市場交易基本規則以及配套實施細則的相關條款進行調整，市場運營機構按照調整后的交易規則組織電力市場交易，事后報聯席會議審議。

五、組織實施

在省深化電力體制改革部門間聯席會議的領導下，省經濟和信息化委、發展改革委、國家能源局南方監管局等有關部門，充分發揮部門聯合工作機制作用，組織協調發電企業、電網企業、售電公司和電力用戶，切實根據《廣東電力現貨市場建設試點工作方案》做好各項工作安排，高度重現貨市場的試運行工作，按照模擬推演、模擬運行(不結算)、結算試運行三個階段開展，確保市場平穩有序運行。力爭2018年底前啟動電力現貨市場模擬運行，并具備試運行條件。