需求响应、储能、电供热将纳入市场主体 可参与调峰调频 蒙西电力现货市场建设试点方案

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。