探索建立与新能源特性相适应的交易机制，试点开展新能源发电主体参与现货市场交易，新增年度集中竞争分时段交易……广东电力市场建设又有了新进展！
12月1日，广东电力交易中心印发《广东新能源试点参与电力现货市场交易方案》和《广东电力中长期分时段交易实施方案》。
《广东新能源试点参与电力现货市场交易方案》要点如下：
(资料图片仅供参考)
一：市场准入条件
现阶段，试点选择省内220kV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。根据市场发展情况，逐步推动满足条件的110kV电压等级的集中式风电、光伏发电企业参与电力现货市场交易。参与现货市场的新能源场站原则上需完成AGC功能调试，能够接收并自动执行电力调度机构的有功功率控制指令，暂未完成AGC功能调试的新能源场站可向调度机构报送调试承诺函后参与现货交易，承诺在参与现货交易后3个月内完成AGC功能调试。原则上已参与现货市场的新能源发电企业不得退出现货市场。
二、交易机制
现阶段，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，暂不同时参与现货交易和绿电交易。后续根据新能源参与现货试点情况，进一步研究新能源发电主体同时参与现货交易与绿电交易、中长期市场化交易的相关机制。
基数合约：现阶段，新能源发电企业按照实际上网电量的一定比例α（视市场运行情况调整）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。基数合约电量=实际上网电量×α。其中α=90%。
新能源交易单元以报量报价的形式参与南方（以广东起步）电力现货市场，进行全电量出清。电能量报价上限取现货电能量统一价格申报上限，报价下限为0元/千瓦时。
三、考核补偿
功率预测偏差考核：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。
系统运行补偿费用：新能源市场主体暂不计算系统运行补偿费用。
四、结算
参与现货市场的新能源发电企业作为现货市场机组开展现货日清月结结算工作。电费收入由基数电量电费、现货偏差电量、变动成本补偿电费、考核电费、市场分摊、补贴电费等部分构成。
其中补偿费用由全部工商业用户按照月度用电量比例分摊或分享。
分摊费用：（1）中长期阻塞费用及市场阻塞盈余参与现货市场的新能源发电企业基数电量不结算中长期阻塞费用。参与现货市场的新能源发电企业按照实际上网电量减去基数电量参与中长期阻塞费用、市场阻塞盈余的分摊或分享。（2）发用不平衡偏差电费分摊参与现货市场的新能源发电企业作为现货市场机组纳入发用不平衡偏差电费计算，按照实际上网电量减去基数电量参与发用不平衡偏差电费分摊或分享。（3）中长期交易偏差考核新能源发电企业不进行中长期交易偏差考核，同时不参与用电侧偏差考核电费分享。
《广东电力中长期分时段交易实施方案》要点如下：
一、年度分时段交易
新增年度集中竞争交易，年度集中竞争交易采用分峰段、平段、谷段交易形式。按月分别组织集中竞争交易，每个标的月分峰段、平段、谷段三个标的，全年共36个标的。成交电量按照月分日权重、日内均分到小时的原则进行分解。
交易方向：发电侧只允许卖出电量，用电侧只允许买入电量。
交易价格：按照“基准价+上下浮动”的原则，设置年度集中竞争交易价格上下限，上下浮动范围具体以年度交易通知为准。
二、月度分时段交易
月度中长期交易开展月度双边协商、挂牌交易和集中竞争交易，其中双边协商、挂牌交易机制不变，月度集中竞争交易采用分24小时分时段交易的形式。月度集中竞争交易标的为次月24小时的分时电量，成交电量按照月分日权重分解到日。
交易方向：发电侧只允许卖出电量，用电侧可以买入或卖出电量，但在同一个交易时段限定单向交易。
电量约束：发电机组在月度集中竞争交易的某个时段的申报卖出电量上限=装机容量×1×当月加权天数。
售电公司在月度集中竞争交易某时段的申报买入电量上限=月度申报电量需求/24×2；售电公司在集中竞争交易申报卖出电量后，分时月度净合约电量不得为负。
价格约束：月度集中竞争交易参考去年同期、最近月份现货价格进行逐时段限价，各时段交易价格上下限算术平均值不超过参考基准价浮动范围。
三、周及多日分时段交易
开展周双边协商和多日集中竞争交易，不再开展周挂牌、周集中竞争交易，其中周双边协商交易机制不变，多日集中竞争交易采用分24小时分时段交易的形式。后续研究逐步取消周双边协商交易。
按日滚动组织多日分时段集中交易，交易标的为D+2至D+4分时段的电量（周一二三组织的交易标的为D+2至D+4，周四五的标的为D+2至D+5，如遇国家法定节假日则做相应调整），共72或96个标的。
交易方向：发电侧、用电侧均可以买入或卖出电量，但在单轮交易的同一个交易时段限定单向交易。
