解读安徽电力交易中心：安徽电力现货电能量市场交易实施细则（第6.3版）

细则定位与市场衔接

这份细则依据《安徽电力现货市场运营基本规则》并结合安徽电网实际制定，适用于安徽现货电能量市场的运营。它要解决的是电力系统安全稳定运行、电力可靠供应和市场主体合法权益三者之间的平衡问题。

在市场衔接上，安徽采用“中长期合约作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的模式，中长期交易结果不作为调度执行依据。省内现货预出清后，调度机构再组织市场主体参加省间现货市场，省间出清结果纳入联络线计划，作为省内正式出清的边界条件。华东辅助服务市场和长三角互济市场也按同样逻辑衔接。

与调频市场的衔接上，现货电能量市场与安徽调频辅助服务市场联合运行、顺次出清。“报量报价”的独立储能及虚拟电厂可在申报时选择仅参与现货、仅参与调频，或现货未中标再参加次日调频。绿电合约的电能量部分则视为一般中长期合约。

谁参与、怎么参与

参与现货市场的申报主体包括省调公用煤电机组（10万千瓦及以上）、风电和光伏场站、参与绿电交易的生物质发电机组、独立储能、虚拟电厂、直接参与批发交易的电力用户及售电公司、电网代理工商业购电。不同主体参与方式差别很大。

10万千瓦及以上省调公用煤电机组以“报量报价”参与。新能源场站自愿参与日前市场，可选择“报量报价”，但须具备独立的上网电力预测上报条件和独立的AGC控制功能；选择“不报量不报价”的，作为价格接受者参与。自发自用余电上网、新能源就近消纳、电动汽车充电设施，其上网电量部分以“不报量不报价”方式参与。

独立储能以“报量报价”或“报量不报价”（自调度）参与，须具备独立AGC控制功能和接受出清指令的条件，充电功率暂定不低于1兆瓦、持续充电时间不低于1小时。批发用户、售电公司及电网代理工商业购电以“报量不报价”参与。

日前市场的组织与时序

可靠性机组组合和日前电能量市场都采用全电量申报、集中优化出清，以社会福利最大化为目标，用SCUC和SCED算法计算。可靠性机组组合采用发电侧申报价格，综合考虑负荷预测、新能源功率预测、省间送受电计划、检修计划等边界条件，得到的机组组合用于运行日实际执行。

时间节点很紧凑：竞价日8:30前运营机构完成运行日信息披露，9:30前市场主体完成申报，11:30前开展可靠性机组组合预出清，18:30前开展正式出清，19:30前发布日前出清结果。若联络线计划下发延迟，后续流程时间顺延。

报价规则上，煤电机组最多申报10段，第一段起点为最小稳定技术出力，最后一段终点为额定容量，报价曲线须随出力增加单调非递减，每段报价长度不能低于额定容量与最小稳定技术出力之差的2%。

实时市场与出清价格

实时电能量市场在日前确定的机组组合基础上，以“集中优化、统一出清”方式运行，根据超短期负荷预测、超短期新能源预测、最新省间送受电计划等边界条件，采用SCED算法滚动优化。实时市场采用日前封存的经过市场力监测（缓解）的报价信息出清，不需另行申报。

时间上，调度机构在系统实际运行前15分钟开展实时出清，每5分钟滚动优化一次，形成每5分钟的节点电价；每15分钟内3个5分钟节点电价的算术平均值计为该15分钟的节点电价。发电企业结算电量为实际上网电量，用户结算电量为实际用电量。

节点电价由系统电能量价格与阻塞价格构成。日前市场出清形成每15分钟的节点电价。市场结算价格上下限由市场管理委员会提出建议，经政府部门同意后执行。

特殊机组与考核机制

细则对必开机组、试验机组、最小连续开机时间内机组、启停机过程中机组、新能源场站、自备电厂、燃气机组、常规水电及抽蓄机组分别规定了出清机制。必开机组在必开时段内状态为开机、不参与优化，必开最小出力优先出清；仅中标必开最小出力时作为价格接受者，不参与市场定价。

发电侧考核包括机组限高考核、限低考核、实时发电计划执行偏差收益回收、日内非计划停运收益回收、申报试验收益回收、超额收益回收、中长期交易偏差收益回收，大多按长三角“两个细则”执行，具体结算遵循《安徽电力现货市场结算实施细则》。用户侧则对中长期合约电量与日前申报用电量的偏差超过允许范围部分进行收益回收。

机组因自身原因申报试验的，试验时段电费收益需进行偏差收益回收。机组发生限高、限低时，按长三角“两个细则”进行调峰能力考核。

市场力监管与干预熔断

市场力行为包括市场持留、市场串谋和市场操纵。细则列出了识别情形，比如不同市场主体使用相同或接近的MAC地址、IP地址申报，频繁改变设备运行参数，炒作可再生能源电力价格以谋求在绿证和碳排放交易中牟利等。

监测方法上，对比可靠性机组组合出清的发电侧加权均价与市场力监测参考价格，前者大于后者即判定未通过，执行缓解措施：对“报量报价”煤电机组按报价段从低到高排序，在受管制容量内将高于变动成本乘系数的报价段替换为变动成本乘系数（系数暂定0.95），受管制容量外替换为当月代理购电价格与燃煤发电基准价的较高者。重新出清后仍未通过，则替换价格再乘系数（暂定0.9）再次出清，直至通过。

特殊情况处理上，市场熔断时长不超过24小时；熔断超过24小时仍未恢复且其他措施不足时，由政府主管部门做出市场中止决定。市场熔断或中止期间，实时市场不开展出清，以日前市场相同时段价格作为实时市场价格。

关键参数与成本数据

附件五给出了市场运行参数：市场电能量申报和出清价格上限均为1100元/兆瓦时，下限均为0元/兆瓦时；最小连续开机时间暂定24至72小时，最小连续停机时间暂定6至24小时；煤电机组启动提前通知时间为12小时；熔断时长H值为24小时。

煤电启动成本上限按装机容量分档：150兆瓦级及以下30万元/次，300兆瓦级50万元/次，600兆瓦级80万元/次，1000兆瓦级120万元/次。变动成本方面，300兆瓦级及以下364.46元/兆瓦时，600兆瓦级345.76元/兆瓦时，1000兆瓦级316.25元/兆瓦时，加权平均值343.43元/兆瓦时。新能源机组变动成本为0元/兆瓦时。

另外，为应对燃煤机组报价相同情况，出清模型引入节能减排系数，由供电煤耗和环保因子按0.8和0.2的权重构成。新能源机组压降出力惩罚系数暂定384.4元/兆瓦时。

这组参数是市场主体每天报价和安排机组运行的基础约束。价格上下限均为0至1100元/兆瓦时，申报和出清口径一致，市场主体在制定报价曲线时不能突破这个区间。 最小连续开机时间24至72小时、最小连续停机时间6至24小时，直接影响机组启停安排和日前出清结果。煤电开机最小通知时间12小时，意味着调度机构需要提前半天通知机组开机准备。熔断时长H值为24小时，是判断市场熔断是否转入中止程序的关键阈值。

启动成本和变动成本是煤电机组参与现货市场报价的两项基础数据。启动成本按容量从30万元/次递增到120万元/次，容量越大启动成本越高。变动成本则相反，300兆瓦级及以下364.46元/兆瓦时，1000兆瓦级降到316.25元/兆瓦时，加权平均343.43元/兆瓦时。 这两组数据在多个环节被引用：市场力缓解中把高于变动成本乘系数的报价段替换为变动成本乘系数；实时市场中因电网需要调整出力时，价格取变动成本乘系数与节点电价的较高值或较低值。新能源机组变动成本为0元/兆瓦时。

这组数据决定了市场力监测参考价格的高低。参考价格等于燃煤发电基准价乘以（1加上浮比例kt），上浮比例随供需比rt变化：供需比越低，上浮比例越高，rt＜1.1时直接取现货出清价格上限。 供需比从1.1到1.5以上分六档，上浮比例从150%逐级降到15%。这套阶梯设计让参考价格在供需紧张时更接近上限，在供需宽松时更贴近基准价。市场力缓解措施也以变动成本、当月代理购电价格和燃煤发电基准价为基准进行价格替换。