《京津冀绿色电力市场化交易规则》政策解读
依据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）文件精神，结合京津唐电网绿电市场化交易开展情况及发展需求，我局会同京津冀三省（市）政府主管部门及有关单位修订完善了绿电交易规则，并于2020年12月30日正式印发。
一、出台背景
京津冀绿色电力市场化交易本着京津冀地区电网统筹优化和京津唐电网电力电量统一平衡的要求，坚持安全第一原则，坚持市场化交易原则，促进京津冀地区可再生能源一体化消纳，同时也积极探索可再生能源清洁供暖的新路径，并全力推动北京-张家口冬奥场馆实现100%绿电供给。
自2017年绿电交易首次在张家口可再生能源示范区落地实施，三年来我局会同相关单位，根据电力市场化改革进展，市场主体参与程度和规模、京津冀地区绿电交易实践情况，持续地研究和改进绿电交易规则，全面规范京津冀绿电电力市场化交易的交易品种、组织流程、市场结算以及差额收益返还等业务，保障绿电市场公平开放、平稳运行。
二、修订主要内容
规则共10章54条。与原试行规则相比，删除了“交易机构分解保障小时数”“各地区绿电交易电量规模确定”“交易执行优先调度原则”“参与电采暖交易风电企业免除该部分电量辅助服务费用分摊”等相关部分，增加了“风电企业自行申报保障小时数”“市场化交易电量优先结算”“完善差额收益返还”“优化交易组织方式”等章节内容。除市场化交易优先调度配套规则另行出台外，其余条款均在本规则中修订完成。
（一）全面保障风电企业利益
进一步落实国家对可再生能源发电保障性收购政策要求，规范可再生能源市场化交易工作，确保保障性收购年利用小时数之外的电量能够以市场化方式有效利用，保障小时数以内部分“保量又保价”，保障小时数之外部分“保量不保价”。风电企业自愿参与绿电交易，保障小时数以外发电量属于市场化交易电量，以市场交易价格进行结算；参与市场的交易价格若超过标杆电价，则该部分电量计入保障小时数电量，可与后续用户侧超用、发电侧调增电量部分进行有效衔接。风电企业根据参与交易情况、自身发电设备运维情况，在确保全年保障小时数不变情况下每月自行申报保障小时数，进一步提升月度保障性小时分解的合理性和有效性。
（二）大力推进风电清洁供暖交易
发电企业实际上网电量超过保障性小时数和市场交易总和的电量部分，按照市场保障性结算电价进行结算。市场保障性收购结算电价为本年度京津唐电网年度或月度电量中长期交易的平时段最低交易价格，以此推动风电企业积极参与市场化交易。同时，市场保障性结算电价与燃煤标杆电价的价差部分形成的差额收益，全部向参与风电供暖交易的风电企业进行返还，进一步提升参与电供暖交易的企业效益。考虑到电采暖交易受气温影响较大、难以精确预测，电采暖交易暂不执行偏差结算，用户侧少用电等比例调减风电企业交易电量；用户侧多用电、超用部分执行目录电价，最大限度保障采暖用户和风电企业自身利益。
（三）助力冬奥场馆100%使用绿电
冬奥场馆由电网企业代理参与交易，并与发电企业开展双边协商交易。规则明确冬奥场馆绿电交易暂不执行偏差结算，用户侧少用电等比例调减风电企业交易电量；用户侧多用电、按原交易价格等比例调增风电企业交易电量，保障冬奥场馆100%使用绿色电力。
（四）合力推动绿电市场化
规则从多处发力，全面推动绿色电力市场化交易。一是交易电量优先结算，调整之前规则保障性电量优先结算的结算次序，增强参与市场化交易发电企业的市场意识。二是鉴于目前用户侧市场实际参与主体数量有限，为提高市场交易效率，剔除双摘双挂的交易组织形式，增加了集中竞价组织方式。三是对于无正当理由退市的电力用户，明确保底供电价格政策，不再执行目录电价，全面增强用户的市场意识。四是除电采暖、冬奥场馆绿电交易之外，用户侧均应按照《京津唐电网电力中长期交易结算规则（试行）》（华北监能市场〔2020〕250号）要求，开展偏差结算，并按照当地电力主管部门确定的系数进行偏差结算，保障绿电交易与电力中长期交易有效衔接。
《京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）》解读
依据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）文件精神，我局会同京津冀三省（市）政府主管部门及有关单位修订了《京津冀绿色电力市场化交易规则》（以下简称《绿电交易规则》），并制定了《京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）》（以下简称《优先调度细则》）。
一、背景和目的
为规范京津唐电网绿色电力交易，促进电力资源优化配置，促进京津冀地区可再生能源一体化消纳，我局对原《京津冀绿色电力市场化交易规则（试行）》（华北监能市场〔2018〕497号）进行了全面修订，并对京津唐电网绿电交易执行原则和优先调度机制做了改进，制定了《优先调度细则》，作为《绿电交易规则》的重要组成部分。
二、重点条款解读
《优先调度细则》共6章22条，包括总则、交易执行的前提和条件、安全校核、交易的执行、保障措施及附则。
1.参与交易的新能源企业应要具备调度端远程有功功率控制能力，有功控制子站应接入调度机构主站闭环运行，并满足分钟级指令调整周期调整的要求。同时新能源应着力提升电量预测和发电功率预报能力，依据预测情况合理申报市场化交易电量，确保交易结果可执行。
2.调度机构和交易机构协同做好安全校核工作，同时新能源企业也参与其中，应向市场运营机构提供较为真实准确的次月优先发电计划，共同保障交易结果有效执行。
3.细化不同类型的新能源场站的发电优先级。第一优先级为光伏扶贫电站，第二优先级为国家政策规定的其他需要优先保障的新能源场站，第三优先级为参与市场化交易的新能源场站，其余新能源场站为第四优先级。当出现因断面原因导致新能源接纳能力受限时，优先安排第一优先级场站发电，并将剩余接纳能力分配给第二优先级场站，以此类推。同一优先级内，按照装机容量等比例分摊的原则确定各场站的基准出力。
4.对于参与交易的第三优先级新能源场站，每年零时根据有功出力曲线计算其实发有功电量，当电量大于其市场化交易电量时，相应的新能源场站调整为第四优先级发电。参与交易并调整为第四优先级的场站，使用折算装机容量确定基准出力，折算系数为不小于1的数值，鼓励新能源场站积极参与交易。
下一步，我局将积极做好政策宣贯、制度衔接等后续工作，指导相关调度机构采取有效措施改进调度控制主站功能，完善有功控制策略，切实将《绿电交易规则》和《优先调度细则》全面落实到位，进一步规范市场秩序，促进京津唐绿色电力市场持续健康发展。
