11月3日，青海交易中心发布了《电力现货配套细则》，并公开向市场主体征求意见。本次规则主要包含现货交易实施细则、现货结算实施细则、调频辅助服务市场细则和现货容量补偿实施细则等几部分内容。总体来说，青海的现货规则对于新能源主体而言，日前交易时，由于省内日前市场只出清不结算，因此省内日前申报时尽量以保出清为原则进行申报。对于新能源主体应该着重将目标放在中长期交易上，因此场站对自身长周期发电能力的精准预测至关重要，同时考虑到实时市场存在执行偏差考核，因此超短期预测也是现货市场的关键决定因素。建议新能源主体可借助专业化的分析工具进行长周期发电量预测和现货交易决策分析。
为保障各参与主体效益最大化，国能日新针对新规建议：
1、中长期交易作为稳定收益的重要手段，需综合考虑签约量和签约价双重因素。首先新能源应较为准确的预测自身的月度发电能力，以此来把握中长期合约量占总上网电量的比例。其次，在中长期签约时，应综合考虑现货市场实时价格水平，实时价格较高时，若中长期持仓量超出发电能力则会造成高额的负现货费用，或中长期签约价格低于现货价格时，会使得整体收益大打折扣。
2、实时市场中，调度以新能源申报的超短期功率预测以及日前市场封存的报价信息进行组织出清，同时新能源场站出力上限为超短期功率预测值。因此新能源需要精准预测超短期发电能力，实时调整申报策略，以此来保证在实时市场中的发电利用率，由于执行偏差考核以实时市场价格进行结算，所以在制定实时策略时应综合考虑发电实际执行情况。
新能源主体需关注的重点内容，新规梳理具体如下：
一、准入范围
现阶段，参与现货电能量市场的发电侧市场主体包含燃煤火电机组、水电机组（龙羊峡电厂及小水电除外）、新能源场站（扶贫光伏电站、分布式光伏电站、光伏特许权电站、 领跑者新能源项目、光热电站、平价无补贴项目、竞争性配置项目除外）、储能电站；用户侧市场主体包括售电公司、批发用户和电网企业代理购电工商业用户。
二、参与方式
火电、新能源“报量报价”，用户侧“不报量不报价”参与市场。
三、市场衔接
1. 计划与市场衔接
参与现货电能量市场发电企业与电网企业签订的优先发电电量或基数电量等政府授权合同，由调度机构统一分解，并在竞价日现货市场申报前提供给相应的发电企业。
2. 中长期与现货市场衔接
采用“中长期合约仅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”的交易模式，中长期交易结果不作为发电机组调度执行依据。竞价日前一天（D-2）17:00前， 交易机构向各市场主体提供运行日的各类中长期交易分解曲线。
四、日前市场交易（出清不结算）
1. 组织方式
日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清的方式开展。
2. 交易流程
(1) 竞价日（D-1）8:00前，所有新能源场站在新能源监测与调度系统中上传运行日 96 点发电预测曲线。若场（站）未上报预测数据，则采用主站预测数据进行替代，若主站、场（站）均无预测数据，则认为预测数据为0。
(2) 竞价日（D-1）9:30前，通过信息披露平台发布日前电能量市场事前信息，包括市场边界信息、市场参数信息和市场预测信息。
(3) 竞价日（D-1）9:30前，参与现货交易的新能源场站还需通过电力交易平台申报电能量报价（元/MWh），可最多申报5段，每段需申报出力区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间报价（元/MWh），电力的最小单位是1MW，申报电价的最小单位是10元/MWh。价格申报上下限暂未明确规定。
(4) 竞价日（D-1）17:30前，市场运营通过信息披露平台发布市场出清信息，包括各时段出清电价、出清电量、备用容量、输电断面约束及阻塞情况等。
3. 日前结算
发用双方均采用“单结算”模式，日前电能量市场出清得到的市场价格仅作为政府、市场运营机构和市场主体对现货电能量市场进行分析的参考，不作结算。
五、实时市场交易
1. 组织方式
市场运营机构按 15 分钟为一个交易周期，结合长短期预测与日前封存的报价信息，组织实时电能量市场交易出清，提前 15 分钟滚动计算未来 2 小时实时电能量交易结果。
2. 实时结算
现阶段，发用双方均采用“单结算”模式，按实时电能量市场出清得到的市场价格，对实际发用电曲线与中长期分解曲线的偏差进行结算。
六、市场结算
1. 结算周期
电力现货市场采用“日清月结”的结算模式，电费计算周期为日，以 15 分钟为基本计算时段，出具日清算核对单，以月度为周期发布正式结算依据，开展电费结算。
2. 结算模式
电能量电费采用两部制结算模式，中长期合约全电量结算，日前市场不进行财务结算，实时市场与中长期市场的偏差电量按实时价格结算。
3. 结算电价
1） 发电侧现货市场结算电价为机组所在分区的实时市场分区电价；现阶段按照海西、海南断面划分为东区、南区与西区三个电价区域。
2） 电网供需宽松时，储能电站在放电电量执行发电侧结算电价，充电电量执行用户侧结算电价；电网供应紧张时，储能电站由调度机构统一调度，按实时市场最高出清价进行结算。
4. 日清分
运行日后第5天（D+5日），经审核后发布日清算核对单。具体包括：各市场主体当日每15分钟不同交易类型的结算电量、电价、电费，当月累计电量电费情况。
5. 正式结算
交易机构于每月第10个工作日前形成上一月的月结算正式结算结果，并发布至电网企业和相关市场主体。具体包括：各市场主体当月累计结算电量、电价、电费，考核及补偿费用，分摊及返还等费用明细。
七、发电侧执行偏差考核
发电机组i的实时发电计划在时段 t 的偏差率按如下公式计算：
其中，t 为所计算的时段，以 15 分钟为一个时段；Pi,t,指令为第 t 时段中电力调度机构向发电机组下达的出力指令；Pi,t,实际为第 t 时段中发电机组的实际出力。
当时且与该时刻联络线区域控制偏差（ACE）方向一致时，则Pi,t,实际超出λ部分取绝对值计入该机组执行偏差考核积分电量。λ值暂未明确规定。
每个交易时段内偏差考核积分电量统计完成后，计算各时段执行偏差考核费用。每个结算时段内偏差考核费用计算公式如下：
其中，R偏差,t为 t 时刻偏差考核费用，Q偏差,t为 t 时刻偏差考核积分电量，p偏差,t为 t 时刻机组所在分区实时市场出清电价；k 为执行偏差考核系数，当前设置为 1.00，并根据市场实际运行情况，由能源监管机构和政府主管部门调整。
全天所有时段的偏差考核费用之和即为该机组（场站） 当日执行偏差考核费用。市场机组不再按照西北区域“两个细则”的相关规定计算发电计划偏差考核费用。
国能日新基于多年来对全国电力交易市场的研究，与专业算法团队力量的加持，针对青海的现货市场，能够为新能源企业提供年、月、日不同维度的长周期精准发电量预测服务，亦可对现货市场价格进行精确预测。除此之外，还可针对电站情况制定专属的中长期交易策略。国能日新将积极服务新能源市场主体，助力精准参与交易，全力支持新能源交易市场的有序推进。
