青海电力现货市场连续结算试运行方案补充规定征求意见

12月16日，青海电力交易中心转发青海省能源局关于征求《青海电力现货市场连续结算试运行方案补充规定（征求意见稿）》意见建议的函。

其中提到，新能源项目（指风电、太阳能发电）原则上全部参与省内现货电能量市场。具备申报运行日发电预测曲线和AGC控制功能的扶贫、分布式/分散式、特许经营权、金太阳上网电量全额纳入机制电量的新能源项目，以报量不报价的方式参与现货电能量市场，以价格接受者全电量优先出清；具备发电预测曲线和AGC控制功能的新能源项目（包括纳入机制电价执行范围的光热、光伏应用领跑者及平价项目）报量报价参与市场，上网电量通过市场化形成；暂不具备申报运行日发电预测曲线和AGC控制功能的新能源项目，以不报量不报价接受市场形成的价格。新准入主体需月底前一日向市场运营机构提交申报信息及缺省值，迟报、漏报或不报者均默认采用前一日同类型主体申报均价进行出清。

新能源可持续发展价格结算机制电量不参与机组中长期超缺额收益回收。中长期超缺额收益回收时，根据新能源项目签订的月度纳入机制的电量比例等比例扣减结算时段的上网电量后进行超缺额收益回收（若无月度纳入机制的电量比例，则根据月度实际上网电量与月度机制电量占比等比例扣减结算时段的上网电量后进行超缺额收益回收）。当月度纳入机制的电量比例（实际月度机制电量占比）大于等于100%时不进行超缺额收益回收。

连续结算试运行核定参数设定如下，后续如需调整经市场管理委员会表决后由政府相关部门进行明确。

（一）申报和出清价格下限80元/兆瓦时，申报和出清价格上限650元/兆瓦时。

（二）二级限价300元/兆瓦时。

当同一类型电源连续5日未通过市场力事前监测时，如第6日继续未通过事前监测，从第6日起替换价格按替换价格的0.95倍执行，直至该类型电源通过事前监测后恢复。

详情如下：