2026现货市场基本出清原理详解

现货市场基本出清原理及蒙东电力现货市场建设运营情况报告国网蒙东电力调控中心2026年3月18日目录电力现货市场出清原理02电力现货市场建设背景01电力现货市场基本概念东现货市场建设具体实施情况03电力现货市场结算原理东现货市场建设具体实施情况04蒙东现货市场建设运营情况电力现货市场基本概念1Part 果园苹果批发市场楼下水果店

市场化电量：售电公司零售分配给用户计划电量：地市供电局零售给非市场用户

发电厂市场化电量：

电力交易中心交易计划电量：

电网公司统购物理供应链商品交易链商品交易链城镇配送高压输电低压配电高速运输------------------------⃞------------------------⃞--------------------會--------------------會--------------------⃞--------------------會苹果电力发电种植消费用电一、电力现货市场基本概念（一）电力市场——实现资源最优化配置4与普通商品相比，

电力商品具有显著不同的特性，

主要表现在三个方面：电以光速传送，

并且不能大规模存储

，发

、输

、配

、用瞬时同步完成，

因此电力现货交割必须确保时刻保持供需平衡

。电能输送不能超过电网最大送电能力，

否则会导致设备损坏

、电网失去稳定甚至崩溃，

因此电力现货交割必须时刻满足电网安全约束

。

电能一经上网输送，

量和路径由物理规律决定，

而不由合同决定，

并不能“一对一

”的实现总量匹配

。以上三个特性称之为电力的特殊物理属性，

它决定了电力现货市场设计与普通商品现货市场有显著差异

。发电负荷50.0Hz一、电力现货市场基本概念（二）电力商品的特殊性5一、电力现货市场基本概念（三）电力市场经济学原理6一、电力现货市场基本概念（三）电力市场经济学原理7划分维度细分市场交易数量和额度电力批发市场

、电力零售市场...交易品种电能量市场

、辅助服务市场...时间中长期市场

、现货市场...竟争模式单边市场

、双边市场辅助服务市场电能量市场电力市场容量市场容量补偿机制深度调峰市场中长期市场月度交易月内交易日内市场实时市场现货市场调频市场备用市场其他输电权市场年度交易日前市场一、电力现货市场基本概念（四）电力市场分类8月周

日前实时中长期市场与现货市场相对独立运行，

但又有机结合

。联系的纽带为分时电力曲线，

耦合体现在结算环节

。在集中式市场模式下，

中长期合约不代表电量指标，

只是一种约定的结算方式，

用以对冲价格波动的风险

。月度双边协商

周双边协商

中长期合约曲线多月交易月度挂牌周挂牌日前省内现货实时市场出清月度集中竞争

周集中竞争绿电交易

需求响应中长期市场

现货市场辅助服务出清现货差额资金处理辅助服务费用分摊各市场分成分结算交易执行结果考核年度集中竞争年度双边协商年度挂牌合同转让多日分时集中竞争事后年一、电力现货市场基本概念（四）电力市场分类——省内市场9日前增量交易集中竞争交易

（分月分时段电量）优先发电计划（优先安排输电通道）日内增量交易卖方成员

风电

光伏

水电

核电

火电跨省调峰市场挂牌交易（分月分时段电量）省间中长期市场集中竞争交易电量交易

、合同转让年度优先发电计划调整挂牌交易电量交易

、合同转让滚动撮合交易省间现货市场省间辅助服务双边协商交易电量交易

、合同转让/回购/置换双边协商交易（分月分时段电量）电网公司电力用户售电公司月度月内年度日前日内买方成员交易品种时间维度一、电力现货市场基本概念（四）电力市场分类——省间市场10一、电力现货市场基本概念（五）电力现货市场定义中长期市场现货市场年度、月度、月内日前现货（运行日前1天）实时现货（实际运行前15分钟）实际执行结算（日清月结）电力现货市场是指系统运行前一天至实时运行时刻的电力商品交易市场，要求在组织市场交易时考虑实时供需平衡和安全约束。所有的中长期电能量交易，都需要到现货市场上进行交割执行，形成运行日的发电计划和交易价格。电力现货市场出清是指确定发用电计划以及形成分时电价的过程。考虑电力系统物理规律和安全约束，以发电成本最低为目标开展经济调度，优先调用系统中报价最低的发电机组。电力电量基本平衡是现货市场出清的前提，不可调和的保供硬缺口将导致现货市场无法开市、或被迫中止（市场熔断）。安全约束

机组组合（确定开停机组合）安全约束

经济调度（确定经济成本最优的发电计划）现货市场出清过程分为两个阶段：先开展机组组合（SCUC），再开展经济调度（SCED）。电力现货市场根据市场主体报价、负荷预测、联络线计划和电网安全约束，采用SCUC、SCED模型开展集中优化，形成机组的开停机计划、发电出力计划和分时电价。11省内现货市场与省间现货市场的关系省内现货：在满足电网安全约束和电力电量平衡的前提下，以发电成本最低为目标，组织低价者优先中标出清。省间现货：实时运行中存在省内富余发电力或供电缺口时，以省为实体申报，在全国范围内开展省间电能量交易。衔接机制：在省内现货预出清基础上，省内富余电力参与省间现货，省间现货市场出清结果作为省内现货正式出清的边界条件。省内现货省间现货省内现货预出清计算可参与省间现货的富余电力省间中长期正式出清形成省内机组发电计划和分时价格在国调中心平台出清形成省间联络线计划增量作为省内正式出清边界作为现货市场边界由中长期电量确定省间计划曲线一、电力现货市场基本概念（六）三类电能量市场关系12电力现货市场出清原理2Part（一）市场运营组织

现货市场需要多个部门在市场申报、交易组织、电费结算、信息披露等环节协同配合，共同开展市场运营。二、电力现货市场出清原理发展部：负责确定年度中长期交易计划，现货市场中开展优先发电计划分解。交易中心：负责构建电力交易平台，开展中长期交易，组织现货市场申报及信息发布，是市场运营机构。营销部：负责计量和采集，协同交易中心开展现货市场的总体结算工作。财务部：负责对结算单进行财务核算，出具结算凭证并支付电费。调度中心：负责建设电力现货出清平台，组织开展现货市场和辅助服务市场出清及运营，是市场运营机构。年度、月度、月内中长期交易优先发电计划、中长期交易曲线分解日前出清结果发布18:00前日前市场出清17:00日前出清边界条件准备市场量价信息申报日前信息披露实时出清边界条件准备23:30-23:45实时市场出清

23:45前实时出清结果发布日清算月结算交易发展、交易网省调度调度调度交易交易网省调度调度调度营销、财务营销、财务14”出清“一定要在执行之前进行日前出清：当天17点前出清未来一天0：00-24:00，共计96点数据”出清“得到的发电计划交付AGC（自动发电控制系统）执行。二、电力现货市场出清原理（二）中长期合同分解中长期合同分解：根据分解规则把中长期交易电量合同分解成交易电力曲线，一是作为现货市场出清边界，二是作为结算依据（金融合约）。中长期分解规则：主要由电力交易双方自行约定曲线，也可选取典型交易曲线。并由调度中心进行校核，以避免大幅超越实际执行能力而套利。市场成熟后，可不校核，作为纯金融合约。根据预测的各月电量需求比例、机组检修安排、合同执行进度滚动分到月在充分考虑到发电公司机组开机的时间连续性、机组检修、电量分布的空间均匀性及不同日负荷下,将月电量分解到日。年度交易电量年分月交易电量月度交易电量月度计划电量月分日电量日电力曲线在考虑负荷预测曲线、机组运行特性等因素，将日电量分解为电力曲线。作为现货与中长期的结算边界。中长期合同约定形成每天每1小时的合同电力曲线及中长期合同电价，全天共计96点（或24点）。中长期电能量费用=中长期分时电量×中长期价格，现货市场不影响中长期结算费用，体现中长期“压舱石”。中长期交易电力曲线中长期交易电价曲线注：电价曲线具有峰谷分时特性15调电原则：只有中长期，没有现货时，限电先限无合同或合同量少的，最后才是合同多的。现货阶段，报价最低的优先发电。甘肃：报量报价--与火电同台竞争（新能源不降价，市场化弃电不作为消纳率的统计）---新能源是主体（荐东）山西：报量不报价--新能源相当于竞价---火电是主体二、电力现货市场出清原理（三）现货市场发电侧主体交易申报（报量报价）单边申报模式：市场初期，考虑到市场化用户数量庞大，受分时计量条件、历史用电曲线、申报意识等影响而不具备直接参与申报条件，而是由电力调度机构根据系统负荷预测代替用户。发电侧由发电企业直接申报“电力-电价”曲线。（注：国内市场初期均采用发电侧单边申报模式，目前甘肃部分大用户也参与申报，形成“双边”申报模式）。双边申报模式：市场较为成熟后，发电侧和用户侧分别“报量报价”，市场出清采用“双边撮合”模式，成交量作为结算依据。实际用电曲线由电力用户自行决定。市场申报内容：发电侧主体申报“电力-价格”曲线。省间现货日申报96条曲线，省内现货简化申报内容，每日只申报1条“电力-价格”曲线，日96点均以该曲线安排出清。发电侧单边申报模式发用两侧双边申报模式报价出力段必须在可调出力上下限范围内、单调递增曲线。初期，蒙东采用”单边”申报，”双边“结算的市场模式。16二、电力现货市场出清原理（四）现货市场出清过程边际出清机制：所有机组报价完毕后，按照报价由低到高的顺序依次成交，直至累计的发电出力恰好等于全部负荷需求，满足负荷的最后成交机组的报价即为边际价格，所有中标机组都按边际价格结算。分时电价：一天分为96个时段（每15分钟）出清，由于不同时段对应的负荷需求不同，每个时段形成的价格不同，形成分时电价。按供需平衡和电网约束设置市场边界17二、电力现货市场出清原理（五）现货市场发电侧主体交易申报（报量报价）30万千瓦发电厂A申报的“电力-价格”曲线60万千瓦发电厂B申报的“电力-价格”曲线所有电厂“电力-价格”曲线汇总成为1条曲线：综合”电力-价格“曲线+=

以某电网有A、B两座电厂为例说明，电厂申报的“电力-价格”曲线，最终形成电网综合“电力-价格”曲线过程。（更多电厂采用相同办法处理）18发电能力/万千10.20.250.40.8最大技术出力元/千瓦时12最小技术出力五段报价五段报价28354555600.080.20.350.40.9发电能力/万千瓦最大技术出力元/千瓦时25最小技术出力28435357670.080.10.20.250.35发电能力/万千瓦元/千瓦时258085900.40.80.9今日最大发电电力90万千瓦，电价为0.9元/千瓦时今日最低电价为0.08元/千瓦时二、电力现货市场出清原理（六）现货市场发电侧主体交易申报（具体过程）具体过程：按由低到高的顺序，遍历所有电厂的所有价格，统计每个价格下面的电力之和。①

最低电价0.08元/度（以下简称0.08元，表示每度电的电价），最大有28万千瓦电力（以下简称28万），即B电厂起始段；②次低价格0.1元，A厂最大有15万电力，加上B厂0.08元的28万电力，也就是0.1元的价格，可以购买43万电力；③

然后是0.2元价格，A厂是15~18万，有3万，B厂是28~35万，有7万，共计有10万，所以0.2元的价格可以在上一步43万的基础上，可多购买10万，即53万。④

接着是0.25元的价格，只有A厂从18~22万，有4万，在上一步53万的基础上，可以增加到57万。⑤

接着是0.35元的价格，只有B厂从35~45万，有10万，在上一步57万的基础上，可以增加到67万。⑥

接着是0.4元的价格，A厂是22~25万，有3万，B厂是45~55万，有10万，共计有13万，在上一步67万的基础上，可多购买13万，即80万。⑦

接着是0.8元的价格，只有A厂从25~30万，有5万，在上一步80万的基础上，可以增加到85万。⑧

接着是0.9元的价格，只有B厂从55~60万，有5万，在上一步85万的基础上，可以增加到90万。该电网A厂（30万）、B厂（60万）两座发电侧最大发电能力为25~90万，价格为0.08~0.9元。28435357670.080.10.20.250.35发电能力/万千瓦元/千瓦时258085900.40.80.9最大发电电力90万千瓦电价为0.9元/千瓦时最低电价为0.08元/千瓦时①②③④⑤⑥⑦⑧所有电厂的综合”电力-价格“曲线19二、电力现货市场出清原理（七）全电量竞价空间的形成20系统负荷预测：在日前依据负荷预测，预测本省第二天各个时段的发受电负荷（供电负荷+厂用电+网损）。图中为24段，一般细分为96段。联络线外送计划：在日前，由上级调度下发的正式的第二天各时段联络线计划。图中为24段，一般细分为96段。负荷预测和联络线计划之和构成了第二天各个时段的竞价空间。蒙东电网竞价空间万千瓦时间二、电力现货市场出清原理（八）96点竞价空间与申报曲线匹配过程21

在竞价空间和申报综合曲线的基础上，每一个时段均进行匹配（一天进行96次匹配），匹配点的价格即为边际电价，匹配点的电力即为出清电力。最终形成全天96点现货市场出清电力曲线、96点电价曲线。下图以5:00、12:00两个时段为例说明。早5:00，系统竞价空间823万千瓦中午12:00，系统竞价空间1258万千瓦

经过该过程后，市场主体申报的“电力-价格”曲线，转换为“时间-电力”曲线，并形成96点价格曲线。二、电力现货市场出清原理（九）发电单元得到96点发电计划22

A电厂，5:00，系统出清电价0.25元，A厂22万千瓦以下出力均可被调用，实际调用出力21万。同理，12:00，系统出清价格0.5元，A厂出力为25万10.20.250.40.8最大技术出力元/千瓦时12最小技术出力综合”电力-价格“曲线在5:00出清3万特别地：右下图中5:00时，0.25元价格，采购的电力为820~823万，有3万。故所有电厂0.25元价格下，按申报电力比例承担这3万的发电空间。本例中，由于B厂没有0.25元报价，故由A厂全部承担，即5:00时刻，A厂出力为18+3=21万。

B电厂，5:00，系统出清电价0.25元，B厂出清35万电力。12:00，系统出清价格0.5元，B厂出力为55万。28354555600.080.20.350.40.9最大技术出力元/千瓦时25最小技术出力B厂”电力-价格“曲线

电网内所有参与现货交易的电厂，均按此原则，在96个时间段分别出清计算，则得到所有电厂的日发电出力计划。A厂”电力-价格“曲线05:000.25元12:000.5元21万25万35万55万二、电力现货市场出清原理（十）发电厂的“时间-电力”曲线23

发电厂96点逐点出清后，得到96点的现货地电力曲线，现货电价曲线。（右图显示的是24点的电力曲线，24点的电价曲线）

至此，得到现货市场出清后发电厂电力曲线，与该发电厂中长期签订的合约曲线进行偏差结算。中长期曲线以中长期价格结算；现货与中长期的偏差曲线，以现货价格结算。现货偏差电量中长期交易电量二、电力现货市场出清原理（十一）现货市场出清结果边际电价：包括系统边际电价和节点边际电价系统边际电价：某一时刻的用电计划曲线（系统负荷预测和外送电计划代数和）与发电侧主体申报的“电力-电价”曲线交点。即每日共计形成96个系统边际电价，作为用户侧结算依据。节点边际电价：某一时刻、某一电网节点的用电预测曲线（母线负荷预测和断面外送限额代数和）与该节点发电主体申报的“电力-电价”曲线交点。电网每一条220千伏母线视为一个节点、每个节点形成96个电价，作为该节点发电主体结算依据。发电计划：机组启停计划：按照“低价者优先中标”发电原则，产生机组启停机计划。报价低的机组运行发电，报价高的机组市场化调停。机组发电计划：在运行机组中，优先安排“不报价”及“低价”发电单元发电，给出发电计划曲线，边际电价以上出力区间不调用。蒙东现货出清系统边际电价蒙东现货出清机组发电计划24二、电力现货市场出清原理（十一）现货市场出清结果25蒙东现货出清系统边际电价电力现货市场结算原理3Part三、电力现货市场结算原理（一）蒙东现货市场结算方式27按照能源局“向蒙西模式靠拢”的建议，以及国调中心对于差价结算方式的要求，结合蒙东日前日内市场边界变化较大的实际情况，规则中采用“日前市场不结算，中长期市场和现货实时市场差价结算”的方式。发电侧电能量电费＝实际上网电量×实时市场节点边际电价+合约电量×（合约价格－实时统一结算参考点电价）由于现货市场中存在“阻塞”现象，会导致节点电价产生差异，以此而反映电能量的空间价值，映射到电能量电费中，对市场主体收益产生影响：节点电价变动影响前半部分现货收益统一结算点价格变动影响后半部分中长期差价结算收益用户侧电能量电费＝实际用电量×实时统一结算参考点电价+合约电量×（合约价格－实时统一结算参考点电价）=（实际用电量-合约电量）×实时统一结算参考点电价+合约电量×合约价格用户侧收益与中长期合约签订比例息息相关三、电力现货市场结算原理（二）差价结算盈亏场景28三、电力现货市场结算原理（二）差价结算盈亏场景29三、电力现货市场结算原理（二）差价结算盈亏场景30三、电力现货市场结算原理（二）差价结算盈亏场景31系统边际电价优点：价格形成机理简单

，不涉及阻塞不平衡资金，便于市场主体理解；利益格局相对调整较小缺点：

电力空间价值反映不充分，对发电侧存在过激励/欠激励导向•

若边际电价＞窝电区域机组报价，机组有增加出力动力•

若边际电价＜顶峰区域机组报价，机组有减小出力动力适用场景：

电网阻塞问题不严重，几乎不存在阻塞断面

节点边际电价优点

：能形成真实反映电力商品时空价值的价格信号，价格信号能有效引导发电侧调整出力缺点

：市场主体初期理解较为困难，

阻塞不平衡资金计算

、分摊过程复杂；利益格局调整较大适用场景：

电网阻塞复杂，无法明确分为相互独立的阻塞区分区边际/平均电价优点：一定程度上反映了电网阻塞，

阻塞不平衡资金计算简单缺点：如果阻塞区域划分不合理，存在系统边际电价面临的过激励/欠激励问题适用场景：

电网存在阻塞，

阻塞断面明显

，能够将电网划分为几个明显的区域三、电力现货市场结算原理（三）现货市场价格形成机制32（四）蒙东现货市场节点电价33输电阻塞：输电阻塞是指输电系统由于本身的网络容量限制不能满足所希望的输电计划的状态。阻塞电价：是节点电价的重要组成部分，是断面输电容量限额提升带来的社会效益。当电网处于阻塞状态时，阻塞断面相关联的节点电价中就会产生阻塞分量。

节点电价系统电能量价格阻塞价格该节点增加1MW负荷引起的用电成本变化不考虑任何断面限额的前提下，满足最后1MW用电需求时的的成本考虑断面限额，限额提升1MW后，引起的用电成本降低值（社会效益）三、电力现货市场结算原理（五）三节点阻塞算例-无阻塞34G1G2123报价100元/MWh最大发电容量100MW报价300元/MWh最大发电容量100MWLoad50MWX=0.1X=0.1X=0.1

50MW例1：如下图所示，三节点电网模型中两台发电机G1、G2，分别挂接在节点1、2，节点3为负荷节点，有50MW用电需求，假设输电网络无约束，求节点3的节点电价？步骤一：以发电成本最低为目标安排机组发电计划：当发电机组报价确定后，社会用电总成本可以描述为与发电机组出力相关的函数：同时，用户的用电需求也必须满足，即发电电力=用电电力，也就是平衡约束：此时，问题就可以转化为在满足一定约束的条件下的求最小值的数学问题，也就是线性规划问题，由于模型较为简单，直接得出结果：此时，若节点3增加1兆瓦负荷，同理可得P1’=51MW；步骤二：假设节点增加1MW负荷，算用电成本变化：当电网中没有断面限额或者限额很宽松时，节点电价与系统电能量价格相同，且一定等于某一机组的报价，全网节点价格处处相等，就等于边际电能量价格。三、电力现货市场结算原理（五）三节点阻塞算例-有阻塞35例2：如下图所示，三节点电网模型中有两台发电机G1，G1，分别挂接在节点1、2，节点3为负荷节点，有50MW用电需求，且线路13输电限额为30MW，求节点3的节点电价？当断面存在阻塞时，用户难以直接用到低价机组提供的电力，需要调用本不应该调用更高价机组，由此造成的成本上升，也就是节点电价中的阻塞分量（电价）。该案例中阻塞电价为400元/兆瓦时，节点3电价高于任一发电机组申报电价。G1G2123报价100元/MWh最大发电容量100MW报价300元/MWhLoad50MWX=0.1X=0.1X=0.1

40MW10MW30MW按照案例1列方程组：同时还需要考虑断面限额，线路13流过的潮流不超过30MW：求解得出：假设节点3增加1MW负荷，也就是：不难解得：可得：也就是，G1减少1MW，G2增加2MW三、电力现货市场结算原理三、电力现货市场结算原理以11月24日500kV青山、巴林主变检修期间，电网阻塞情况展开分析背景：青山、巴林主变为赤峰地区的500KV变电站，带赤峰地区主要负荷，近区负荷约占蒙东全网供电负荷的1/3，巴林为赤峰地区新能源汇集站，下接西乌金山厂及多家新能源场站。11月24日，青山1号变检修，巴林220kV母线检修，需控制巴林主变上送及青山主变下送限额。36由于青山主变下送受阻，青山附近区域负荷内部机组如玉龙、赤热B等节点价格提高，高价节点占全网节点数的15%；以西乌金山为代表的电源富集区节点电价基本不变，但统一结算点电价被抬高。（六）检修引起阻塞典型案例37场景一：发电侧盈利以玉龙电厂2#机为例，阻塞导致节点电价日平均从69.75元/兆瓦时，提高至681.32元/兆瓦时，同时其中长期签约均价多时段高于统一结算点电价，节点电价及中长期差价收益均提高，结算电能量电费均价从192.29元/兆瓦时提升至704.12元/兆瓦时。（六）检修引起阻塞典型案例场景二：发电侧亏损以西乌金山厂为例，阻塞虽未导致其节点电价提高，但由于赤峰地区负荷集中，统一结算点电价采取用户侧下网电量加权均价，用户侧统一结算点价格从69.75元/兆瓦时提高至270.17元/兆瓦时，使其结算电能量电费均价从646.2元/兆瓦时降低至247.52元/兆瓦时。三、电力现货市场结算原理38（六）检修引起阻塞典型案例场景三：用户超用，收益受损以华能蒙东售电公司为例，24日中长期合约电量3754兆瓦时，实际用电量4700兆瓦时，超用电量950兆瓦时，超用比例25.3%，中长期合约均价229.39元/兆瓦时低于实时统一结算电点电价（270.17元/兆瓦时）。超用部分按照实时统一结算点电价结算，由于统一结算点电价被抬高，导致用户电费上涨5.73万元，度电费上涨0.012元。场景四：用户未超用，获得收益以内蒙古电投霍白售电公司为例，24日中长期合约电量7593兆瓦时，实际用电量7029兆瓦时，未超用；中长期合约均价185.08元/兆瓦时，低于实时统一结算电点电价（270.17元/兆瓦时），售电公司得以从两个市场中套利，降低电费19.63万元，度电价格下降0.027元。由此可见用户侧可以通过合理签订中长期合约，规避阻塞风险并获取收益。电量：兆瓦三、电力现货市场结算原理蒙东现货市场建设运营情况4Part特殊情况1：一是蒙东控制区内新能源占比高达84%，日最大波动量超过1200万千瓦，功率陡变超过17万千瓦/分钟，蒙东已具备新型电力系统初步形态。随着新能源装机规模进一步扩大，电网对调峰、调频、惯量、爬坡等灵活性调节资源的需求更为强烈。二是蒙东现有配建储能197万千瓦（2小时），独立储能337万千瓦（4小时）。同时6类市场化项目、光热储资源、负荷侧调节资源、虚拟电厂等不断丰富，大量的灵活资源需依托灵活的市场化调用机制。应对方案：四、蒙东现货市场建设运营情况（一）蒙东现货市场建设面临的特殊情况与应对方案汇聚多元主体参与现货交易：目前已实现火、风、光、储及自治区6类市场化主体全面参与现货电能量交易，储能基于价格信号确定充放电计划并获取收益。随着政策进一步明确，推动光热储、虚拟电厂等主体参与市场，持续激励更多灵活性资源发展。逐步搭建多层级市场格局：10月20日，蒙东电力现货市场启动连续结算试运行，初步形成“中长期贴近交易稳定供需基础、省间现货减轻关口偏差，区域互济支援补充、省内市场优化配置”的多级市场联合运营局面，为蒙东现货市场建设创造基础。40特殊情况2：《国家能源局关于扎鲁特-青州特高压输电通道配套外送风电基地有关事项的通知》要求配套电源所发电量全部通过鲁固直流通道输送至山东消纳。截至2024年6月，配套电源规模已达638万千瓦，对蒙东电力电量平衡影响显著。1.配套电源出力波动会显著影响市场运行边界，当前调电模式不能确定其合理发电空间，实时调节成本无法计算和传导。2.自治区政府不认同配套电源（鲁固配套638万、伊穆配套100万及辽宁消向火电720万）当前“点对网”交易模式，倡导开展“网对网”更为科学合理的省间交易模式。一是技术层面，建立配套电源独立出清机制，在现货交易出清过程实时计算调节成本，超出竞价空间的偏差电量接受蒙东现货价格，配套电源受益电量支付相应的调节成本，实现了调节成本向被服务主体的传导。二是政策层面，推动和配合自治区政府牵头向国家能源局、东北能监局等申报并获得政策支持，优化配套电源项目之初“点对网”固定消纳方向相关政策，通过网省联合现货市场共建模式，实现“网对网”的互济支撑，在不损失对辽宁、山东等电能量支撑的基础上，提升资源配置效率。应对方案：41（一）蒙东现货市场建设面临的特殊情况与应对方案四、蒙东现货市场建设运营情况特殊情况3：应对方案：不同于其他省份，蒙东控制区内绝大部分燃煤机组均为供热机组，供热季均作为必开机组，迎峰度夏期间不允许停机，机组组合优化空间有限，市场化机制需综合考虑保供电、保供热、市场化最优。供热火电分段出清：基于配套电蓄热投切状态下供热约束出力会产生变化，因此允许不同供热火电厂基于自身运行情况自行申报供热约束上限，火电供热约束部分不参与市场竞价，接受市场出清价格，非供热约束部分自由竞价，引导供热机组合理参与市场，最大化释放消纳空间。发电出力/MW价格/元/MWh最小稳燃负荷650680700300200240280100供热约束出力不参与竞价参与竞价不参与竞价42（一）蒙东现货市场建设面临的特殊情况与应对方案四、蒙东现货市场建设运营情况特殊情况4：蒙东电网内有1437万千瓦火电机组当前由东北分部调管和开展中长期交易组织。随着东北”三省一区“现货市场逐步建成，各省电网边界趋于固定，区域调峰市场停市，网调调管蒙东火电亟需新的市场机制充分释放区域调节资源。应对方案：（一）蒙东现货市场建设面临的特殊情况与应对方案43建立东北区域互济市场四、蒙东现货市场建设运营情况（二）蒙东现货市场规则体系市场规则体系的基础，明确电力市场运营基本原则《蒙东电力市场运营基本规则》用于指导市场主体准入、注册和退出等《市场注册实施细则》用于指导开展与现货电能量市场交易相衔接的省内中长期电能量市场交易，包括交易品种、交易方式、交易组织等《现货市场衔接实施细则》用于指导开展现货电能量市场交易，包括日前电能量市场、实时电能量市场的交易组织，以及各类市场的衔接机制等《现货电能量市场交易实施细则》用于指导开展调频辅助服务市场，包括交易方式、交易组织、计量结算等《辅助服务市场实施细则》用于指导电力市场的信息披露工作，包括披露原则、披露方式、披露内容等《信息披露实施细则》《计量管理实施细则》用于指导电力市场的计量和结算工作，包括电力批发市场和电力零售市场的统一结算等《市场结算实施细则》《需求侧响应交易实施细则》18基本规则实施细则规则体系：以《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）为蓝本，严格按照国网顶层设计方案，邀请清能互联、清大科越两家国内规则编制经验最为丰富的团队指导，依照自治区能源局向蒙西模式靠拢建议，形成“1+8”规则体系。规则编制过程主要结合蒙东高占比新能源、网省联合机制等特点，在各省规则范本基础上重点编制中长期、现货、辅助服务及结算等8项实施细则。44四、蒙东现货市场建设运营情况（三）蒙东现货市场建设方案市场架构：电能量市场+辅助服务市场电能量市场：采用“中长期差价合约+现货全电量竞价”市场模式，以“区内用电需求+外送电计划”

为竞价空间开展现货市场出清。发电能力富余或不足部分参与省间短期市场（省间现货、区域辅助服务市场、应急调度）。辅助服务市场：新建调频辅助服务市场（二次调频）；现货运行期间不再开展区域调峰市场，按照196号文要求，实现现货与调峰市场的融合，同时考虑尽可能多的纳入多种调节资源，激励各类调节资源主动调峰，促进新能源消纳。发电侧全电量集中优化分时节点电价偏差结算日清月结现货市场（日前、实时）调频市场火电、新能源、储能电力用户报量报价暂不报量不报价辅助服务市场火电、储能市场主体出清机制参与方式定价机制结算机制交易机制中长期市场双边协商、集中竞价、挂牌、滚动撮合现货市场竞价空间45四、蒙东现货市场建设运营情况（三）蒙东现货市场建设方案市场主体参与机制：以蒙东独立调度控制区为边界，依托“网省”共建模式，火电及集中式新能源均“报量报价”、用户侧初期“不报量不报价”、独立新型储能等自愿选择“报量不报价”或“报量报价”、“六类市场化项目”分别按发用主体身份参与市场。发电侧燃煤机组：参与集中式风电、光伏：参与水电、生物质、余热余气余压、扶贫光伏、分布式发电与分散式发电、自备电厂：暂不参与用电侧批发用户：参与售电公司：参与电网企业代理购电：暂不参与申报（月度偏差参照现货价格结算）双边市场独立储能：参与六类市场化项目：参与市场成员报价模式公用燃煤火电报量报价新能源报量报价大用户或售电公司初期不报量不报价，接受价格疏导，形成初步形态的双边交易市场市场成熟逐步过渡到报量不报价、报量报价六类市场化项目分别按发用主体身份参