随着电力市场化改革的深入推进，安徽省的电力交易规则体系在2025年至2026年初经历了一系列重要更新，形成了覆盖中长期、现货、绿电交易及结算的完整框架。对于发电企业、售电公司、电力用户及新型市场主体而言，掌握这些规则是参与市场、规避风险、优化收益的基础。本文将结合最新官方文件与市场实践，对核心规则进行梳理，并解答一些常见疑问。
一、 市场结构与核心交易机制
安徽电力市场采用“中长期+现货”协同运作的模式。中长期交易主要发挥“压舱石”作用，用于锁定电量、管理价格风险；现货交易则负责实现电力资源的实时优化配置。
1. 中长期交易：多元主体与多种方式
根据《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）》，市场经营主体范围广泛，包括燃煤发电机组、平价新能源企业、售电公司、电力用户，以及独立储能、虚拟电厂等新型主体。交易标的为电能量，现阶段不开展输电权和容量交易。交易方式主要包括：
双边协商：买卖双方自主协商达成交易。
集中竞价：通过交易平台集中撮合，依据报价排序匹配。
挂牌交易：一方挂出电量与价格，另一方摘牌成交。
交易周期覆盖多年、年度、季度、月度、周及多日等。燃煤发电机组交易价格实行“基准价+上下浮动”机制，浮动范围原则上不超过20%。
2. 现货交易：全电量竞价与价格限值
现货市场是规则更新的重点。市场采用“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。这意味着所有市场化电量都需要在现货市场中出清，中长期合同电量需分解为分时电力曲线，其与现货实际出清量的偏差将进行结算。
价格机制方面，设定了明确的申报与出清限价。对于火电等常规机组，申报及出清价格上限为1100元/兆瓦时，下限为0元/兆瓦时。对于新能源及储能主体，申报价格上限为800元/兆瓦时，下限同样为0元/兆瓦时。当价格触达限值连续24小时，还将启动二级价格限值机制。出清价格采用节点边际电价（LMP）定价，以反映不同位置的电网阻塞成本。
二、 关键参与主体与申报要求
不同主体在现货市场中的申报规则差异显著：
煤电机组：需申报机组启动费用、分段电能量价格（最多10段）、出力上下限及原因等。
新能源场站：若选择“报量报价”方式参与，申报要求与煤电类似，但出力下限为0，同时必须申报运行日96点出力预测曲线，未申报将采用调度机构预测曲线出清。
独立储能：这是一个重要新增主体。需申报充、放电能量价格（放电价需高于充电价）、充放电功率上下限。独立储能需明确选择参与现货电能量市场或调频辅助服务市场，不可同时参与。其市场准入标准通常要求功率不低于5兆瓦，持续时长不低于1小时。
电力用户：目前主要采用“报量不报价”方式，即申报运行日的用电曲线（最小值为0，最大值为运行容量）。若未按时申报，则视为自愿不参与日前市场，其日前申报量将按其中长期分解曲线或按0处理参与出清。
三、 结算与价格机制深度解析
结算环节是规则落地的关键，涉及多个复杂公式和机制。
1. 中长期偏差结算
市场采用“照付不议、偏差结算、日清月结”的方式。这意味着中长期合同电量无论是否实际执行，都需要按合同价格结算。合同电量与实际现货出清电量之间的偏差，将按现货市场价格进行结算，用户或售电公司需承担偏差考核费用。
2. 新能源价格机制与差价结算
对于集中式新能源项目，安徽省引入了“新能源可持续发展价格结算机制”。该机制为项目设定了一个“机制电量比例”和“机制电价”。
月度机制电量= 当月实际上网电量 × 机制电量比例（比例按项目清单执行，保留两位小数）。
结算核心：纳入机制的电量，其市场交易均价与机制电价之间的差额，由电网企业进行差价结算。计算公式为：月度机制差价电费 = 月度机制电量 × (机制电价
月度市场交易均价)。这里的“月度市场交易均价”特指现货实时市场中，以“报量报价”方式参与的新能源项目分时加权均价，分为风电、光伏两类分别计算。这体现了国家对新能源平稳过渡到市场的政策设计，保障了项目在市场化初期享有一定的价格稳定性。
3. 成本补偿与分摊
现货市场运行中，会产生如机组启动成本、必开机组补偿等费用。目前安徽省的规则是由市场化机组和全体工商业用户，按月度实际上网电量和实际用电量比例进行分摊。这一分摊机制因未完全遵循“谁受益、谁承担”的原则而受到业内讨论，未来存在优化空间。
四、 常见问题与实战注意事项
Q1：独立储能参与市场，最大的风险点是什么？
A1：最大的风险在于市场选择冲突和策略失误。规则明确，独立储能不能同时参与现货电能量市场和调频辅助服务市场。企业需根据自身调节性能、市场价格预测等因素，审慎选择参与的市场品种。充放电策略若与电网实时阻塞情况不匹配，可能导致亏损。
Q2：用户侧“报量不报价”，是否意味着不用关心现货价格？
A2：恰恰相反，用户需高度关注现货价格。虽然用户不直接报价影响出清，但其中长期合约的偏差结算、以及全电量现货出清的模式，意味着用户的最终用电成本与现货分时价格紧密相关。日前申报的用电曲线若与实际偏差过大，将面临偏差考核。有分析指出，当前机制下用户承担价格波动风险却无定价参与权，其调节潜力未被充分激发。
Q3：新能源项目如何理解“机制电量”与市场化电量的关系？
A3：可将“机制电量”视为项目电量中享受机制电价保护的部分，其余电量则完全通过市场化交易形成价格。项目全部上网电量均进入电力市场，其中调试期电量全部执行实时市场价格。对于纳入机制的电量，通过上述差价结算公式，实现了“市场定价、差价补退”，既参与了市场，又获得了价格底线保障。
Q4：如何看待皖北地区出现的量价错配现象？
A4：这暴露了电力市场物理约束的影响。由于皖北电网阻塞断面多，且“皖电东送”通道与省内机组共用，在现货出清中可能出现局部地区“价格高但成交量少”或“价格低但成交量大”的现象。这本质上是节点电价（LMP）在反映电网阻塞成本。对于在该区域发电或用电的市场主体，必须将阻塞风险纳入交易策略，不能仅看全省平均价格。
安徽电力市场规则正朝着更精细、更透明的方向发展。市场主体，尤其是新型主体如独立储能和虚拟电厂，应深入研究规则细节，特别是现货报价策略、中长期曲线分解、以及各类结算公式。关注省能源局官方网站发布的官方征求意见稿和最终文件（如《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）》），以获取最权威的规则依据。在实战中，建议借助专业分析工具，加强对电网阻塞、价格预测和风险管理的研判能力。
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