从华北监管局获悉：为推进京津冀地区可再生能源市场化交易的有序开展，进一步规范可再生能源市场化交易工作，华北监管局会同京津冀三省（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》），自202 年1月1日起施行，有效期两年。

　　《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。

　　华北监管局强调，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。

　　京津冀绿色电力市场化交易优先调度实施细则（试行）

　　第一章 总则

　　第一条 为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）文件精神，深化落实绿色发展理念，促进电力市场健康有序发展，依据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889 号）等有关文件，制定本细则。

　　第二条 各市场成员必须严格遵守本细则的相关要求，坚持安全高效原则，坚持市场化原则，坚持节能减排原则，坚持诚实守信原则。

　　第三条 本细则中电力、电量的量纲分别为兆瓦（MW）、兆瓦时（MW·h）。

　　第四条 本细则由国家能源局华北监管局（以下简称“华北能源监管局”）制定并对执行情况进行监管。

　　第二章 交易执行的前提和条件

　　第五条 参与交易的新能源场站应满足国家、行业及所在电网关于新能源场站并网运行的相关要求。

　　第六条 参与交易的新能源场站应完善相关技术支撑系统功能，具备调度端远程有功控制能力，其有功控制子站应接入调度机构主站闭环运行，满足分钟级指令周期调整的要求。子站系统时钟应与电网调度自动化系统时钟同步。

　　第七条 参与交易的场站应做好年度电量预测和分解，根据预测情况合理申报市场化交易电量。

　　第三章 安全校核

　　第八条 交易机构每月月底前向调度机构提供次月无约束交易结果，新能源企业根据自身参与交易情况，每月月底前向调度机构和交易机构提供次月保障性收购小时计划。同一受限断面下风电场（光伏发电站）采用统一的保障小时数。调度机构依据新能源发电能力预测、新能源电力输送通道极限等约束对交易电量进行安全校核。

　　第九条 调度机构进行安全校核后，在 3 个工作日内将安全校核结果反馈交易机构；交易机构收到安全校核结果后，在 2 个工作日内以正式文件形式向调度机构提供有约束交易结果，文件内容为下月风电场和光伏电站名称、月度保障性收购小时数及其市场化交易电量。

　　第四章 交易的执行

　　第十条 从每月 1 日零时起，调度机构逐日统计各新能源场站的实发电量和利用小时数，并在有功控制调度主站中设定不同类型场站的发电优先级：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；第三优先级为参与交易的新能源场站；第四优先级为其他所有未参与交易的普通风电场和普通光伏电站。

　　第十一条 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，并将断面剩余接纳空间分配给第二优先级场站；如断面仍有剩余接纳空间，再分配给第三优先级的场站，依此类推。在同一优先级内，按照装机容量等比例分摊的原则确定各场站基准出力。

　　第十二条 对于第三优先级中的新能源场站，每天零时有功控制系统根据各场站的有功出力曲线计算每个场站的实发积分电量，当该电量大于等于场站当月的市场化交易电量时，有功控制系统将其调整到第四优先级。新能源场站市场化交易电量完成情况和优先级调整情况，每零时更新并向市场主体发布。

　　第十三条 对于从第三优先级调整到第四优先级的新能源场站，在确定基准出力时使用折算装机容量。折算装机容量的计算公式为：

　　折算装机容量=实际装机容量×折算系数

　　其中，折算系数为不小于 1 的数值，在同一断面下的风电场（光伏发电站）之间进行折算。对某个风电场（光伏发电站），其计算方法为：

　　折算系数=1+风电场（光伏发电站）当月市场化交易电量折算利用小时数/同一断面下所有参与交易的风电场（光伏发电站）当月市场化交易电量折算利用小时数之和式中，风电场（光伏发电站）当月市场化交易电量折算利用小时数=风电场（光伏发电站）当月市场化交易电量/风电场（光伏发电站）装机容量

　　当本月某一断面下无风电场（光伏发电站）参与市场化交易时，折算系数取为 1。

　　第十四条 对于第三优先级中的新能源场站，由于场站上送数据异常原因，影响调度机构的实发电量和利用小时数等信息统计，调整为第四优先级。待场站数据恢复正常且异常数据修正完成后，若该场站仍未完成当月交易电量，恢复为第三优先级。

　　第十五条 当电网因调峰困难发生新能源受限时，调度机构按照不同片区可再生能源利用水平制定优先调度顺序，暂不执行市场化交易优先调度策略，有功控制系统仍逐点累计运行场站的实发电量和利用小时数。条件具备时，开展新能源受限情况下的场化交易优先调度。

　　第十六条 当未完成市场化交易电量时，交易机构每月初统计上个月未完成交易电量的场站，并将未完成的交易电量累加到本月交易电量中，于每月 1 日前将本月需要调整的场站名称和交易电量以正式文件形式发调度机构。调度机构经安全校核无问题后，于每月 2 日零时执行调整后的交易电量。

　　第十七条 在电网发生事故或异常等情况时，调度机构优先确保电网安全稳定运行。

　　第五章 保障措施

　　第十八条 当新能源场站有功控制子站由于通讯中断、设备异常或故障等原因退出运行或无法正确执行主站下发的指令时，由调度机构通过调度电话下发固定出力指令，并根据实际出力曲线计算该场站的实发电量和利用小时数。

　　第十九条 当新能源有功控制系统主站因系统异常等原因无法下发出力指令时，由调度机构通过调度电话下发固定出力指令。

　　第二十条 当新能源有功控制系统主站因数据跳变等原因，无法正确统计新能源场站的发电量时，由调度机构对曲线进行修正，并按照修正后的曲线计算实发电量和利用小时数。

　　第六章 附则

　　第二十一条 本细则由华北能源监管局负责解释和修订。

　　第二十二条 本细则自202 年1月1日起施行，有效期两年。