據(jù)寧夏自治區(qū)發(fā)展改革委關(guān)于開展寧夏電力現(xiàn)貨市場第二次結(jié)算試運(yùn)行工作的通知，結(jié)合自治區(qū)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)實(shí)際及第一次結(jié)算試運(yùn)行情況，擬于3月11日至3月17日開展寧夏電力現(xiàn)貨市場第二次結(jié)算試運(yùn)行，日前發(fā)布了寧夏電力現(xiàn)貨市場第二次結(jié)算試運(yùn)行工作方案。
本次結(jié)算試運(yùn)行電能量市場開展中長期市場、省內(nèi)日前、實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場。輔助服務(wù)市場開展調(diào)頻輔助服務(wù)市場，調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場相融合。
全文如下：
寧夏電力現(xiàn)貨市場第二次結(jié)算
試運(yùn)行工作方案
為深入貫徹落實(shí)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號(hào)）要求，積極穩(wěn)妥推進(jìn)寧夏電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，在鞏固前期結(jié)算試運(yùn)行工作成效基礎(chǔ)上，進(jìn)一步檢驗(yàn)市場交易規(guī)則和技術(shù)支持系統(tǒng)，引導(dǎo)市場主體全面參與電力現(xiàn)貨市場，發(fā)現(xiàn)市場運(yùn)行潛在風(fēng)險(xiǎn)，特制定本工作方案。
一、工作目標(biāo)
（一）全面貫徹落實(shí)國家電力體制改革要求，穩(wěn)妥有序推進(jìn)寧夏電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。
（二）檢驗(yàn)現(xiàn)貨市場交易規(guī)則的合理性和有效性。
（三）檢驗(yàn)現(xiàn)貨市場技術(shù)支持系統(tǒng)、交易結(jié)算系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性、可靠性與實(shí)用性。
（四）驗(yàn)證現(xiàn)貨市場信息披露、出清、計(jì)算、結(jié)算等業(yè)務(wù)流程的合理性。
（五）增強(qiáng)市場主體對(duì)現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)工作的參與意識(shí)和理解程度，提升市場主體參與度。
二、工作方案
（一）時(shí)間安排
本次結(jié)算試運(yùn)行運(yùn)行時(shí)間為3月11日至3月17日（3月10日至3月16日分別組織3月11日至3月17日的日前現(xiàn)貨交易），并根據(jù)市場運(yùn)行情況，確定2天作為實(shí)際結(jié)算日。
（二）交易品種
本次結(jié)算試運(yùn)行電能量市場開展中長期市場、省內(nèi)日前、實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場。輔助服務(wù)市場開展調(diào)頻輔助服務(wù)市場，調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場相融合。
（三）參與范圍
發(fā)電側(cè)：區(qū)內(nèi)已參與中長期交易的公用燃煤發(fā)電企業(yè)、參與中長期交易的集中式新能源場站。
直流配套電源、自備電廠、水電、燃?xì)?、生物質(zhì)、分布式光伏企業(yè)不參與本次現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行，發(fā)電曲線作為現(xiàn)貨市場出清邊界。
用戶側(cè)：區(qū)內(nèi)已參與中長期交易的售電公司、直接參與批發(fā)市場的電力用戶。虛擬電廠運(yùn)營商代理的用戶在綁定周期內(nèi)不可單獨(dú)參與現(xiàn)貨市場。
居民、農(nóng)業(yè)用戶執(zhí)行目錄電價(jià)。代理購電用戶暫不參與本次現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行。
儲(chǔ)能：獨(dú)立儲(chǔ)能（充電功率在1萬千瓦及以上，持續(xù)充電時(shí)間2小時(shí)以上）。
虛擬電廠：在交易平臺(tái)注冊(cè)并具備準(zhǔn)入條件的虛擬電廠可自主選擇是否參與。參與現(xiàn)貨交易的虛擬電廠所代理的用戶不得被其他售電公司代理。
三、組織流程
（一）中長期交易
1.各市場主體試結(jié)算當(dāng)日中長期交易曲線由年、月、月內(nèi)、日融合各類省內(nèi)和省間外送交易曲線疊加形成，中長期曲線最終交易結(jié)果作為與現(xiàn)貨市場偏差結(jié)算依據(jù)。
2.現(xiàn)貨市場試結(jié)算日，現(xiàn)貨交易價(jià)格作為偏差結(jié)算依據(jù)，中長期日融合交易價(jià)格不再作為偏差結(jié)算依據(jù)。電網(wǎng)代理購電及其他未參與現(xiàn)貨結(jié)算的市場主體按現(xiàn)有中長期交易規(guī)則執(zhí)行。
3.現(xiàn)貨市場試結(jié)算日，中長期交易發(fā)電側(cè)、用電側(cè)均采用現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價(jià)格作為統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)價(jià)格開展結(jié)算。
（二）現(xiàn)貨交易申報(bào)
1．申報(bào)方式
火電、新能源企業(yè)“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨交易，批發(fā)用戶、售電公司、儲(chǔ)能、虛擬電廠“報(bào)量不報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨交易。
未按要求及時(shí)申報(bào)的，采用市場主體申報(bào)的缺省信息出清，缺省值也未申報(bào)的，發(fā)電側(cè)全容量按照現(xiàn)貨最低限價(jià)（40元／兆瓦時(shí)）出清，用戶側(cè)按照中長期交易曲線出清。
2．申報(bào)要求
各市場主體需在運(yùn)行日前一天（D-1日）上午9：30前通過寧夏電力交易平臺(tái)完成運(yùn)行日（D日）量價(jià)信息申報(bào)，并提前完成缺省信息申報(bào)。申報(bào)電力最小單位1兆瓦，價(jià)格最小單位1元/兆瓦時(shí)。
發(fā)電側(cè)：火電、新能源企業(yè)按照3-10段“電力-價(jià)格”曲線進(jìn)行申報(bào)，各段申報(bào)價(jià)格應(yīng)為單調(diào)非遞減，即后一段報(bào)價(jià)要大于等于前一段報(bào)價(jià)，各分段出力之間不可出現(xiàn)斷點(diǎn)。第一段申報(bào)出力應(yīng)為最小發(fā)電出力，最后一段申報(bào)出力應(yīng)為機(jī)組額定容量。
用戶側(cè)：批發(fā)用戶、售電公司申報(bào)次日96點(diǎn)用電曲線（現(xiàn)貨申報(bào)分時(shí)電力范圍為中長期交易電力的50~150%）。
儲(chǔ)能：儲(chǔ)能電站申報(bào)次日96點(diǎn)充放電曲線及是否服從調(diào)劑。
虛擬電廠：虛擬電廠申報(bào)次日96點(diǎn)用電曲線。
3．申報(bào)和出清限價(jià)
現(xiàn)貨交易申報(bào)、出清環(huán)節(jié)均設(shè)置限價(jià)，限價(jià)范圍為40-1000元／兆瓦時(shí)。
（三）現(xiàn)貨交易出清
1.日前現(xiàn)貨市場出清
綜合考慮運(yùn)行日（D日）負(fù)荷預(yù)測曲線、非市場化機(jī)組出力曲線和聯(lián)絡(luò)線計(jì)劃，基于市場主體申報(bào)信息及電網(wǎng)運(yùn)行邊界條件，以發(fā)電成本最小化為優(yōu)化目標(biāo)，采用安全約束機(jī)組組合（SCUC)、安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度（SCED)出清，形成運(yùn)行日（D日）火電機(jī)組開機(jī)組合、系統(tǒng)分時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)、各發(fā)電企業(yè)發(fā)電計(jì)劃和儲(chǔ)能充放電計(jì)劃。
2.實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場出清
實(shí)時(shí)市場運(yùn)行中，各市場主體沿用日前現(xiàn)貨市場的量價(jià)信息，無需再進(jìn)行申報(bào)。根據(jù)新能源超短期出力預(yù)測、系統(tǒng)超短期負(fù)荷預(yù)測、省間現(xiàn)貨交易出清結(jié)果等電網(wǎng)實(shí)時(shí)運(yùn)行條件，以15分鐘為間隔，滾動(dòng)出清未來15分鐘至2小時(shí)的分時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)和出力曲線。
（四）交易結(jié)果執(zhí)行
在確保電網(wǎng)安全運(yùn)行和新能源高效利用的前提下，調(diào)度機(jī)構(gòu)嚴(yán)格按照實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場出清結(jié)果安排機(jī)組發(fā)電出力。
四、調(diào)頻輔助服務(wù)市場
（一）申報(bào)方式
火電企業(yè)申報(bào)調(diào)頻容量、調(diào)頻里程價(jià)格。未按要求及時(shí)申報(bào)的，認(rèn)為不參與調(diào)頻市場。
調(diào)頻里程申報(bào)價(jià)格范圍暫定為5-15元/兆瓦，最小單位為0.1元/兆瓦。
（二）交易出清
根據(jù)電網(wǎng)實(shí)際調(diào)頻需求，每小時(shí)滾動(dòng)出清。系統(tǒng)根據(jù)機(jī)組調(diào)頻里程報(bào)價(jià)從低到高依次出清，直至中標(biāo)單元調(diào)頻容量總和滿足本時(shí)段調(diào)頻容量需求。
當(dāng)調(diào)頻市場供不應(yīng)求或運(yùn)行日調(diào)頻容量不足時(shí)，調(diào)控機(jī)構(gòu)對(duì)該時(shí)段內(nèi)已申報(bào)未中標(biāo)機(jī)組進(jìn)行調(diào)用，按同時(shí)段調(diào)頻市場出清最高價(jià)計(jì)算補(bǔ)償費(fèi)用。
五、市場結(jié)算
（一）現(xiàn)貨電能量結(jié)算
電能量費(fèi)用：發(fā)電側(cè)以所在的節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行結(jié)算，用戶側(cè)以發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價(jià)進(jìn)行結(jié)算。儲(chǔ)能放電以所在節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行結(jié)算，充電以發(fā)電側(cè)加權(quán)平均價(jià)進(jìn)行結(jié)算。
采用雙偏差結(jié)算方式，即日前現(xiàn)貨出清電量與中長期合約電量的偏差按照日前出清電價(jià)結(jié)算，實(shí)際上網(wǎng)（用）電量與日前現(xiàn)貨出清電量的偏差按照實(shí)時(shí)出清價(jià)格結(jié)算。
電能量費(fèi)用=中長期電費(fèi)+日前市場偏差電能量電費(fèi)+實(shí)時(shí)市場偏差電能量電費(fèi)
中長期電費(fèi)：市場主體按照中長期合同分時(shí)電量、合同約定價(jià)格及中長期參考點(diǎn)價(jià)格計(jì)算中長期電費(fèi)。
日前市場偏差電能量電費(fèi)：市場主體根據(jù)日前市場出清電量與中長期合同電量之間的差額，以及日前市場電價(jià)計(jì)算日前市場偏差電能量電費(fèi)。
實(shí)時(shí)市場偏差電能量電費(fèi)：市場主體根據(jù)實(shí)際電量與日前市場出清電量之間的差額，以及實(shí)時(shí)市場電價(jià)計(jì)算實(shí)時(shí)市場偏差電能量電費(fèi)。
電能量結(jié)算具體計(jì)算公式見附件3。
（二）市場運(yùn)營費(fèi)用
市場補(bǔ)償類費(fèi)用：包含機(jī)組啟動(dòng)補(bǔ)償、現(xiàn)貨深調(diào)補(bǔ)償2項(xiàng)。
機(jī)組啟動(dòng)補(bǔ)償：根據(jù)機(jī)組申報(bào)的啟動(dòng)費(fèi)用和啟停次數(shù)進(jìn)行補(bǔ)償。費(fèi)用由發(fā)電側(cè)市場化主體按上網(wǎng)電量分?jǐn)?，納入月度結(jié)算。啟動(dòng)費(fèi)用上限見附件2、具體計(jì)算公式見附件3。
現(xiàn)貨深調(diào)補(bǔ)償：根據(jù)火電機(jī)組在深調(diào)時(shí)段所處的負(fù)荷率進(jìn)行補(bǔ)償。費(fèi)用由新能源場站在深調(diào)時(shí)段的上網(wǎng)電量分?jǐn)?，納入月度結(jié)算。補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)詳見附件4、具體計(jì)算公式見附件3。
市場平衡類資金：包括結(jié)構(gòu)不平衡資金、省間省內(nèi)偏差費(fèi)用、新能源超發(fā)盈余總共3項(xiàng)。
結(jié)構(gòu)不平衡資金：按現(xiàn)有《寧夏電力市場不平衡資金管理辦法》進(jìn)行管理和分?jǐn)偂?br />
省間省內(nèi)偏差費(fèi)用：按現(xiàn)有《寧夏電網(wǎng)短期交易外送電量清分原則》、《寧夏電網(wǎng)省間外購電管理辦法》進(jìn)行管理和分?jǐn)偂?br />
新能源超發(fā)盈余：指為保障新能源最大化消納實(shí)現(xiàn)的新能源較實(shí)時(shí)現(xiàn)貨出清電量的增發(fā)電量按照最低限價(jià)（40元/兆瓦時(shí)）在發(fā)電側(cè)結(jié)算，而用戶側(cè)按照實(shí)時(shí)現(xiàn)貨市場價(jià)格結(jié)算，發(fā)用兩側(cè)電價(jià)差產(chǎn)生的盈余。新能源超發(fā)盈余納入月度不平衡資金進(jìn)行管理和分?jǐn)偂?br />
（三）輔助服務(wù)費(fèi)用
調(diào)頻補(bǔ)償以1小時(shí)為一個(gè)調(diào)度時(shí)段進(jìn)行結(jié)算：
AGC單元調(diào)頻里程補(bǔ)償費(fèi)用=
其中T表示調(diào)頻市場交易的單位計(jì)費(fèi)周期數(shù)；表示市場主體i在t時(shí)段的調(diào)頻里程；Pe表示調(diào)頻里程補(bǔ)償價(jià)格（本次結(jié)算試運(yùn)行暫取15元/MW），為市場主體i在t時(shí)段提供調(diào)頻服務(wù)時(shí)的綜合調(diào)頻性能指標(biāo)平均值（本次結(jié)算試運(yùn)行暫取1）。
調(diào)頻里程補(bǔ)償費(fèi)用在現(xiàn)貨結(jié)算日期內(nèi)，費(fèi)用由發(fā)電側(cè)市場化主體按上網(wǎng)電量分?jǐn)?，納入月度結(jié)算。
六、其它事項(xiàng)
（一）市場力防控
為避免具有市場力的發(fā)電機(jī)組操縱市場價(jià)格，本次結(jié)算試運(yùn)行開展市場力監(jiān)測與管控。
1.根據(jù)市場供需比，啟動(dòng)市場力緩解機(jī)制
市場力行為監(jiān)測。日前市場出清后，逐時(shí)段計(jì)算市場供需比和價(jià)格情況，初步判斷市場內(nèi)是否存在操縱市場力的行為，并啟動(dòng)市場力行為監(jiān)測，具體標(biāo)準(zhǔn)如下：
表1市場供需比及觸發(fā)市場力監(jiān)管價(jià)格
現(xiàn)貨市場供需比大于等于1.5 1.2-1.5
現(xiàn)貨市場價(jià)格不高于400元/兆瓦時(shí)不高于800元/兆瓦時(shí)
若某時(shí)段達(dá)到啟動(dòng)市場力行為監(jiān)測的情況，對(duì)TOP4發(fā)電集團(tuán)計(jì)算剩余供給指數(shù)（RSI），并對(duì)該發(fā)電集團(tuán)旗下機(jī)組報(bào)價(jià)進(jìn)行檢測，具體計(jì)算公式如下：
發(fā)電集團(tuán)的剩余供給指數(shù)=（所有準(zhǔn)入發(fā)電主體的總發(fā)電容量-該發(fā)電集團(tuán)的發(fā)電容量）/目標(biāo)交易時(shí)段的市場總需求容量。
市場監(jiān)管初期，當(dāng)發(fā)電集團(tuán)的RSI小于1.05，則認(rèn)為該發(fā)電集團(tuán)具有市場力，將該集團(tuán)下的所有機(jī)組高于參考報(bào)價(jià)的報(bào)價(jià)段替換為參考報(bào)價(jià)，重新組織日前市場出清。實(shí)時(shí)市場同樣采用替換后的報(bào)價(jià)出清。本次結(jié)算試運(yùn)行參考報(bào)價(jià)為用燃煤基準(zhǔn)電價(jià)（259.5元/兆瓦時(shí)）的1.2倍（311.4元/兆瓦時(shí)）。
2.價(jià)格修正
為保障現(xiàn)貨市場運(yùn)行初期價(jià)格平穩(wěn)有序，當(dāng)日前或?qū)崟r(shí)市場出清的用戶統(tǒng)一結(jié)算價(jià)加權(quán)平均值超過燃煤基準(zhǔn)電價(jià)（259.5元/兆瓦時(shí)）的150%（389元/兆瓦時(shí)）時(shí)，在結(jié)算環(huán)節(jié)（披露的出清價(jià)格不變），將用戶側(cè)96點(diǎn)統(tǒng)一結(jié)算價(jià)等比例縮小，直至用戶側(cè)96點(diǎn)統(tǒng)一結(jié)算價(jià)算術(shù)平均值等于燃煤基準(zhǔn)電價(jià)的150%，相對(duì)應(yīng)地將發(fā)電側(cè)各節(jié)點(diǎn)96點(diǎn)結(jié)算電價(jià)按相同比例縮?。ㄈ涨啊?shí)時(shí)現(xiàn)貨價(jià)格分別按上述原則進(jìn)行市場價(jià)格修正）。
（二）信息發(fā)布
電力交易機(jī)構(gòu)按規(guī)定及時(shí)向市場主體披露市場運(yùn)營相關(guān)信息，具體按照《電力市場信息披露基本規(guī)則》（國能發(fā)監(jiān)管〔2024〕9號(hào)）要求，依據(jù)電力市場信息披露基本規(guī)則所要求的時(shí)間節(jié)點(diǎn)、披露內(nèi)容以及披露范圍要求，及時(shí)發(fā)布事前市場邊界信息、出清結(jié)果等信息。
（三）風(fēng)險(xiǎn)控制
1.調(diào)度機(jī)構(gòu)要切實(shí)加強(qiáng)調(diào)度運(yùn)行管理，全力保障市場有序出清和電網(wǎng)安全運(yùn)行。當(dāng)市場出清結(jié)果無法滿足電網(wǎng)安全運(yùn)行需要時(shí)，及時(shí)實(shí)施人工干預(yù)保障電網(wǎng)安全運(yùn)行，干預(yù)措施包括但不限于調(diào)整市場出清邊界、調(diào)整市場出清結(jié)果，調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)詳細(xì)記錄事件經(jīng)過、市場干預(yù)調(diào)整情況等。當(dāng)出現(xiàn)氣候異常、自然災(zāi)害、重大電源或電網(wǎng)故障等突發(fā)事件影響電力供應(yīng)或電網(wǎng)安全時(shí)，或技術(shù)支持系統(tǒng)出現(xiàn)異常無法正常開展交易時(shí)，調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)按照“安全第一”的原則處理事故和安排電網(wǎng)運(yùn)行，必要時(shí)先中止現(xiàn)貨市場調(diào)電試運(yùn)行，恢復(fù)常規(guī)調(diào)電方式，相關(guān)情況事后及時(shí)向自治區(qū)發(fā)改委報(bào)備。
2.市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)在結(jié)算試運(yùn)行過程中發(fā)現(xiàn)市場價(jià)格大幅波動(dòng)或部分市場主體出現(xiàn)嚴(yán)重偏離實(shí)際的巨額盈虧，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)經(jīng)報(bào)請(qǐng)自治區(qū)發(fā)展改革委同意后，可中止現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行工作。
七、相關(guān)要求
（一）強(qiáng)化運(yùn)行保障。各相關(guān)單位要高度重視結(jié)算試運(yùn)行工作，全力配合現(xiàn)貨市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)做好現(xiàn)貨市場與生產(chǎn)運(yùn)行的銜接工作，保障電網(wǎng)運(yùn)行安全和市場運(yùn)營平穩(wěn)。
（二）加強(qiáng)分析總結(jié)。現(xiàn)貨市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)要結(jié)合電網(wǎng)負(fù)荷、新能源出力等邊界條件，做好市場出清結(jié)果分析，及時(shí)發(fā)現(xiàn)試運(yùn)行過程中存在的問題并妥善處理，不斷完善市場規(guī)則條款和技術(shù)系統(tǒng)功能。
（三）做好信息報(bào)送?，F(xiàn)貨市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)合理安排人員分工，及時(shí)整理匯總市場出清相關(guān)數(shù)據(jù)，完成市場結(jié)算試運(yùn)行報(bào)告編制和報(bào)送。
（四）嚴(yán)肅調(diào)度紀(jì)律。發(fā)電側(cè)各市場主體結(jié)算試運(yùn)行期間應(yīng)確保在運(yùn)機(jī)組均投入AGC遠(yuǎn)控模式并嚴(yán)格執(zhí)行調(diào)度指令，無故不執(zhí)行調(diào)度指令等行為按照“兩個(gè)細(xì)則”嚴(yán)格考核。
來源：太陽能發(fā)電網(wǎng)
評(píng)論