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川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(征求意见稿)发布:省间调峰卖方申报价下限0.12元/千瓦时

北极星售电网  来源:华中能监局    2021/8/2 10:18:39  我要投稿  

北极星售电网讯:北极星售电网获悉,日前华中能源监管局发布《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》,称市场成员包括市场运营机构和市场主体。市场运营机构为电力交易机构和电力调度机构,市场主体包括发电企业、电网企业。市场初期,买方、卖方发电企业申报和摘牌信息由省级调度机构汇集和转发。根据市场开展情况,逐步将储能设施、需求侧资源等纳入辅助服务市场。

卖方省间调峰收益计算公式如下:

卖方省间调峰收益= 单位计费周期内机组交易电量×对应边际出清价格

买方发电企业收益计算公式如下:

买方发电企业收益=省间调峰摘牌价×增发电量

其中,增发电量为省间调峰对应的增发电量,省间调峰摘牌价为根据市场出清价格换算的上网结算价格,计算公式如下:

省间调峰摘牌价=卖方中长期交易合同最高价-调峰卖方出清价-各环节输电价

详情如下:

华中能源监管局关于《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》公开征求意见的公告

为助力成渝地区双城经济圈建设,按照《国家能源局关于印发<2021年能源监管工作要点>的通知》(国能发监管[2021]2号)文件要求,华中能源监管局会同四川能源监管办组织起草了《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》,现向社会公开征求意见。

欢迎有关单位和社会各界人士于2021年8月20日前以电子邮件方式(邮箱:schzj@nea.gov.cn),就《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》提出宝贵意见建议。

感谢您的参与和支持!

附件:川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(征求意见稿)

国家能源局华中监管局

2021年7月28日

附件:川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(征求意见稿).doc

川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则

(征求意见稿)

第一章总 则

第一条为落实《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)及配套文件精神,发挥市场在资源配置中的决定性作用,进一步实现调峰资源跨省互济,促进清洁能源消纳,制定本规则。

第二条本规则依据《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)及相关配套文件、《国家能源局关于印发积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》(国能综监管〔2014〕456号)、《国家能源局关于印发完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案的通知》(国能发监管〔2017〕67 号)以及国家有关规定制定。

第三条本规则适用于四川、重庆两省市间开展的电力调峰辅助服务。

第四条在省级电网出现预测调峰资源不足或者无法完全消纳本省可再生能源时,由市场运营机构及时启动电力调峰市场。

第五条本规则所指电力调峰服务为省间降荷调峰服务。省内调峰资源优先满足省内调峰需求,富余能力参加省间调峰交易。

第六条省间调峰交易主要包括日前和日内市场,后续结合市场发展情况可开展中长期交易。

第七条坚持市场化导向,市场主体自主自愿参与市场,按照“谁提供、谁受益,谁接受、谁承担”的原则,公开、公平、公正运营。

第八条国家能源局华中监管局(以下简称“华中能源监

管局”)会同国家能源局四川监管办公室(以下简称“四川能源监管办”)负责川渝一体化电力调峰辅助服务市场监督和管理,负责监管本规则的实施。

第二章市场成员

第九条市场成员包括市场运营机构和市场主体。市场运营机构为电力交易机构和电力调度机构,市场主体包括发电企业、电网企业。市场初期,买方、卖方发电企业申报和摘牌信息由省级调度机构汇集和转发。根据市场开展情况,逐步将储能设施、需求侧资源等纳入辅助服务市场。

第十条市场主体:

(一)买方:负备用不足省的发电企业。

(二)卖方:调峰资源富余省的单机容量100兆瓦及以上统调燃煤发电企业。

(三)输电方:电网企业。

第十一条电力交易机构的权利和义务:

(一)协同电力调度机构建设和运营川渝一体化电力调峰辅助服务市场。

(二)建设、运行和维护相关交易技术支持系统。

(三)提供市场主体交易注册服务。

(四)负责市场主体交易申报。

(五)提供电力交易结算依据。

(六)按规定披露和提供信息。

(七)向能源监管机构报送市场运行信息。

(八)法律法规及相关市场规则所赋予的其他权利和义务。

第十二条电力调度机构的权利和义务:

(一)会同电力交易机构建设和运营川渝一体化电力调峰辅助服务市场。

(二)建设、运行和维护相关调度技术支持系统。

(三)负责对市场交易进行安全校核。

(四)及时、准确、严格执行市场出清结果。

(五)负责向电力交易机构提供市场出清结果、执行情况等市场交易结算所需信息。

(六)向能源监管机构报送市场运行信息。

(七)法律法规及相关市场规则所规定的其他权利和义务。

第十三条发电企业的权利和义务:

(一)负责建设和维护发电侧终端。

(二)按市场规则参与川渝一体化电力调峰辅助服务市场。

(三)根据市场出清结果履行电力交易合同。

(四)获得公平的输电服务。

(五)按规定提供信息,获得市场交易相关信息。

(六)法律法规及相关市场规则所规定的其他权利和义务。

第十四条电网企业的权利和义务

(一)按照市场规则参与川渝一体化电力调峰辅助服务市场。

(二)为市场主体提供公平的输电服务,按规定收取输电费。

(三)按照结算关系与有关市场主体进行结算。

(四)按规定披露和提供信息。

(五)承担保密义务,不泄露市场信息。

(六)法律法规及相关市场规则所规定的其他权利和义务。

第十五条参与川渝一体化电力调峰辅助服务市场交易的市场主体应具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体,依法取得电力业务许可证(发电类),并在相关电力交易机构注册。

第三章省间调峰交易

第十六条省间调峰交易是指省内火电机组已达到最小运行方式且省内调峰资源用尽后,负备用不足省的发电企业与调峰资源富余省的发电企业之间开展的日前、日内省间交易。

第十七条燃煤发电企业参与省间调峰交易的减发电量视为已发电量,按电价从高到低的顺序依次从中长期合同电量成分中扣除。

第十八条省间调峰交易由买方申报调峰需求,电力不低于5万千瓦。

第十九条卖方申报调峰电价曲线。卖方申报价格为该发电企业参与省间降负荷调峰交易的交易价格。市场运行初期,卖方申报价格下限暂定为0.12元/千瓦时,根据市场运行情况对卖方申报价格下限适时进行调整。

第二十条市场运营初期采用“卖方集中竞价统一边际价格出清、买方摘牌”交易模式,后续结合市场发展,可探索买方挂牌、卖方摘牌以及双方报价、撮合成交等交易模式。

第二十一条“卖方集中竞价统一边际价格出清、买方摘牌”交易机制:

(一)在满足电网安全约束的条件下,以购买调峰服务成本最小为目标,将卖方各时段报价从低到高排序,直至满足该时段调峰需求,形成统一边际预出清价格及中标电力,成交价为最后中标发电企业对应边际出清价。当存在多个发电企业申报价格等于边际出清价时,中标电力按该价格下各发电企业申报电力比例分配。

(二)买方发电企业根据预出清结果按照自愿原则,通过摘牌方式成交,形成最终出清价格及中标电力,当存在多个买方发电企业时按调峰需求比例分配。

第四章日前市场组织流程

第二十二条运行日(D)为执行日前市场交易计划的自然日。竞价日(D-1)为运行日前一日,遇有节假日则提前到节前最后一个工作日。市场主体在竞价日进行申报,并通过日前市场出清形成运行日交易结果。

第二十三条竞价日T-90分钟前(T为交易起始执行时刻,下同),买方根据需要申报全天96点调峰辅助服务需求,并进行合理性校验,保证电网能够安全可靠送出。

第二十四条竞价日T-75分钟前,卖方将在满足省内调峰需求后的富余调峰电力曲线、电价曲线向电力交易机构进行申报。

第二十五条竞价日T-45分钟前,跨省电力调度机构组织市场出清,形成考虑安全约束的出清电力曲线,将出清电力曲线纳入省间联络线日前计划,下发相关省级电力调度机构和直调发电企业。

第二十六条竞价日T-30分钟前,省级电力调度机构根据跨省电力调度机构下发的跨省联络线日前计划、统调发电企业出清结果,编制网内机组日前发电计划。

第二十七条竞价日T-15分钟前,跨省电力调度机构在辅助服务市场技术支持系统发布交易出清全部结果。当存在多个买方发电企业时按调峰需求比例分配。

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