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川渝调峰辅助服务:10MW/2h以上独立储能报量报价参与
作者: 来源: 发布时间:2024-05-07 09:51:45 阅读次数:893

近日,国家能源局华中监管局发布关于公开征求《川渝一体化电力调峰辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》意见的通知。


规则指出:在川渝区域内,当省(市)内调峰资源无法满足该省(市)调峰需求时,以市场化方式开展的调峰资源跨省(市)调用,通过调整省间联络线电力计划的方式实现。目前,该规则适用四川、重庆区域,条件成熟时将西藏电网纳入。


10MW/2h以上的独立储能,可为系统提供服务,并申报交易时段、交易电力、交易价格等。


明确储能等新型主体作为市场主体参与调峰

此次规则征求意见稿,进一步扩大了参与川渝电力调峰辅助服务市场的市场主体范围。统筹兼顾了电网调节性资源需求以及储能、抽蓄和负荷侧调节资源等新型市场主体自身特性。


川渝一体化电力调峰辅助服务市场服务提供方、服务需求方、输电方如下:


服务提供方:调峰资源富余省的单机容量100MW及以上的统调并网燃煤火电机组、10MW/2h及以上的统调并网独立储能、单机容量10MW及以上的统调并网抽水蓄能电站,已完成电力市场注册的虚拟电厂、负荷聚合商等负荷侧调节资源。


服务需求方:调峰资源不足省的水电、风电、光伏发

电单元。


输电方:电网企业。


独立储能申报时段/电力/价格等


市场运营机构组织市场主体进行市场申报和出清。


服务提供方申报信息为川渝调峰市场所产生的跨省交易电量在服务提供方省(电量购入省)的落地电力和价格。


服务需求方申报信息为川渝调峰市场所产生的跨省交易电量在服务需求方省(电量送出省)的上网电力和价格。


服务提供方中,独立储能根据省内调度计划,申报可交易时段、可交易时段的增加充电电力和交易价格、充放电容量、最大充放电功率等。按照价格非递增原则逐区间申报(最多5个区间),形成“电力-价格”曲线


服务需求方根据自身发电需求,申报其对应到每个交易时段的交易电力和交易价格,按照价格非递减原则逐区间申报(最多5个区间),形成“电力-价格”曲线。


两阶段组织出清


为最大程度减少清洁能源弃电风险,促进清洁能源充分消纳,此次规则征求意见稿规定,市场组织采用双边报价和摘牌交易相结合的两阶段出清机制。若第一阶段成交量无法满足省(市)全部调峰需求,则剩余的省(市)调峰需求参与第二阶段交易。


服务提供方仅在第一阶段申报一次“电力-价格”曲线,用于两个阶段的市场出清:


第一阶段交易机制采用 双边报价、统一边际出清方式开展。


第二阶段交易采用服务提供方集中竞价统一边际价格出清、服务需求方摘牌交易机制。


独立储能支出、收入计算


独立储能支付费用=∑出清中标充电电量 × (出清价格+ 省间输电价格+服务需求方省级电网企业输电价格)。由提供调峰辅助服务的独立储能向所在省(市)电网企业支付。


独立储能中标后,其出清中标充电电量对应的放电量、放电时段及放电价格,由所在省(市)调度机构根据有关政策和规则另行组织,并结算对应的省内电能量费用。


独立储能收入费用=∑(出清中标充电电量 × 充放电效率 × 放电价格)-支付费用。


若调峰机组同时参与且中标省内调峰市场、川渝调峰市场,其省内调峰补偿费用结算时应当扣除在川渝调峰市场的中标电量。


通知原文如下:

国家能源局华中监管局关于公开征求《川渝一体化电力调峰辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》意见的通知


为贯彻落实长江经济带高质量发展、长江中游城市群发展规划、成渝地区双城经济圈等重大国家战略,深化华中区域省间电力中长期交易,依法维护电力市场成员的合法权益,推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设,根据《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)及其配套文件、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号)、《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9号)等文件和有关法律、法规,华中能源监管局组织起草了《华中区域省间电力中长期交易规则(征求意见稿)》,现面向社会公开征求意见。


此次征求意见的时间为2024年4月30日至2024年5月31日。如有反馈意见,请将有关意见以电子邮件形式发至schzj@nea.gov.cn。


感谢您的参与和支持!


附件1:华中区域省间电力中长期交易规则(征求意见稿)


附件2:关于《华中区域省间电力中长期交易规则(征求意见稿)》的编制说明