中國儲能網(wǎng)訊：近日，浙江省發(fā)展改革委、省能源局、浙江能源監(jiān)管辦印發(fā)《浙江電力現(xiàn)貨市場運行方案》。
關于參與范圍，全省統(tǒng)調(diào)煤電和非統(tǒng)調(diào)煤電，統(tǒng)調(diào)水電、核電、風電、光伏發(fā)電、抽蓄電站及全體工商業(yè)用戶參與現(xiàn)貨市場運行，適時探索引入電網(wǎng)側(cè)儲能、虛擬電廠等新型主體參與。其中，緊水灘電廠參與申報、出清和調(diào)電，不參與結(jié)算。統(tǒng)調(diào)燃氣機組參與模擬申報，不參與出清、調(diào)電和結(jié)算。
關于各主體參與方式，申報截止時間前，各經(jīng)營主體須通過電力市場交易平臺完成運行日電能量市場交易申報。經(jīng)營主體遲報、漏報或不報者默認 采用常設報價（若發(fā)電企業(yè)未設置常設報價則將全容量對應的價格置為現(xiàn)貨市場申報價格下限，若售電公司或批發(fā)用戶未設置常設申報則將常設申報置為0）作為申報信息。
發(fā)電側(cè)：
1.統(tǒng)調(diào)煤電機組：正常參與市場申報和出清。D-1日申報10段電能申報，申報和出清電價包含環(huán)保和超低排放電價。啟動、空載、電能成本按照附件2確定。調(diào)頻申報包括調(diào)頻容量申報和調(diào)頻里程價格申報。
2.統(tǒng)調(diào)風電、光伏發(fā)電：以場站為單位參與市場申報和出清。多個法人一個調(diào)度對象的新能源場站，按調(diào)度對象參與市場申報和出清。D-1日申報10段電能申報，并申報運行日（D）96點（每15分鐘短期功率預測曲線。在滿足系統(tǒng)安全的基礎上，新能源場站短期功率預測曲線以內(nèi)部分根據(jù)其申報價格參與日前市場出清。新能源超短期功率預測曲線以內(nèi)部分根據(jù)其申報價格參與實時市場出清，新能源超短期功率預測曲線考慮新能源場站上送的可用功率形成。
3.政府批準的熱電聯(lián)產(chǎn)機組、統(tǒng)調(diào)水電機組、統(tǒng)調(diào)核電機組、非統(tǒng)調(diào)煤電電廠、抽蓄電站：以自計劃方式參與市場，D-2日16:00前提交交易日（D）出力曲線，不參與市場定價，不給予成本補償，機組組合和出力曲線作為日前市場事前信息發(fā)布。其中，非統(tǒng)調(diào)煤電電廠以廠站為單位，以全廠上網(wǎng)電量為基準進行申報。
用電側(cè)：
1.批發(fā)用戶、售電公司：以報量不報價方式參與申報和出清，D-1日申報交易日（D）用電需求曲線，即運行日每半小時內(nèi)的用電負荷，每日各時段申報電力不超過其代理用戶報裝容量之和。
2.其他電力用戶：零售用戶由售電公司申報用電需求曲線，不再單獨申報。代理購電用戶由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)實際預測情況申報用電需求曲線，即運行日每半小時內(nèi)的用電負荷，電網(wǎng)企業(yè)應在競價日申報截止時間前向電力交易平臺推送代理工商業(yè)用戶運行日的用電需求曲線，需求曲線可參考歷史相似日同時段平均電量形成，曲線形成方式應向能源主管部門和監(jiān)管部門報備并適時公布。電網(wǎng)企業(yè)應定期預測居民、農(nóng)業(yè)用電量及典型負荷曲線。
現(xiàn)貨市場采用“日清月結(jié)”的結(jié)算模式。初期，暫以現(xiàn)貨市場統(tǒng)調(diào)發(fā)電側(cè)月度平均電能量價格（含現(xiàn)貨日前和實時市場電能量電費、政府授權合約差價電費，不含市場化合約差價電費）作為二級限價監(jiān)測值。觸發(fā)二級限價時（監(jiān)測值高于觸發(fā)值），同比例調(diào)整全月的日前市場和實時市場出清價格，直至監(jiān)測值不高于二級限價觸發(fā)值。根據(jù)調(diào)整后的價格開展日前和實時電能電費、中長期合約差價電費、運行成本補償、超額獲利回收、日前實時偏差收益回收等各項結(jié)算。
為保障市場價格平穩(wěn)有序，現(xiàn)貨市場運行期間設置價格申報和出清上、下限。其中，市場申報價格上、下限分別建議為800元/兆瓦時和-200元/兆瓦時，市場出清價格上、下限分別建議為1200元/兆瓦時和-200元/兆瓦時。輔助服務市場調(diào)頻里程申報、出清價格上、下限分別為15元/兆瓦和0 元/兆瓦。M月現(xiàn)貨市場二級限價觸發(fā)值根據(jù)統(tǒng)調(diào)燃煤電廠電煤到廠均價確定，具體按季度通知明確。
