浙江結束第一階段電力現(xiàn)貨模擬試運行 看看都做了啥？
作者： 日期： 2019/8/5 11:10:03 來源：48家發(fā)電企業(yè)、8家售電公司、1家電力大用戶參與模擬
第一階段模擬，也就是分時模擬階段，總共完成了浙江浙能樂清發(fā)電有限責任公司、浙江珊溪水利水電開發(fā)股份有限公司等121家市場成員的注冊信息變更。總共完成了9家新市場成員的注冊，其中售電公司8家，電力大用戶1家。
參加第一階段模擬的，共有48家發(fā)電企業(yè)、8家售電公司和1家電力大用戶。48家發(fā)電企業(yè)的156臺（統(tǒng)調(diào)220kv及以上非風光）發(fā)電機組總裝機容量為5804.3萬千瓦時。
模擬運行中，電力交易中心根據(jù)各發(fā)電企業(yè)在2019年實際簽署的基數(shù)合同總電量進行了授權合約的初步分解，在15個現(xiàn)貨交易日內(nèi)，累計分解到時段的授權合約有9291501Mwh，授權合約平均價格為357.1元/Mwh。
6月份的現(xiàn)貨模擬，在3日、10日、17日分別組織開展了周二的日前市場、實時市場和輔助服務市場；7月6—8日、13—15日、20—22日，則重點組織開展了周六、周日和下周一的日前市場、實時市場和輔助服務市場。
6月份的3次模擬試運行，發(fā)電側的申報數(shù)分別為125、147、156，7月份的當日申報率，在省電力調(diào)控中心集中組織下，申報率均達到100%，已實現(xiàn)發(fā)電側全市場主體申報出清。
用戶側申報方面，截至目前，已有浙江大唐能源營銷有限公司、浙江天之江電力有限公司、浙江浙能能源服務有限公司、華潤（浙江）電力銷售有限公司和華能浙江能源銷售有限責任公司等5家售電公司參與現(xiàn)貨申報。
采用雙邊協(xié)商、集中交易、月內(nèi)掛牌等多種交易形式
模擬試運行期間，市場供需整體偏大，平均供需比接近2。
表：第一次模擬試運行期間整體供需關系
第一階段模擬運行，采用了雙邊協(xié)商、集中交易、月內(nèi)掛牌等多種交易類型。
雙邊協(xié)商方面：累計開展2次交易，共有16家市場成員（含售電公司1家參加，共達成交易8家，總計交易電量1267868Mwh，平均交易電價364元/Mwh）。
集中交易方面：累計開展5次交易，共有37家市場成員（含售電公司7家參加，共達成交易92筆，總計交易電量4854374Mwh，平均交易電價325.1元/Mwh）.
月內(nèi)掛牌方面：共有38家市場成員（含售電公司8家）進行了44筆交易（每個工作日9:00—15:00開始），總計成交電量663189Mwh，平均成交電價為369.6元/Mwh，掛出而未成交的電力3965762Mwh。
輔助服務費用和開機補償費用以電費形式提供
模擬試運行以來，日前市場出清總電量62.2億千瓦時（日均5.2億千瓦時），實時市場出清總電量64.9億千瓦時（日均5.4億千瓦時）。
出清價格方面，除7月14日、7月15日實時市場價格偏低外（因低谷時段系統(tǒng)負備用不足，機組進入深度調(diào)峰），其余模擬日價格相對平衡，市場平均價格在240元/Mwh、360元/Mwh之間。
第一階段模擬試運行期間，調(diào)控中心向電力市場交易平臺提供了發(fā)電機在日前、實時市場的出清電價（機端電價）、計量上網(wǎng)電量（到機組）、輔助服務費用和開機補償費用；提供售電公司在日前市場出清電量、負荷側統(tǒng)一的日前、實時市場出清電價，營銷部向電力交易平臺提供了售電公司的模擬下屬零售用戶的合計用電曲線。
上述相關橫向數(shù)據(jù)送到交易平臺后，電力交易平臺在當天即完成了所有日結算依據(jù)的計算和發(fā)布，所有市場成員也對結算依據(jù)確認功能進行了測試，未發(fā)現(xiàn)異常。
數(shù)據(jù)統(tǒng)計，第一階段交易平臺出具結算依據(jù)的市場成員共計56家，其中48家發(fā)電企業(yè)、8家售電公司，1家電力用戶因為首次注冊和系統(tǒng)之間借口磨合的原因，注冊時間較晚，沒有出具結算依據(jù)。
56家市場成員總共出具日結算依據(jù)803份，其中48家發(fā)電企業(yè)結算依據(jù)720份，8家售電公司結算依據(jù)83份；月度結算依據(jù)109份，其中發(fā)電企業(yè)96份，售電公司13份。
7月參與現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組中，共有536臺機組提供了輔助服務，輔助服務總費用為10.09億元，平均每臺機組的費用為188萬元；共有326臺機組收到成本補償，共計補償費用為1.65億元，平均每臺機組的費用為50.8萬元。這些輔助服務費用和機組開機補償費用，從7月1日開始，由調(diào)控中心直接以電費形式提供。
模擬試運行期間，市場出清價格總體較為平穩(wěn)，市場價格變化趨勢與市場供需情況基本吻合。截至目前，現(xiàn)貨市場平均價格低于全省燃煤電廠上網(wǎng)標桿電價，主要由于模擬日浙江省負荷水平不高，電力供需相對寬松。若全省負荷水平進一步提高，預計現(xiàn)貨市場出清價格將會隨之上升。
在第一階段模擬運行期間，各市場主體普遍關注現(xiàn)貨市場成本功能，交易中心表示會在后續(xù)工作中予以重點考慮，著力解決系統(tǒng)負備用不足時，機組深度調(diào)峰等情況下的運行成本補償問題，目前已完成成本補償計算所需各類數(shù)據(jù)的梳理、補償詳細計算方案的制定等開發(fā)工作，預計在第二階段過程中可上線運行。
第二階段模擬8月份開始 引入更多市場主體
按照《方案》對于連續(xù)模擬階段的相關要求，第二階段將引入更多市場主體，放開模擬注冊。售電公司和110kv及以上直接參與批發(fā)市場的用戶可參與模擬注冊。在因特網(wǎng)未開放之前，按照前期已有的模式運行，實現(xiàn)因特網(wǎng)訪問后，則自行登錄網(wǎng)站進行模擬注冊。模擬注冊在每個工作日均開展受理工作。
合約交易模擬方面：
8—9月期間，每月組織雙邊協(xié)商和集中競價交易各1—2次，月內(nèi)掛牌交易在每個工作日9:00—15:00連續(xù)開展，同時在以上模擬交易時段內(nèi)，組織年度集中交易、月度協(xié)商交易、定向掛牌、整體掛牌、單邊報價的電量集中交易等新品種的模擬實驗。
在前一階段授權合約分解的基礎上，每月中旬組織開展授權合約月度電量分解至下一月的30分鐘時段，并同步增加發(fā)電企業(yè)的檢修需求，模擬合約交易及授權合約分解的具體時間以交易公告時間為準。
市場結算模擬方面：
在市場化結算方面，根據(jù)送至電力交易平臺的交易結果及計量數(shù)據(jù)等基礎信息，連續(xù)出具相關日結算依據(jù)、日結算依據(jù)發(fā)布后，請各市場成員在1個工作日內(nèi)進行線上點擊確認，逾期未確認的，系統(tǒng)將默認為自動確認。月結算根據(jù)已確認的日結算依據(jù)匯總后給出。
連續(xù)模擬階段，省電力調(diào)控中心將按日連續(xù)組織開展日前市場、實時市場和輔助服務市場。8月份重點組織分析高溫天、臺風天等不同典型場景的模擬試運行情況。9月份重點模擬不同電力市場運營參數(shù)對電力市場運營的影響。根據(jù)連續(xù)模擬技術支持系統(tǒng)運行情況，及時優(yōu)化技術支持系統(tǒng)，進一步提升系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。
220kv及以上全省統(tǒng)調(diào)發(fā)電廠（不含風電、光伏等非水可再生電源），符合批發(fā)市場準入條件、在交易中心注冊的售電公司和110kv及以上直接參與批發(fā)市場的用戶（以下簡稱“售電公司和批發(fā)市場用戶”）都可以申請參與。
申請通過的市場主體，未實現(xiàn)因特網(wǎng)訪問前，仍應配置登錄電力市場技術支持系統(tǒng)參與模擬運行所需的專用業(yè)務終端，并按照電網(wǎng)公司要求開通能夠訪問電力市場技術支持系統(tǒng)申報與發(fā)布頁面的網(wǎng)絡。實現(xiàn)因特網(wǎng)訪問后，可自主登錄交易中心網(wǎng)站進行現(xiàn)貨申報。
時間安排上，8月5日至8月23日，每周一至周四接收次日數(shù)據(jù)申報，每周五接收后三天（周六、周日和下周一）數(shù)據(jù)申報。9月2日至9月20日，每周一至周四（9月12日除外）接收次日數(shù)據(jù)申報，每周五（9月13日中秋節(jié)除外）接收后三天（周六、周日和下周一）數(shù)據(jù)申報。其中，因法定節(jié)假日原因，9月12日接收后四天（周五、周六、周日和周一）數(shù)據(jù)申報。
連續(xù)模擬階段，以電網(wǎng)實際預測負荷和電網(wǎng)實際運行情況作為邊界條件，按日連續(xù)組織開展日前市場、實時市場和輔助服務市場出清，出清結果不作為實際調(diào)度運行的依據(jù)。發(fā)用電平衡上，8月份迎峰度夏期間，全省統(tǒng)調(diào)最高用電負荷預計為7650萬千瓦，發(fā)用電平衡總體偏緊，考慮到持續(xù)高溫天氣，機組故障等不確定因素，屆時可能出現(xiàn)供電缺口；9月份仍為區(qū)外水電汛期，受電水平依然較高，全省統(tǒng)調(diào)最高用電負荷預計為6700萬千瓦，可能出現(xiàn)電網(wǎng)調(diào)峰問題；重要停電方式上，蘭昇5839（9/16—9/18）、江昇5840（9/20—9/22）雙線輪停，對特高壓蘭江站送出有一定影響；洪明變500千伏‖段母線（9/16—9/21）和洪明變3號主變（9/10—9/27）同停期間，嘉二電廠送出能力下降。
第二階段模擬，日前市場將采用以下運行流程：
信息發(fā)布：日前（D-1日）9:30前，省電力調(diào)控中心向市場主體發(fā)布運行日（D日）的相關信息。
發(fā)電企業(yè)申報：日前（D-1日）10:30前，發(fā)電企業(yè)申報機組參與日前市場的“電力—電價”曲線（申報要求以技術支持系統(tǒng)為準）。
售電公司和批發(fā)市場用戶申報：日前（D-1日）10:30前，售電公司和批發(fā)市場用戶申報運行日（D日）的用電需求曲線（申報要求以技術支持系統(tǒng)為準）。
日前市場和輔助服務市場出清：日前（D-1日）17:00前，省電力調(diào)控中心進行日前市場和輔助服務市場出清。
信息發(fā)布：日前（D-1日）17:00，省電力調(diào)控中心進行日前市場和輔助服務市場出清結果公布。
注：運行日（D日）為實時市場自然日，日前（D-1日）為運行日（D日）前一日。以上流程僅作參考，正式運行流程由規(guī)則確定，模擬試運行的具體時間以實際流程時間為準。
實時市場將采用以下運行流程：
發(fā)電企業(yè)申報：日前（D-1）10:30前，發(fā)電企業(yè)申報機組參與日前市場的“電力—電價”曲線（申報要求以技術支持系統(tǒng)為準，實時市場默認采用日前市場申報數(shù)據(jù)），發(fā)電企業(yè)申報機組參與輔助服務市場的調(diào)頻容量、調(diào)頻容量價格和調(diào)頻歷程價格（申報要求以技術支持系統(tǒng)為準）。
信息發(fā)布：日前（D-1）17:00前，省電力調(diào)控中心向市場主體發(fā)布運行日（D日）的相關信息。
實時市場和輔助服務市場出清：運行日（D日），省電力調(diào)控中心進行實時市場和輔助服務市場出清。
信息發(fā)布：（D+1日），省電力調(diào)控中心進行實時市場和輔助服務市場出清結果發(fā)布。
注：次日（D+1日）為運行日（D日）后一日。以上流程僅作參考，正式運行流程由規(guī)則確定，模擬試運行的具體時間以實際流程時間為準。
