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全天一条递增的发电量价曲线,最多不超过十段。发电量价曲线由申报的能量价格(元/MWh)与对应的发电容量段(MW)构成;
电厂需物理执行的基础电量下限(MWh);
机组最大、最小技术出力(MW),最小开机时间(小时);机组爬坡速率(MW/min)等。
发电企业在日前省内现货市场中申报的信息,将用于实时省内现货市场,无须再次申报。
③ 出清计算
电力调度机构将次日系统负荷预测曲线、联络线外送计划、各机组报价、机组运行参数、线路运行参数等作为 输入信息,以全网发电成本最小化为 目标,考虑备用需求、断面极限等电网运行约束,以及最大最小出力、爬坡限制等机组运行约束,以及电厂需物理执行的基础电量下限,通过 带安全约束的机组组合程序(Security Constrained Unit Commitment,SCUC)进行市场出
清计算,形成日前开机组合、各机组日前 96 点发电计划曲线。
本质上,机组开停和发电计划曲线取决于包含启动成本和发电成本在内的综合成本。
④ 价格机制
日前省内现货市场以 15 分钟为时间间隔,依据 SCUC 的出清结果,计算每个时间间隔内的边际电价。出清模型具备节点电价计算能力,适时采用分区或节点电价机制。
⑤ 执行要求
日前省内现货市场出清所确定的机组组合,需在次日严格执行。只有出现电网运行事故或较大偏差等特殊情况时,方可变更机组组合,并需向市场公布变更原因。
⑥ 发电调度计划调整
一般情况下,日前市场的发电侧出清结果(包含机组组合和出力计划)即为运行日的发电调度计划。若电网运行边界条件发生变化,且对电网安全稳定运行、电力有序供应和清洁能源消纳造成风险,电力调度机构可根据电网运行的最新边界条件,基于发电机组的日前市场报价,采用安全约束机组组合、安全约束经济调度程序,对运行日的发电调度计划(含机组组合和机组出力计划)进行调整,以保证电网安全运行和电力有序供应,日前市场形成的成交结果和价格不进行调整。
(2 )参与日前省间现货交易
省内现货市场预出清,确定省内机组开机方式和发电预计划,以平衡后的富余发电能力为交易空间,参与日前省间现货交易。
① 日前省间与省内现货市场的 衔接采取 “分别报价、分别出清”的组织方式,在日前省内现货市场预出清结束后,发布各机组次日发电预计划曲线和富余发电能力,作为参与省间现货市场的边界条件。
各机组的日前省内发电计划曲线与省间现货交易增量曲线叠加后,形成各机组的次日发电终计划曲线。
② 交易组织
省间现货市场的交易组织与实施按照《省间电力现货市场设计方案》及配套规则执行。
(3 )参与日前跨省调峰交易
依据《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》,当预计次日山西电网调峰能力不足、新能源消纳困难时,参与日前跨省调峰市场。依据跨省调峰交易成交结果,按时段调增山西外送华北联络线曲线,将新增消纳空间按比例分配至省内新能源发电企业,并更新省内新能源发电终计划曲线。
当预计次日山西电网调峰能力满足新能源消纳需求时,省内火电企业可自主选择参与华北跨省调峰市场,按规则申报向下调峰的分档报价信息,为周边省份提供向下调节服务,并获得相应补偿。依据跨省调峰交易的中标结果,更新省内火电企业的发电终计划曲线。
(4 )实时省内现货交易
电力调度机构依据超短期负荷预测、新能源发电预测,日内省间现货交易结果、日内华北跨省调峰交易结果等,在日前发电终计划的基础上,通过实时现货市场调节省内发用电偏差。
① 边界条件
日前现货交易所形成的机组组合与发电终计划、日内新能源发电的超短期预测出力、日内省间现货交易结果、日内跨省调峰交易结果,原则上作为实时省内现货市场出清的边界条件。
② 交易空间
当实时系统出现正偏差(用电增量或发电缺额)时,根据发电企业在日前现货市场中的报价信息,分时段 由低到高依次 调增在线机组的发电计划。
当实时系统出现负偏差(用电减少或发电富余)时,根据发电企业在日前现货市场中的报价信息,分时段 由高到低依次 调减在线机组的发电计划。
③ 出清模式
电力调度机构将超短期负荷预测、新能源发电预测,日内省间现货交易结果、日内跨省调峰交易结果、各机组日前报价、机组运行参数、线路运行参数等作为 输入信息,以偏差调整成本最小化为目标,考虑备用需求、断面极限等电网运行约束与最大最小出力、爬坡限制等机组运行 约束,通过带安全约束的 经济调度程序(Security Constrained Economic Dispatch,SCED)进行市场滚动出清计算,形成各机组下一个 15 分钟的发电计划与分时电价。
(四)保障新能源优先消纳
初期,新能源机组按照” “报量不报价”的方式参与现货市场。在日前现货市场中,新能源机组申报其次日的预测发电曲线(96点),保障优先出清。
实时现货市场中,电力调度机构将新能源机组的超短期预测出力作为边界条件,优先安排发电。
在结算环节,新能源机组日前申报的预测发电曲线按政府批复价格和中长期交易价格结算。新能源机组的实际发电曲线与日前申报预测发电曲线之间的偏差,按照实时现货市场的价格进行偏差结算。
新能源机组发电预测偏差对电力平衡造成的影响,需承担相应的经济责任。
随着现货市场的不断发展,逐步实现新能源机组按照“报量报价”的方式参与市场。
(五)现货与辅助服务 市场的协调
1. 风火深度调峰市场
现货市场建设初期,保留风火深度调峰市场,以鼓励火电企业进行灵活性改造。
风火深度调峰市场,采用火电企业调峰单向报价机制,分三档报价区间,按照申报价格由低到高的顺序依次调用。
在市场协调方面,风火深度调峰市场与现货市场 联合优化、一体出清。日前现货市场出清计算后,若存在弃风、弃光电量,启动风火深度调峰市场,依据集中竞价交易结果,安排中标火电机组依次深调,新能源机组等比例增发,形成考虑深度调峰交易的日前发电计划曲线。
实时现货市场与风火深度调峰市场的协调方式,与日前保持一致,联合出清后形成考虑深度调峰交易的实时发电计划。执行日后,依据火电机组的实际深调电量和实时深度调峰市场的边际价格进行结算。
在省内调节资源用尽的前提下,组织新能源企业参与华北跨省调峰市场,进一步拓展省内新能源消纳空间。
2. 调频市场
调频市场在机组组合确定后。 单独开展。采取集中竞价的组织方式,确定次日系统所需的调频机组序列。市场初期,因机组控制模式原因,暂定发电机组不能同时参与调频市场和风火深度调峰市场。
(六)价格机制
1. 能量价格机制
省间中长期交易按市场规则确定价格。
省内优先发电电量、基数电量的结算价格按政府批复的上网电价执行。省内直接交易按双方协商确定价格或按市场规则确定价格。
现货市场采用分时电价机制,出清模型具备节点电价计算能力,依据试运行期间电网阻塞情况适时采用分区或节点电价机制。
因电网安全约束、供热需求、政府要求等形成的必开机组,其必开最小出力以下的部分不参与市场定价;必开最小出力之上的发电能力根据发电机组的报价参与优化出清。
2. 市场限价
为保障现货市场的平稳运行,避免市场价格大幅波动,综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素,设置市场申报价格上下限。
(七)计量与结算
1. 计量
参与交易的发电企业的关口计量点,原则上应设在产权分界点,产权分界点无法安装计量装置的,需要考虑相应的变(线)损。所有计量装置按国家有关计量规定和市场规则进行管理和定期校验,并具备分时电力电量的计量能力。
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