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基准功率确定:参照《GB/T 37016-2018电力用户需求响应节约电力测量与验证技术要求》计算基准功率曲线。
市场限价:省间调峰辅助服务报价不低于120元/兆瓦时。
市场流程:竞价日(D-1)
①12:00前,新型市场主体完成次日或多日市场信息申报。
②16:00前,相关电力调度机构完成对新型市场主体市场申报数据的校核。
③16:30前,区域电力调度机构组织市场集中出清,形成考虑安全和平衡约束的出清结果。
④形成各新型市场主体次日96点电力计划曲线,并下发执行。
出清结果下发、响应:市场出清结果通过华中电力调峰辅助服务市场技术支持系统、华中电网源网荷储协同互动平台下发,新型市场主体通过本侧终端接收市场出清结果,自主进行市场响应。具备条件的新型市场主体可直接接收华中电网源网荷储协同互动平台APC(自动功率控制)模块下发的基于市场出清结果的控制指令,自动进行市场响应。
调峰辅助服务交易贡献量计算:每15分钟时段参与省间调峰辅助服务交易的贡献量取该时段中标电量与实际响应电量两者中的小值。
交易执行曲线偏差考核:如每15分钟时段参与省间调峰辅助服务交易实际响应量少于对应时段中标量的50%,则该时段新型市场主体省间调峰辅助服务费用不予结算。
调峰交易收支情况:
①省间调峰辅助服务买入省相关发电企业分摊省间调峰售出电量,获取发电收益。
收入费用=日前调峰辅助服务交易电量×日前调峰辅助服务出清电价
②省间调峰辅助服务买入省省级电网企业按照输电价格1收取省间售出电量的输电费用,向参与分摊发电企业支付相应的电费。
收入费用=日前调峰辅助服务交易电量×(日前调峰辅助服务出清电价+输电价格1)
支出费用=日前调峰辅助服务交易电量×日前调峰辅助服务出清电价
③省间调峰辅助服务卖出省省级电网企业以基准电价购入省间调峰电量。
支出费用=日前调峰辅助服务交易电量×基准电价
④区域电网企业按照输电价格2收取转送电量的输电费用,向新型市场主体支付其提供的省间调峰辅助服务费用。
收入费用=日前调峰辅助服务交易电量×基准电价
支出费用=日前调峰辅助服务交易电量×(基准电价-日前调峰辅助服务出清价格-输电价格1-输电价格2)+日前调峰辅助服务交易电量×(日前调峰辅助服务出清价格+输电价格1)
⑤省间调峰辅助服务卖出省相关新型市场主体通过提供省间调峰辅助服务,从相关省间电能量交易中获取价差收益。
收入费用=日前调峰辅助服务交易电量×(基准电价-日前调峰辅助服务出清价格-输电价格1-输电价格2)
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随着碳达峰碳中和战略深入实施,新型电力系统加快建设,电力系统向源网荷储多元互动发展。虚拟电厂作为主要载体形式,能够科学聚合需求侧资源,基于市场价格信号,发挥多向协同、灵活互动优势,为新型电力系统建设提供新技术、新模式、新业态。当前,我国虚拟电厂仍处于发展探索阶段。一方面,亟待建设
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