陕西电力现货第三次试运行：新能源报量不报价，现货报价上限750元/MWh，调频里程报价上限15元/MW

　　储能中国网获悉，4月29日，陕西电力交易中心发布关于征求《陕西省电力现货市场第三次结算试运行工作方案》意见建议的通知，并随通知发布6个具体文件，涉及电力现货市场试运行工作方案、计量管理、工作日连续开市及标准能量块交易、调频辅助服务、结算等各个方面。

　　根据通知，此次结算试运行的时间为2024年5月14日-6 月14日，将开展省内现货市场、调频辅助服务市场的交易组织、交易出清、交易执行、交易结算全流程测试。其中：电能量实际结算，调频辅助服务出清结果分阶段组织模拟结算。

　　现货市场申报价格限价范围0-750元/MWh，结算价格限价范围0-750元/MWh。调频辅助服务里程申报价格限价范围0-15元/MW。

　　另外，相较于第二次结算试运行方案，现货市场交易条款进行了一些调整，主要的变化方面包括：新能源报量不报价参与市场，取消新能源二次调整报价的相关条款。

　　市场成员

　　现货市场成员包括各类发电企业、电力用户、售电公司、独立辅助服务供应商和负荷聚合商等，电网企业和市场运营机构。其中，各类统调发电企业(不含自备电厂、水电厂等)、电力用户、售电公司为参与电能量现货交易的市场主体。

　　通知公布了陕西电力现货市场参与名单，其中：发电侧共包含286家市场成员，含38家火电企业、100家风电企业、148家光伏企业;用户侧共包括87家市场成员，含10家批发大用户、77家售电公司。

　　调频辅助服务市场主体包括已取得发电业务许可证的省内发电企业、经市场准入的独立储能电站以及提供综合能源服务的第三方机构。

　　其中提供调频辅助服务的主体：陕西省调直调公用燃煤电厂、独立储能电站以及提供综合能源服务的第三方机构;接受调频辅助服务的主体：造成联络线发生偏差的火电、新能源等发电企业。

　　新能源报量不报价参与现货市场

　　不再进行二次报价

　　对于修订的原因，通知给出了详细的说明，尤其是在新能源的报价方式修订方面。

　　大量新能源企业为主动报价

　　光伏企业报高价导致弃电

　　第二次结算试运行共235家新能源场站以“报量报价”方式参与现货市场竞价出清，实际结算期间日均有67家新能源场站并未主动报价，而是以缺省报价方式参与现货市场，占比达到28.5%。

　　同时，光伏发电企业高价申报情况仍然偏多，实际结算期间光伏发电企日均高价申报容量达到159万千瓦，占到市场化光伏总申报容量的约20%。受此影响，第二次试运期间存在部分新能源场站申报相对较高价格，致使午间新能源大发时段频繁出现低价火电多发压降新能源发电空间、导致高报价新能源弃电的情况，午间时段最大新能源市场化弃电电力接近100万千瓦，对陕西新能源消纳利用带来了不利影响。为全力保障新能源消纳，第三次结算试运行调整新能源场站以“报量不报价”方式参与现货市场。

　　新能源企业二次报价参与度低

　　第三次结算试运行新能源“报量不报价”

　　针对新能源因自身报价原因所产生弃电风险，第二次结算试运行设置实施“二次调价”机制以保障新能源消纳水平，日前现货预出清完成后向新能源主体发布预出清弃电信息，引导新能源场站基于自主自愿原则对自身报价进行二次调整。实际执行过程中新能源主体参与程度较低，日均只有9家新能源场站对自身报价进行二次调整，占比仅8.3%，实际运行环节新能源弃电情况严重。为全力保障新能源消纳，第三次结算试运行调整新能源场站以“报量不报价”方式参与现货市场，移除“二次调价”机制相关内容。

　　现货市场报价0-750元/MWh

　　调频市场里程报价0-15元/MW

　　参与申报的发电侧市场主体应以机组/场站为单位申报机组/场站出力及价格信息，若未按时申报，则以缺省报价信息参与电能量市场出清。

　　售电公司、批发大用户应申报代理用户或自身运行日的用电需求曲线(运行日每小时内的平均用电负荷)，未按时申报时以其中长期分解曲线作为缺省申报。

　　本次结算试运行申报价格的限价范围为0-750元/MWh， 市场主体申报的价格不得超过市场限价。市场结算价格的限价范围为0-750元/MWh。

　　发电侧市场主体(省调直调公用燃煤电厂)以AGC控制单元进行申报，同一家调频辅助服务提供者拥有多个调频单元时， 需分别进行申报。

　　申报内容为调频里程价格，调频里程价格的最小单位为0.1元/MW ，申报价格范围暂定为0-15元/MW。在市场申报关闸前未及时申报的， 按照价格上限15元/MW参与市场出清。

　　调频综合性能k，由调节速率k1、响应时间k2和调节精度k3决定，k的取值上限暂定为2。

　　申报主体的调频容量默认设置为其AGC单元容量的7.5%。独立储能电站、提供综合能源服务的第三方机构等新型调频资源标准调频容量=min(AGC单元标准调节速率×5分钟，系统调频容量需求值的10%)。

　　为防止调频造成系统潮流分布大幅变化影响系统稳定运行，规定：

　　单个发电企业的中标AGC单元调频容量之和不超过调频容量需求值的 20%。

　　单个独立储能电站、提供综合能源服务的第三方机构等新型调频资源的中标AGC单元调频容量之和不超过调频容量需求值的10%。

　　独立储能电站、负荷聚合商、虚拟电厂等新型调频资源中标调频容量之和不超过调频容量总需求的30% 。

　　附件：
 
关于征求《陕西省电力现货市场第三次结算试运行工作方案》意见建议的通知.pdf 
陕西省电力现货市场第三结算试运行工作方案（征求意见稿）.pdf 
附件5陕西省电力市场计量管理实施细则（第三次结算试运行）.pdf 
附件2陕西电力市场工作日连续开市及标准能量块交易实施细则（2024年试行版）.pdf 
附件4陕西省电力调频辅助服务市场交易实施细则（第三次结算试运行）.pdf 
附件3陕西省电力市场结算实施细则（第三次结算试运行）.pdf 
附件1陕西省电力现货市场交易实施细则（第三次结算试运行）.pdf