安徽現(xiàn)貨規(guī)則：獨立儲能“報量報價”或“自調(diào)度”參與
光伏產(chǎn)業(yè)網(wǎng)訊
發(fā)布日期：2025-05-28
核心提示：
安徽現(xiàn)貨規(guī)則：獨立儲能“報量報價”或“自調(diào)度”參與
近日，安徽電力交易中心轉(zhuǎn)發(fā)安徽電力調(diào)度控制中心關于征求《安徽電力現(xiàn)貨電能量市場交易實施細則》、《安徽電力現(xiàn)貨市場結(jié)算實施細則》（結(jié)算試運行第5.2版）意見的通知。
細則文件明確了獨立儲能、虛擬電廠參與電力現(xiàn)貨市場的機制；新能源參與電力現(xiàn)貨市場的機制；市場化用戶參與現(xiàn)貨市場的機制等。
獨立儲能、虛擬電廠參與電力現(xiàn)貨市場的機制：
獨立儲能、虛擬電廠以“報量報價”或“自調(diào)度”參與現(xiàn)貨市場。初期，獨立主體參與申報的主體為省調(diào)管轄，后期逐步擴大范圍；虛擬電廠參與申報的主體僅考慮調(diào)節(jié)能力1萬千瓦及以上的發(fā)電型虛擬電廠。
獨立儲能報量報價參與市場出清，不參與市場定價，中標時段接受市場價格。若未按時申報，則按照缺省值進行市場出清。
獨立儲能申報時，充電工況最多申報4段，價格單調(diào)非遞增，每段需申報出力區(qū)間起點（MW）、終點（MW）以及該區(qū)間價格（元/MWh）；放電工況最多申報4段，價格單調(diào)非遞減，每段需申報出力區(qū)間起點（MW）、終點（MW）以及該區(qū)間價格（元/MWh），以及充放電上、下限和存儲電量初始狀態(tài)（SOC）等。每段報價的長度不低于最大出力的20%，各報價段的起點必須為上一報價段的終點。每段報價的電能量價格均不能超過申報價格的上限、下限，申報的放電價格須大于充電價格。
虛擬電廠申報時，最多申報10段，每段需申報出力區(qū)間起點（MW）、終點（MW）以及該區(qū)間價格（元/MWh）。每段報價的長度不能低于最大與最小出力之差的10%。每段報價的電能量價格均不能超過申報價格的上限、下限。
參與現(xiàn)貨市場的獨立儲能及虛擬電廠，在實時市場中原則上按照日前發(fā)電計劃執(zhí)行，在滿足電網(wǎng)安全的基礎上優(yōu)先出清，接受現(xiàn)貨市場價格。實時市場中，為保障電網(wǎng)安全和電力平衡，電力調(diào)度機構(gòu)可改變獨立儲能及虛擬電廠在日前市場已中標的充放電計劃（包括充放電時間、充放電電力），但應做好記錄并按規(guī)定披露相關信息。
參與現(xiàn)貨市場的獨立儲能充、放電價格采用所在節(jié)點電價，參照市場化機組結(jié)算。
獨立儲能及虛擬電廠可選擇參與現(xiàn)貨電能量市場或調(diào)頻輔助服務市場。若現(xiàn)貨日前市場未中標，可參加次日調(diào)頻市場；若現(xiàn)貨日前市場中標，不可參加次日調(diào)頻市場。
市場電能量申報價格上限：800元/MWh；下限：0元/MWh（精確到小數(shù)點后2位）。具體市場運行參數(shù)如下表：
新能源參與電力現(xiàn)貨市場機制：
新能源場站“報量報價”（具備獨立的AGC控制功能）或“報量不報價”（不具備獨立的AGC控制功能）參與現(xiàn)貨市場。參與申報的主體為平價新能源場站（特指風電、光伏），初期為總裝機3萬千瓦及以上，后期逐步擴大范圍。
新能源機組中長期合約電量按中長期合約價格結(jié)算，并結(jié)算所在節(jié)點與中長期結(jié)算參考點的現(xiàn)貨價格差值；市場初期，中長期合約未覆蓋實際上網(wǎng)電量的偏差電量，其中α%視為保障電量，保障電量按保障價格結(jié)算；日前市場出清電量與中長期合約電量或保障電量的偏差，按照機組所在節(jié)點日前市場出清電價結(jié)算；上網(wǎng)電量與日前市場出清電量的偏差按照機組所在節(jié)點實時市場出清電價結(jié)算。新能源綠電合約的電能量部分視為中長期合約。
其中，新能源保障電量的比例α%暫定為80%，保障電價暫定為燃煤基準電價。
另外，電力現(xiàn)貨市場建設初期，新能源日前偏差超出允許偏差范圍的，將新能源允許偏差外的價差收益回收。新能源機組分時回收費用不超過該時段電能量電費?？紤]新能源出力較低時預測偏差較大，當該時段實際出力平均值小于等于裝機容量的10%時，相應放寬超額獲利回收的約束比例。
電力用戶參與電力現(xiàn)貨市場機制：
參與電力市場的用戶包括直接參與批發(fā)市場的電力用戶（包括售電公司）和通過售電公司代理參與批發(fā)市場交易的電力用戶。市場用戶及電網(wǎng)代理工商業(yè)購電“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場。
日前申報電量與中長期合約電量的偏差按照用戶側(cè)日前市場統(tǒng)一結(jié)算點電價結(jié)算，實際用電量與日前申報電量的偏差按照用戶側(cè)實時市場統(tǒng)一結(jié)算點電價結(jié)算。
各類市場的融合機制：
另外，《兩細則》中對不同市場的銜接機制有進行了規(guī)定。包括 省內(nèi)現(xiàn)貨市場與省內(nèi)中長期市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與省間現(xiàn)貨市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與華東輔助服務市場、長三角互濟市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)峰輔助服務市場融合；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與綠電市場的銜接。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與華東輔助服務市場、長三角互濟市場的銜接方面，省間現(xiàn)貨市場出清后，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)出清結(jié)果及電力預平衡裕度組織市場主體參加華東輔助服務市場、長三角互濟市場。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務市場的銜接方面，現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務市場聯(lián)合運行、順次出清。獨立儲能及虛擬電廠現(xiàn)貨電能量市場、調(diào)頻輔助服務市場二選一。若現(xiàn)貨日前市場未中標，可參加次日調(diào)頻市場；若現(xiàn)貨日前市場中標，不可參加次日調(diào)頻市場。安徽調(diào)頻輔助服務的結(jié)算按照《安徽電力調(diào)頻輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》相關規(guī)定執(zhí)行。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)峰輔助服務市場融合方面，省內(nèi)現(xiàn)貨市場運行期間，安徽調(diào)峰輔助服務市場與現(xiàn)貨電能量市場按融合方式執(zhí)行。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與綠電市場的銜接方面，綠色電力交易的電能量部分暫視作一般中長期合約。有綠電合約的新能源場站，其綠電合約的電能量部分曲線，按照雙方自行約定分解形成；若未約定，按照風光典型曲線分解。
細則文件明確了獨立儲能、虛擬電廠參與電力現(xiàn)貨市場的機制；新能源參與電力現(xiàn)貨市場的機制；市場化用戶參與現(xiàn)貨市場的機制等。
獨立儲能、虛擬電廠參與電力現(xiàn)貨市場的機制：
獨立儲能、虛擬電廠以“報量報價”或“自調(diào)度”參與現(xiàn)貨市場。初期，獨立主體參與申報的主體為省調(diào)管轄，后期逐步擴大范圍；虛擬電廠參與申報的主體僅考慮調(diào)節(jié)能力1萬千瓦及以上的發(fā)電型虛擬電廠。
獨立儲能報量報價參與市場出清，不參與市場定價，中標時段接受市場價格。若未按時申報，則按照缺省值進行市場出清。
獨立儲能申報時，充電工況最多申報4段，價格單調(diào)非遞增，每段需申報出力區(qū)間起點（MW）、終點（MW）以及該區(qū)間價格（元/MWh）；放電工況最多申報4段，價格單調(diào)非遞減，每段需申報出力區(qū)間起點（MW）、終點（MW）以及該區(qū)間價格（元/MWh），以及充放電上、下限和存儲電量初始狀態(tài)（SOC）等。每段報價的長度不低于最大出力的20%，各報價段的起點必須為上一報價段的終點。每段報價的電能量價格均不能超過申報價格的上限、下限，申報的放電價格須大于充電價格。
虛擬電廠申報時，最多申報10段，每段需申報出力區(qū)間起點（MW）、終點（MW）以及該區(qū)間價格（元/MWh）。每段報價的長度不能低于最大與最小出力之差的10%。每段報價的電能量價格均不能超過申報價格的上限、下限。
參與現(xiàn)貨市場的獨立儲能及虛擬電廠，在實時市場中原則上按照日前發(fā)電計劃執(zhí)行，在滿足電網(wǎng)安全的基礎上優(yōu)先出清，接受現(xiàn)貨市場價格。實時市場中，為保障電網(wǎng)安全和電力平衡，電力調(diào)度機構(gòu)可改變獨立儲能及虛擬電廠在日前市場已中標的充放電計劃（包括充放電時間、充放電電力），但應做好記錄并按規(guī)定披露相關信息。
參與現(xiàn)貨市場的獨立儲能充、放電價格采用所在節(jié)點電價，參照市場化機組結(jié)算。
獨立儲能及虛擬電廠可選擇參與現(xiàn)貨電能量市場或調(diào)頻輔助服務市場。若現(xiàn)貨日前市場未中標，可參加次日調(diào)頻市場；若現(xiàn)貨日前市場中標，不可參加次日調(diào)頻市場。
市場電能量申報價格上限：800元/MWh；下限：0元/MWh（精確到小數(shù)點后2位）。具體市場運行參數(shù)如下表：
新能源參與電力現(xiàn)貨市場機制：
新能源場站“報量報價”（具備獨立的AGC控制功能）或“報量不報價”（不具備獨立的AGC控制功能）參與現(xiàn)貨市場。參與申報的主體為平價新能源場站（特指風電、光伏），初期為總裝機3萬千瓦及以上，后期逐步擴大范圍。
新能源機組中長期合約電量按中長期合約價格結(jié)算，并結(jié)算所在節(jié)點與中長期結(jié)算參考點的現(xiàn)貨價格差值；市場初期，中長期合約未覆蓋實際上網(wǎng)電量的偏差電量，其中α%視為保障電量，保障電量按保障價格結(jié)算；日前市場出清電量與中長期合約電量或保障電量的偏差，按照機組所在節(jié)點日前市場出清電價結(jié)算；上網(wǎng)電量與日前市場出清電量的偏差按照機組所在節(jié)點實時市場出清電價結(jié)算。新能源綠電合約的電能量部分視為中長期合約。
其中，新能源保障電量的比例α%暫定為80%，保障電價暫定為燃煤基準電價。
另外，電力現(xiàn)貨市場建設初期，新能源日前偏差超出允許偏差范圍的，將新能源允許偏差外的價差收益回收。新能源機組分時回收費用不超過該時段電能量電費?？紤]新能源出力較低時預測偏差較大，當該時段實際出力平均值小于等于裝機容量的10%時，相應放寬超額獲利回收的約束比例。
電力用戶參與電力現(xiàn)貨市場機制：
參與電力市場的用戶包括直接參與批發(fā)市場的電力用戶（包括售電公司）和通過售電公司代理參與批發(fā)市場交易的電力用戶。市場用戶及電網(wǎng)代理工商業(yè)購電“報量不報價”參與現(xiàn)貨市場。
日前申報電量與中長期合約電量的偏差按照用戶側(cè)日前市場統(tǒng)一結(jié)算點電價結(jié)算，實際用電量與日前申報電量的偏差按照用戶側(cè)實時市場統(tǒng)一結(jié)算點電價結(jié)算。
各類市場的融合機制：
另外，《兩細則》中對不同市場的銜接機制有進行了規(guī)定。包括 省內(nèi)現(xiàn)貨市場與省內(nèi)中長期市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與省間現(xiàn)貨市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與華東輔助服務市場、長三角互濟市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務市場的銜接；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)峰輔助服務市場融合；省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與綠電市場的銜接。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與華東輔助服務市場、長三角互濟市場的銜接方面，省間現(xiàn)貨市場出清后，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)出清結(jié)果及電力預平衡裕度組織市場主體參加華東輔助服務市場、長三角互濟市場。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務市場的銜接方面，現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)頻輔助服務市場聯(lián)合運行、順次出清。獨立儲能及虛擬電廠現(xiàn)貨電能量市場、調(diào)頻輔助服務市場二選一。若現(xiàn)貨日前市場未中標，可參加次日調(diào)頻市場；若現(xiàn)貨日前市場中標，不可參加次日調(diào)頻市場。安徽調(diào)頻輔助服務的結(jié)算按照《安徽電力調(diào)頻輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》相關規(guī)定執(zhí)行。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與安徽調(diào)峰輔助服務市場融合方面，省內(nèi)現(xiàn)貨市場運行期間，安徽調(diào)峰輔助服務市場與現(xiàn)貨電能量市場按融合方式執(zhí)行。
在省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場與綠電市場的銜接方面，綠色電力交易的電能量部分暫視作一般中長期合約。有綠電合約的新能源場站，其綠電合約的電能量部分曲線，按照雙方自行約定分解形成；若未約定，按照風光典型曲線分解。