說電君繼續(xù)講解電力輔助服務市場，本次著重講解試點地區(qū)的交易規(guī)則!

01.試點政策情況

廣東

國家能源局南方監(jiān)管局于2018年8月8日印發(fā)了《廣東調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則(試行)》的通知，該規(guī)則共九章五十五條，分別對市場成員、交易要求、組織實施、考核、結算、信息發(fā)布及市場監(jiān)管等事項進行了明確和界定。調(diào)頻輔助服務試運行及正式結算工作于2018年9月1日正式開始。

安徽

華東能源監(jiān)管局發(fā)布《安徽電力調(diào)峰輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》(征求意見稿)。該規(guī)則指出電力調(diào)峰輔助服務市場包含電儲能調(diào)峰交易，電源側發(fā)電企業(yè)計量出口外的電儲能設施、用戶側的電儲能設施、以及充電功率1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間4小時及以上的獨立電儲能設施均可作為獨立市場主體參與安徽電力調(diào)峰輔助服務市場。意見稿中電力儲能市場交易章節(jié)對電儲能調(diào)峰交易模式、儲能企業(yè)獲得調(diào)峰服務費用等進行了詳細定義。

山東

山東能源建管辦印發(fā)《山東電力輔助服務市場運營規(guī)則 (試行)》規(guī)則中明確電力輔助服務市場的市場主體為山東省級電力調(diào)度機構調(diào)度指揮的并網(wǎng)發(fā)電廠 (包括火電、風電、光伏、核電等),以及送入山東的跨省區(qū)聯(lián)絡線。新建機組滿負荷試運結束后次日零點開始即納入輔助服務管理范圍,火電機組參與范圍為單機容量 10萬千瓦及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質(zhì)發(fā)電機組。

福建

國家能源局福建監(jiān)管辦印發(fā)《福建省電力輔助服務(調(diào)峰)交易規(guī)則(試行)》，規(guī)則與《華東區(qū)域并網(wǎng)機組輔助服務管理實施細則》相銜接，不重復考核或補償，未綱入本規(guī)則的部分，仍按華東區(qū)域“兩個細則”執(zhí)行。逐步擴大電力輔助服務市場化交易，豐富交易內(nèi)容，研究探索現(xiàn)貨市場交易。凡在福建電力交易中心注冊的市場成員均應按要求參加福建電力輔助服務市場交易，包括并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)(火電、水電、風電、光伏、核電等)、擁有自備電廠的企業(yè)、售電企業(yè)、參與市場交易的用戶、儲能等輔助服務提供商。

東北地區(qū)

東北能源監(jiān)管局連續(xù)出臺《東北電力輔助服務市場專項改革試點方案》、《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》(以下分別簡稱《試點方案》、《運營規(guī)則》)，目的是在東北地區(qū)建立電力輔助服務分擔共享市場機制，保障東北電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行，緩解熱、電之間矛盾，促進東北風電、核電等清潔能源消納。東北電力輔助服務市場主要圍繞東北電力最緊缺、最關鍵的調(diào)峰資源，開展多品種、多形式、多主體的輔助服務市場化交易，具體有實時深度調(diào)峰交易?；痣娡C備用交易、可中斷負荷調(diào)峰交易、電儲能調(diào)峰交易、火電應急啟停調(diào)峰交易、跨省調(diào)峰交易、除上述交易品種外，東北電力輔助服務市場還包括抽蓄超額使用有償輔助服務、黑啟動等其他交易品種幾個交易品種。

山西

山西省政策力度較其他地區(qū)來說比較大，發(fā)布了多個文件來鼓勵和引導電力輔助市場。山西能監(jiān)辦先是發(fā)布了《山西省電力輔助服務市場化建設試點方案的通知》，公布了山西省的電力輔助市場規(guī)范及各類制度。之后山西監(jiān)管辦公室下發(fā)了《關于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務有關事項的通知》，通知中明確規(guī)定儲能運營企業(yè)可參與調(diào)峰和調(diào)頻輔助服務，并且電儲能設施可作為參與輔助服務提供及費用結算的主體，電儲能設施獨立并網(wǎng),根據(jù)調(diào)度指令獨立完成輔助服務任務,并單獨計量的運行方式。

02.試點交易規(guī)則

廣東

1、參與條件

(1)位于南方電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)頻控制區(qū)，且按照國家和行業(yè)標準應具備AGC功能的，由省級及以上電力調(diào)度機構調(diào)管的并網(wǎng)發(fā)電單元;允許第三方輔助服務提供者與上述發(fā)電單元聯(lián)合作為調(diào)頻服務提供者;第三方輔助服務提供者指具備提供調(diào)頻服務能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等?，F(xiàn)階段，廣東省內(nèi)抽水蓄能電站、BOT電廠按現(xiàn)行有關規(guī)定提供調(diào)頻服務，不納入廣東調(diào)頻市場補償范圍。

(2)允許由省級及以上電力調(diào)度機構調(diào)管的獨立第三方輔助服務提供者作為調(diào)頻服務提供者，相關實施細則另行制定。

(3)申請作為調(diào)頻服務提供者的市場主體應在電力交易機構進行市場注冊。

2、交易規(guī)則

(1)每日10：00千，電力調(diào)度機構發(fā)布廣東調(diào)頻市場信息，包括但不限于：

①可參與廣東調(diào)頻市場的調(diào)頻服務提供者

②次日24小時各時段調(diào)頻控制去的調(diào)頻容量需求值(MW)及調(diào)頻資源分布區(qū)的調(diào)頻容量需求值(MW)

③里程報價范圍

④申報開始、截止時間

⑤其他要求等

(2)每日10：00-12：00，調(diào)頻服務提供者對次日24個時段進行調(diào)頻里程報價。

(3)每日12：30，電力調(diào)度機構經(jīng)過安全校核后進行日前預出清，結果形成次日發(fā)電計劃的邊界條件，編制次日發(fā)電計劃時應為各時段預出清中標的發(fā)電單元預留調(diào)頻容量

(4)日內(nèi)實時運行中，電力調(diào)度機構根據(jù)系統(tǒng)實際運行情況組織正式出清，正式出清應在實際運行時段起始時間點的30分鐘前完成。

(5)調(diào)頻服務者對發(fā)電單元里程報價設置缺省值，每日相應時段可更新次日調(diào)頻里程申報價格(單位：元/兆瓦)。調(diào)頻里程申報價格設置限制，對于申報價格超出限值范圍的，視為無效申報價格，申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦，廣東電能量現(xiàn)貨市場正式運行前，調(diào)頻里程申報價格上、下限暫定為15元/兆瓦、6元/兆瓦。

(6)補償方式

安徽

1、參與條件

(1)安徽電力調(diào)峰輔助服務市場的主體為安徽電力調(diào)度控制中心調(diào)度管轄的火電廠和水電站、35千伏及以上電壓等級接入的風電場和光伏電站(不包括扶貧光伏)、經(jīng)跨省區(qū)聯(lián)絡線送入安徽消納出力的省外發(fā)電企業(yè)(以下簡稱跨省區(qū)聯(lián)絡線)，以及充電功率1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間4小時及以上的獨立電儲能設施設施能用戶排放少企業(yè)。

(2)新建火電機組完成滿負荷試驗后納入電力調(diào)峰輔助服務市場主體范圍。新建水電站、風電場、光伏電站自首次并網(wǎng)后納入電力調(diào)峰輔助服務市場主體范圍。市場運營較為成熟后，將跨省區(qū)聯(lián)絡線納入市場主體范圍，跨省區(qū)聯(lián)絡線參與調(diào)峰相關規(guī)則按國家能源局相關政策執(zhí)行。抽水蓄能機組暫不納入市場主體范圍，無上網(wǎng)電量的自備電廠暫不納入市場主體范圍，后續(xù)隨國家政策進行調(diào)整完善。

2、交易規(guī)則

(1)安徽深度調(diào)峰交易模式為日前報價、日內(nèi)調(diào)用、實時出清。當電儲能設施企業(yè)如約履行合同時，電網(wǎng)企業(yè)按以下方式計算電儲能設施獲得的調(diào)峰服務費用：電儲能設施獲得的調(diào)峰服務費用=Σ調(diào)用電量×申報價格

(2)調(diào)峰交易采用階梯式、分機組報價，以機組各檔負荷率作為一個報價區(qū)間，隨負荷率降低而增加，其中下一檔報價不得低于上一檔報價。具體負荷率分檔及報價上限見下表。

山東

1、參與條件

山東電力輔助服務市場的市場主體為山東省級電力調(diào)度機構調(diào)度指揮的并網(wǎng)發(fā)電廠 (包括火電、風電、光伏、核電等),以及送入山東的跨省區(qū)聯(lián)絡線。新建機組滿負荷試運結束后次日零點開始即納入輔助服務管理范圍,火電機組參與范圍為單機容量 10萬千瓦及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質(zhì)發(fā)電機組。

2、交易規(guī)則

(1)調(diào)峰交易采用“ 階梯式 ” 報價方式和價格機制,發(fā) 電企業(yè)在不同時期分檔浮動報價 (由 第一檔至深度調(diào)峰最小維持出力檔必須連續(xù)遞增報價,深度調(diào)峰最小維持出力檔以下可單獨進行停機調(diào)峰報價 ),具體分檔及報價格式見下表：

(2)因電網(wǎng)需要運行機組被調(diào)用參與應急停機調(diào)峰時,24小時內(nèi)開機的給予調(diào)峰補償,調(diào)峰電量計算時長按其實際停機時長計算。因電網(wǎng)約束停機機組不參與補償和分攤。

(3)AGC輔助服務補償按機組為單位計量、結算, 補償費用按日統(tǒng)計,按月結算。

福建

1、參與條件

凡在福建電力交易中心注冊的市場成員均應按要求參加福建電力輔助服務市場交易，包括并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)(火電、水電、風電、光伏、核電等)、擁有自備電廠的企業(yè)、售電企業(yè)、參與市場交易的用戶、儲能等輔助服務提供商。

2、交易規(guī)則

(1)市場初期，按照“日前報價，實時出清”的交易機制，機組單位計費周期內(nèi)結算價格為其相對基準符合下調(diào)功率未發(fā)電區(qū)間內(nèi)的報價。

(2)發(fā)電企業(yè)以機組有償調(diào)峰基準負荷率為起點，采用下調(diào)容量比率形式報價。一下調(diào)機組5%的額定容量比率作為一個報價區(qū)間，隨調(diào)峰深度增加依次遞增報價，下調(diào)容量比率對應的申報價格上限詳見下表。參與報價的電廠按機組報價，每臺機組的下調(diào)功率應報至最小技術出力為止。

(3)全網(wǎng)機組深度調(diào)峰服務費的計算公式如下

全網(wǎng)機組深度調(diào)峰服務費=K x Σ(機組各分段區(qū)間對應深度調(diào)峰電量與中標價格乘積的合計數(shù))

其中，深度調(diào)峰電量為機組主動調(diào)減處理至負荷率小于有償調(diào)峰基準時形成的未發(fā)電量。為合理調(diào)控機組深度調(diào)峰服務費總盤子范圍，設置調(diào)節(jié)系數(shù)K。取值范圍0-2，在市場初期K暫取1。

東北地區(qū)

1、參與條件

山東電力輔助服務市場的市場主體為東北地區(qū)省級及以上電力調(diào)度機構調(diào)度指揮的并網(wǎng)發(fā)電廠(包括火電、風電、光伏、核電、抽水蓄能電廠)，以及經(jīng)市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。新建機組試運期結束后即納入輔助服務管理范圍，火電機組參與范圍為單機容量10萬千瓦及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質(zhì)發(fā)電機組。

2、交易規(guī)則

(1)火電廠有償調(diào)峰基準

(2)東北調(diào)峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發(fā)電企業(yè)在不同時期分兩檔浮動報價，具體見下表

(3)火電廠獲得補償費用根據(jù)開機機組不同時段調(diào)峰深度所對應的兩檔階梯電價進行統(tǒng)計，計算方式如下：

火電廠實時深度調(diào)峰獲得費用=

(4)在供熱期如火電廠機組運行臺數(shù)超過核定的最小運行方式開機臺數(shù)時，火電廠獲得調(diào)峰補償費用減半，按補償費用的50%折算后結算

(5)承擔供熱的以及開展重大技術改造的火電廠，機組頂尖峰能力由電力調(diào)度機構進行認定，尖峰時段全廠機組出力累加達不到合計機組名牌容量80%的，火電廠獲得補償費用減半。

(6)對實時深度調(diào)峰與跨省調(diào)峰應承擔費用之和設置支付上限，上限標準與原實時深度調(diào)峰上限相同。

山西

1、參與條件(調(diào)峰市場和調(diào)頻市場)

山西調(diào)頻輔助服務市場主體需具備自動發(fā)電控制裝置(AGC)的統(tǒng)調(diào)火電機組與滿足相應技術標準的新能源機組、電儲能設備運營方、售電企業(yè)、電力用戶等。

電力調(diào)度機構事后統(tǒng)計各調(diào)頻輔助服務供應商的歷史平均調(diào)頻性能指標，當其低于限值時不予調(diào)用，待符合標準后方可再次進入調(diào)頻輔助服務市場。

2、交易規(guī)則

(一)調(diào)頻市場

(1)山西省電力調(diào)頻輔助服務市場采用集中競價、邊際出清、統(tǒng)一價格的方式組織。調(diào)頻輔助服務市場建立初期，原則上每周組織一次。

(2)調(diào)頻輔助服務供應商申報調(diào)頻輔助服務資源需包括可用調(diào)頻容量(單位為MW)和調(diào)頻報價(單位為元/MW)兩部分信息。調(diào)頻報價的范圍暫定為12-20元/MW。各供應商的調(diào)頻報價需經(jīng)電力調(diào)度機構、電力交易機構對其歷史平均調(diào)頻性能指標調(diào)整后，方可作為市場出清的排序依據(jù)。調(diào)頻性能指標的調(diào)整因子λKp1需折算到0-1之間，折算公式為：

(3)調(diào)頻輔助服務市場的結算包括服務收益和費用分攤兩部分。中標的供應商在提供服務以后，可獲得相應的服務收益。計算公式為：

調(diào)頻輔助服務收益=事后的調(diào)節(jié)深度×性能指標×當日調(diào)頻市場出清邊際價格

(二)調(diào)峰市場

(1)組織實時深度調(diào)峰交易采用雙向報價、集中競爭、滾動出清、統(tǒng)一價格結算的方式。.

(2)在一個統(tǒng)計周期內(nèi)，火電企業(yè)兩次及以上出力大于其申報深度調(diào)峰能力的50%，或少發(fā)電量大于其申報電量的10%時，認為其提供深度調(diào)峰輔助服務失敗，可及時中止調(diào)峰輔助服務交易，已發(fā)生的深度調(diào)峰電量不予補償。

(3)市場運營機構按以下方式計算各市場主體的結算費用：

需求側響應用戶或售電企業(yè)獲得的輔助服務費用=Σ交易電量×成交價格

可再生能源發(fā)電機組支付的費用=Σ交易電量×成交價格

03.對現(xiàn)貨市場的意義和影響

當前我國電力輔助服務市場還在逐步探索中，定價、交易機制還不完善，很多企業(yè)存在觀望情緒。現(xiàn)貨市場又是電力輔助服務市場建設的基礎。在沒有現(xiàn)貨市場情況下，輔助服務機制不健全，難以量化機會成本。輔助服務市場不完善，儲能行業(yè)很難良性發(fā)展。

2017年以來我國各省區(qū)都在積極推進輔助服務市場建設。根據(jù)2017年11月國家能源局發(fā)布《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》，我國電力輔助服務補償(市場)工作分三個階段實施，第一階段(2017年～2018年)：完善現(xiàn)有相關規(guī)則條款，落實現(xiàn)行相關文件有關要求，強化監(jiān)督檢查，確保公正公平。第二階段(2018年～2019年)：探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。第三階段(2019年～2020年)：配合現(xiàn)貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。

必須堅持市場化改革，總結完善相關規(guī)范，進一步促進電力資源優(yōu)化配置。為了應對當前電網(wǎng)輔助服務的缺口，建立一個公平透明、競爭有序的市場化輔助服務共享和分擔機制是十分有必要的。隨著電力輔助服務試點范圍不斷擴大，公平透明、競爭有序的市場化輔助服務共享和分擔機制正在形成，儲能設備、需求側資源、第三方被鼓勵參與提供電力輔助服務，給新能源消納、電力市場交易、新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶來利好。