說電君繼續講解電力輔助服務市場，本次著重講解試點地區的交易規則!

01.試點政策情況

廣東

國家能源局南方監管局于2018年8月8日印發了《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》的通知，該規則共九章五十五條，分別對市場成員、交易要求、組織實施、考核、結算、信息發布及市場監管等事項進行了明確和界定。調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

華東能源監管局發布《安徽電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)》(征求意見稿)。該規則指出電力調峰輔助服務市場包含電儲能調峰交易，電源側發電企業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峰輔助服務市場。意見稿中電力儲能市場交易章節對電儲能調峰交易模式、儲能企業獲得調峰服務費用等進行了詳細定義。

山東

山東能源建管辦印發《山東電力輔助服務市場運營規則 (試行)》規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度機構調度指揮的并網發電廠 (包括火電、風電、光伏、核電等),以及送入山東的跨省區聯絡線。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、生物質發電機組。

福建

國家能源局福建監管辦印發《福建省電力輔助服務(調峰)交易規則(試行)》，規則與《華東區域并網機組輔助服務管理實施細則》相銜接，不重復考核或補償，未綱入本規則的部分，仍按華東區域“兩個細則”執行。逐步擴大電力輔助服務市場化交易，豐富交易內容，研究探索現貨市場交易。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，包括并網發電企業(火電、水電、風電、光伏、核電等)、擁有自備電廠的企業、售電企業、參與市場交易的用戶、儲能等輔助服務提供商。

東北地區

東北能源監管局連續出臺《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則(試行)》(以下分別簡稱《試點方案》、《運營規則》)，目的是在東北地區建立電力輔助服務分擔共享市場機制，保障東北電力系統安全、穩定、經濟運行，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，具體有實時深度調峰交易。火電停機備用交易、可中斷負荷調峰交易、電儲能調峰交易、火電應急啟停調峰交易、跨省調峰交易、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來說比較大，發布了多個文件來鼓勵和引導電力輔助市場。山西能監辦先是發布了《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范及各類制度。之后山西監管辦公室下發了《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》，通知中明確規定儲能運營企業可參與調峰和調頻輔助服務，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,根據調度指令獨立完成輔助服務任務,并單獨計量的運行方式。

02.試點交易規則

廣東

1、參與條件

(1)位于南方電網統一調頻控制區，且按照國家和行業標準應具備AGC功能的，由省級及以上電力調度機構調管的并網發電單元;允許第三方輔助服務提供者與上述發電單元聯合作為調頻服務提供者;第三方輔助服務提供者指具備提供調頻服務能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等。現階段，廣東省內抽水蓄能電站、BOT電廠按現行有關規定提供調頻服務，不納入廣東調頻市場補償范圍。

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

(3)申請作為調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、交易規則

(1)每日10：00千，電力調度機構發布廣東調頻市場信息，包括但不限于：

①可參與廣東調頻市場的調頻服務提供者

②次日24小時各時段調頻控制去的調頻容量需求值(MW)及調頻資源分布區的調頻容量需求值(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，調頻服務提供者對次日24個時段進行調頻里程報價。

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

(4)日內實時運行中，電力調度機構根據系統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)調頻服務者對發電單元里程報價設置缺省值，每日相應時段可更新次日調頻里程申報價格(單位：元/兆瓦)。調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，廣東電能量現貨市場正式運行前，調頻里程申報價格上、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)安徽電力調峰輔助服務市場的主體為安徽電力調度控制中心調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)、經跨省區聯絡線送入安徽消納出力的省外發電企業(以下簡稱跨省區聯絡線)，以及充電功率1萬千瓦及以上、持續充電時間4小時及以上的獨立電儲能設施設施能用戶排放少企業。

(2)新建火電機組完成滿負荷試驗后納入電力調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后納入電力調峰輔助服務市場主體范圍。市場運營較為成熟后，將跨省區聯絡線納入市場主體范圍，跨省區聯絡線參與調峰相關規則按國家能源局相關政策執行。抽水蓄能機組暫不納入市場主體范圍，無上網電量的自備電廠暫不納入市場主體范圍，后續隨國家政策進行調整完善。

2、交易規則

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

(2)調峰交易采用階梯式、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度機構調度指揮的并網發電廠 (包括火電、風電、光伏、核電等),以及送入山東的跨省區聯絡線。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、生物質發電機組。

2、交易規則

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

(2)因電網需要運行機組被調用參與應急停機調峰時,24小時內開機的給予調峰補償,調峰電量計算時長按其實際停機時長計算。因電網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，包括并網發電企業(火電、水電、風電、光伏、核電等)、擁有自備電廠的企業、售電企業、參與市場交易的用戶、儲能等輔助服務提供商。

2、交易規則

(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結算價格為其相對基準符合下調功率未發電區間內的報價。

(2)發電企業以機組有償調峰基準負荷率為起點，采用下調容量比率形式報價。一下調機組5%的額定容量比率作為一個報價區間，隨調峰深度增加依次遞增報價，下調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，每臺機組的下調功率應報至最小技術出力為止。

(3)全網機組深度調峰服務費的計算公式如下

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

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

東北地區

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省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發電廠(包括火電、風電、光伏、核電、抽水蓄能電廠)，以及經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、生物質發電機組。

2、交易規則

(1)火電廠有償調峰基準

(2)東北調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業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開機機組不同時段調峰深度所對應的兩檔階梯電價進行統計，計算方式如下：

火電廠實時深度調峰獲得費用=

(4)在供熱期如火電廠機組運行臺數超過核定的最小運行方式開機臺數時，火電廠獲得調峰補償費用減半，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)對實時深度調峰與跨省調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峰上限相同。

山西

1、參與條件(調峰市場和調頻市場)

山西調頻輔助服務市場主體需具備自動發電控制裝置(AGC)的統調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、電力用戶等。

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

2、交易規則

(一)調頻市場

(1)山西省電力調頻輔助服務市場采用集中競價、邊際出清、統一價格的方式組織。調頻輔助服務市場建立初期，原則上每周組織一次。

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

(3)調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：

調頻輔助服務收益=事后的調節深度×性能指標×當日調頻市場出清邊際價格

(二)調峰市場

(1)組織實時深度調峰交易采用雙向報價、集中競爭、滾動出清、統一價格結算的方式。.

(2)在一個統計周期內，火電企業兩次及以上出力大于其申報深度調峰能力的50%，或少發電量大于其申報電量的10%時，認為其提供深度調峰輔助服務失敗，可及時中止調峰輔助服務交易，已發生的深度調峰電量不予補償。

(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獲得的輔助服務費用=Σ交易電量×成交價格

可再生能源發電機組支付的費用=Σ交易電量×成交價格

03.對現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，很多企業存在觀望情緒。現貨市場又是電力輔助服務市場建設的基礎。在沒有現貨市場情況下，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，儲能行業很難良性發展。

2017年以來我國各省區都在積極推進輔助服務市場建設。根據2017年11月國家能源局發布《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)：完善現有相關規則條款，落實現行相關文件有關要求，強化監督檢查，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，總結完善相關規范，進一步促進電力資源優化配置。為了應對當前電網輔助服務的缺口，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、新興產業發展帶來利好。