安徽拟开启电储能调峰辅助服务市场 电源侧、用户侧均可参与获利
发布日期：2018/8/24
近日，国家能源局华东监管局发布关于征求对《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》征求意见稿意见的函，意见稿中明确指出电力调峰辅助服务市场包含电储能调峰交易，电源侧发电企业计量出口外的电储能设施、用户侧的电储能设施、以及充电功率1万千瓦及以上、持续充电时间4小时及以上的独立电储能设施均可作为独立市场主体参与安徽电力调峰辅助服务市场。意见稿中电力储能市场交易章节对电储能调峰交易模式、储能企业获得调峰服务费用等进行了详细定义。详细原文如下
关于征求对《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》征求意见稿意见的函
安徽省能源局,各有关电力企业：
为贯彻落实《国家能源局关于印发<完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案>的通知》(国能发监管 〔2017〕67号)、《国家发展改革委 国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源〔2018〕364号)等文件要求，提升安徽电力系统调节能力，促进风电、光伏等可再生能源消纳，我局组织起草了《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》征求意见稿，现征求你单位意见。
一、请各发电集团(分)公司汇总所辖发电企业意见后反馈我局，其他单位直接将有关意见反馈我局。
二、请各有关单位于8月27日前反馈，材料含电子版和纸质版。
联系人：蒋晓隆，钱丰
电话：021-23168067，021-23168033
传真：021-63372330
E-mail：568253188@qq.com，qianfeng@nea.gov.cn
地址：上海市江西中路367号
相关附件：安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)(征求意见稿)
安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)(征求意见稿)
第一章 总则
第一条 为建立电力调峰辅助服务分担共享新机制,发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障安徽省电力系统安全、稳定、经济运行,促进风电、光伏等新能源消纳,制定本规则。
第二条 本规则制定依据为《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其相关配套文件、《电力监管条例》(国务院令第432号)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)、《国家能源局关于印发完善电力调峰辅助服务补偿(市场)机制工作方案的通知》(国能发监管〔2017〕67号)、《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源〔2018〕364号)以及国家有关法律、法规及行业标准。
第三条 本规则所称电力调峰辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电力平衡，由并网发电厂或电储能设施提供的市场化调峰服务。电力调峰辅助服务市场包括深度调峰交易、应急启停调峰交易和电储能调峰交易，后期将逐步扩大电力辅助服务交易品种，并补充相应市场规则。
第四条 本规则涉及《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》、《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》(以下简称华东区域“两个细则”)的内容不重复考核或补偿。
《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中关于深度调峰补偿条款和启停调峰补偿条款不再执行。
第五条 坚持市场化导向，买卖双方自愿参与电力调峰辅助服务市场。坚持“公开、公平、公正”原则，确保市场运作规范透明。
第六条 电力调峰辅助服务市场以确保设备安全、供热安全为前提，市场成员须严格执行调度指令，不得以参与电力调峰辅助服务市场为由，影响设备安全及供热安全。
第七条 国家能源局华东监管局(以下简称华东能源监管局)负责安徽电力调峰辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。
第二章 市场成员
第八条 安徽电力调峰辅助服务市场包括市场运营机构和市场主体。
第九条 安徽电力调峰辅助服务市场的运营机构为安徽电力调度控制中心、安徽电力交易中心有限公司及国网安徽省电力有限公司。
第十条 安徽电力调度控制中心主要职责是：
(一)按照规则管理、运营电力调峰辅助服务市场;
(二)建设、维护电力调峰辅助服务市场技术支持系统;
(三)依据市场规则组织交易，按照交易结果进行调用;
(四)按规定发布市场信息;
(五)向安徽电力交易中心有限公司提供市场交易结果;
(六)评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见;
(七)紧急情况下中止市场运行，保障电力系统安全运行;
( 八)向华东能源监管局提交相关市场信息;
(九)其他法律所赋予的职责。
安徽电力交易中心有限公司主要职责是：
(一)负责市场主体注册等管理;
(二)出具结算凭证。
(三)其他法律所赋予的职责。
国网安徽省电力有限公司主要职责是：
(一)按规则传输和配送电能，保障输电通道等输变配电设 施安全稳定运行;
(二)依据结算凭证，与市场相关主体进行电费结算;
(三)其他法律所赋予的职责。
第十一条 安徽电力调峰辅助服务市场的主体为安徽电力调度控制中心调度管辖的火电厂和水电站、35千伏及以上电压等级接入的风电场和光伏电站(不包括扶贫光伏)、经跨省区联络线送入安徽消纳出力的省外发电企业(以下简称跨省区联络线)，以及充电功率1万千瓦及以上、持续充电时间4小时及以上的独立电储能设施设施能用户排放少企业。
新建火电机组完成满负荷试验后纳入电力调峰辅助服务市场主体范围。
新建水电站、风电场、光伏电站自首次并网后纳入电力调峰辅助服务市场主体范围。
市场运营较为成熟后，将跨省区联络线纳入市场主体范围，跨省区联络线参与调峰相关规则按国家能源局相关政策执行。
抽水蓄能机组暂不纳入市场主体范围，无上网电量的自备电厂暂不纳入市场主体范围，后续随国家政策进行调整完善。
第十二条 市场主体的主要职责是：
(一)按要求提供基础技术参数，或提供有资质单位出具的电力调峰辅助服务能力测试报告;
(二)按规则参与电力调峰辅助服务市场，按安徽电力调度控制中心指令提供电力调峰辅助服务;
(三)参与市场结算，按规则获得电力调峰辅助服务收益，并承担电力调峰辅助服务分摊费用和偏差考核费用;
(四)加强设备运行维护，确保机组运行安全。
第三章 电力调峰辅助服务交易
第一节 定义
第十三条 电力调峰辅助服务分为基本调峰服务和有偿调峰服务。
基本调峰服务属于机组承担的基本义务，由安徽电力调度控制中心根据系统运行需要无偿调用。
有偿调峰服务包含深度调峰交易、应急启停调峰交易和电储能调峰交易。
第十四条 电力调峰辅助服务交易结果不影响发电机组年度基本电量计划。
第二节 深度调峰交易
第十五条 深度调峰交易是指根据电网运行需要，通过调减并网机组出力，使机组出力小于有偿调峰基准时提供的辅助服务交易。
第十六条 安徽电力调度控制中心在日前或者日内进行负荷预测和负备用计算，当预计电网负备用小于裕度值，需要将一台及以上并网机组降至有偿调峰基准值以下时，启动深度调峰交易。
第十七条 市场初期，深度调峰交易卖方为燃煤火电机组。深度调峰交易买方为火电厂、水电站、风电场、光伏电站和跨省区联络线。随着市场成熟，逐步增加其他市场主体。
第十八条 火电机组负荷率是火电机组发电电力与机组额定容量之比。火电机组额定容量以电力业务许可证(发电类)为准。
第十九条 火电机组有偿调峰基准暂定为其额定容量的50%。有偿调峰基准将根据电网调峰需求、辅助服务资金补偿情况等适时调整。
第二十条 单位统计周期(15分钟)是交易量计算的基本时间单位，在每个统计周期中计算机组深度调峰费用。深度调峰交易实行日清月结。
第二十一条 深度调峰交易采用阶梯式、分机组报价，以机组各档负荷率作为一个报价区间，随负荷率降低而增加，其中下一档报价不得低于上一档报价。具体负荷率分档及报价上限见下表。
第二十二条 市场初期，深度调峰交易模式为日前报价、日内调用、实时出清。
第二十三条 机组单位统计周期内出清价格为其所在深度调峰分档区间内的报价。
第二十四条 在机组深度调峰调用时，依据日前报价同档位由低到高在日内依次调用,报价相同按节能减排系数由小到大依次调用，同档位的调峰机组全部调用后再调用下一档的调峰机组。
节能减排系数=k1煤耗+k2×1000×环保因子
式中：k1、k2为权重，分别取0.6和0.4;煤耗为燃煤机组单位千瓦时煤耗，单位g/kWh，环保因子为燃煤机组每立方米二氧化硫、氮氧化物以及烟尘排放量平均值，单位mg/m3。
第二十五条 深度调峰交易按照各档深度调峰电量及对应出清价格进行结算。其中，深度调峰电量为火电机组调减出力至有偿调峰基准以下时形成的未发电量。单位统计周期内，火电机组深度调峰费用计算公式如下：
深度调峰费用=∑(第i档深度调峰电量×第i档报价)
市场比较成熟后，跨省区联络线深度调峰费用按上述类似方法计算。
第二十六条 深度调峰费用由市场内运行的火电厂、水电站、风电场、光伏电站和跨省区联络线共同分摊。
(一)火电厂、水电站分摊方法：参与分摊的火电厂、水电站根据深度调峰交易时段内上网电量比例进行分摊。具体分摊费用按照以下方式计算：
火电厂、水电站调峰分摊费用=【火电厂、水电站交易时段内上网电量/(参与分摊的所有火电厂、水电站交易时段内总上网电量+参与分摊的所有风电场、光伏电站交易日总发电量+参与分摊的跨省区联络线交易时段内总受电量)】×深度调峰总费用
(二)风电场、光伏电站分摊方法：参与分摊的风电场、光伏电站根据深度调峰交易日总发电量比例进行分摊。具体分摊费用按照以下方式计算：
风电场、光伏电站调峰分摊费用=【风电场、光伏电站交易日总发电量/(参与分摊的所有火电厂、水电站交易时段内总上网电量+参与分摊的所有风电场、光伏电站交易日总发电量+参与分摊的跨省区联络线交易时段内总受电量)】×深度调峰总费用
(三)跨省区联络线分摊方法：参与分摊的跨省区联络线根据深度调峰交易时段内受电量比例进行分摊。具体分摊费用按照以下方式计算：
跨省区联络线调峰分摊费用=【跨省区联络线交易时段内受电量/(参与分摊的所有火电厂、水电站交易时段内总上网电量+参与分摊的所有风电场、光伏电站交易日总发电量+参与分摊的跨省区联络线交易时段内总受电量)】×深度调峰总费用
第二十七条 为保证电网调频需要及安全稳定运行，中标机组及未中标机组均需参与AGC调频。AGC运行考核按华东能源监管局“两个细则”执行，未投入AGC功能的中标机组按照本规则第五十条执行。
第三节 应急启停调峰交易
第二十八条 应急启停调峰交易是指安徽电力调度控制中心根据日内电网调峰需要，通过启停机组为电网提供的调峰服务。市场初期，应急启停调峰交易的卖方为10万千瓦及以上公用燃煤火电机组、1万千瓦及以上水电机组，买方为火电厂、水电站、风电场和光伏电站。条件成熟时卖、买方加入跨省区联络线。
第二十九条 市场启动条件为：安徽电力调度控制中心在日内根据调峰需求，安排燃煤火电机组在36小时内按调令时间启停调峰1次及以上。
第三十条 水电机组按安徽电力调度控制中心指令要求在24小时内完成启停机进行调峰，每台次按每兆瓦机组容量10元进行补偿。
第三十一条 卖方火电企业按照机组额定容量级别报价，各级别机组的报价上限见下表：
第三十二条 应急启停调峰交易由安徽电力调度控制中心根据各机组启停报价，按应急启停调峰费用最小原则调用机组启停。应急启停调峰费用相同时，按应急调停容量最小为原则。应急启停调峰费用和应急调停容量均相同时，优先调用节能减排系数大的机组。
第三十三条 应急启停调峰交易根据机组报价按台次结算。
第三十四条 应急启停调峰费用按照各火电厂、水电站、风电场、光伏电站及跨省区联络线月度深度调峰总费用承担比例进行分摊。具体分摊费用按照以下方式计算：
各火电厂、水电站、风电场、光伏电站、跨省区联络线应急启停调峰分摊费用=(各火电厂、水电站、风电场、光伏电站、跨省区联络线月度深度调峰分摊费用/全省月度深度调峰总分摊费用)×应急启停调峰总费用
第四节 电储能调峰交易
第三十五条 电储能调峰交易是指蓄电设施在电网调峰能力不足时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰等电力辅助服务的交易。
第三十六条 电储能既可在电源侧，也可在负荷侧，或者是独立电储能设施。
第三十七条 在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按深度调峰交易管理执行。
第三十八条 发电企业计量出口外的电储能设施、用户侧的电储能设施、独立电储能设施均可作为独立市场主体参与安徽电力调峰辅助服务市场，其充放电量的电价、结算等按照国家有关规定执行。
第三十九条 作为独立市场主体参与安徽电力调峰辅助服务市场的电储能设施，须将实时充放电等信息上传至安徽电力调度控制中心，并接受安徽电力调度控制中心统一调度。
第四十条 参与电储能调峰交易的用户需申报交易时段、15 分钟用电电力曲线、交易价格等内容。
第四十一条 电储能调峰交易模式为日前申报、日内调用。由安徽电力调度控制中心根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低到高在日内依次调用。
第四十二条 当电储能设施企业如约履行合同时，电网企业按以下方式计算电储能设施获得的调峰服务费用：
电储能设施获得的调峰服务费用=Σ调用电量×申报价格
电储能设施企业获得的调峰服务费用按照各火电厂、水电站、风电场、光伏电站及跨省区联络线月度深度调峰总费用承担比例进行分摊。具体分摊费用按照以下方式计算：
各火电厂、水电站、风电场、光伏电站、跨省区联络线支付电储能设施企业费用=(各火电厂、水电站、风电场、光伏电站、跨省区联络线月度深度调峰分摊费用/全省月度深度调峰总分摊费用)×电储能设施企业获得的调峰服务总费用
第四章 市场组织与竞价
第四十三条 每个工作日9时前，各火电厂和跨省区联络线申报次日深度调峰服务价格，各火电厂和水电站申报次日应急启停调峰服务价格。当日未申报的发电企业视为零报价，在电力调峰辅助服务市场无法满足电网调峰需求时无偿调用。
第四十四条 每个工作日9时前，有意愿参与电力调峰服务市场集中交易且满足要求的电储能设施企业申报次日意向价格、日用电曲线，包括用电时段及每 15 分钟用电功率曲线。
第四十五条 每个工作日19：00前，安徽电力调度控制中心编制并发布次日发电计划。
第四十六条 次日，电网实时运行时，安徽电力调度控制中心根据机组日前报价排序，结合最新的超短期负荷预测和电网运行情况，对市场交易进行实时出清，滚动计算并开展安全校核，修正发电机组预计出力曲线，安排机组参与深度调峰服务。
第四十七条 安徽电力调度控制中心可在节假日前集中组织多日电力调峰辅助服务交易，节假日期间按需开展电力调峰辅助服务交易。
第五章 交易结果执行
第四十八条 燃煤发电厂应做好发电机组运行维护工作，保障发电机组能够按照要求提供深度调峰服务。
第四十九条 在保障电网安全运行前提下，根据“价格优先、按需调用”的原则，对电力调峰辅助服务不同交易品种按照经济性调用，即优先调用基本调峰及低价的电力调峰辅助服务资源。
第五十条 为规范市场交易行为，未投AGC的深度调峰机组进行计划曲线偏差考核，计算电量偏差。
电量偏差=|调峰中标电量-调峰实际电量|
其中，调峰中标电量按照统计周期内有偿调峰基准功率发电量减去计划发电量来计算;调峰实际电量按照统计周期内有偿调峰基准功率发电量减去实际发电量来计算。
当电量偏差≤2%×|深度调峰中标电量|时，若调峰实际电量大于调峰中标电量，机组深度调峰服务费按照调峰实际电量和中标电价结算;若调峰实际发电量小于调峰中标电量，机组深度调峰服务费按照调峰实际电量和实际出力对应的档位报价结算。
当电量偏差>2%×|深度调峰中标电量|时，且调峰实际电量小于调峰中标电量，除按上述原则结算外，另外收取深度调峰交易违约金。
深度调峰交易违约金=电量偏差×中标价格×惩罚系数
惩罚系数暂定为2。
第五十一条 发电机组若未能在安徽电力调度控制中心下达的解(并)列时间前后0.5小时内完成机组解(并)列操作，按以下方式计算应急启停调峰交易的违约金。
应急启停调峰交易违约金=时间偏差×中标价格×惩罚系数
其中，时间偏差=|安徽电力调度控制中心下达的解(并)列时间-实际解(并)列时间|。
时间偏差以小时计，时间偏差≤0.5时，惩罚系数为0;时间偏差>0.5时，惩罚系数暂定为0.25。
发电机组支付的应急启停调峰交易违约金最高不超过其中标的应急启停调峰交易费用。
第五十二条 深度调峰交易违约金与应急启停调峰交易违约金按照各火电厂月度上网电量比例返还。
第五十三条 对由于开、停机，非停或自身原因影响出力至有偿调峰基准以下的机组，不视为提供深度 调峰辅助服务，安徽电力调度控制中心和电厂应将原因详细记录备查。
第五十四条 因电网安全约束对出力有特殊要求，无法参与深度调峰的机组，不参与深度调峰费用的分摊，安徽电力调度控制中心应将原因详细记录备查。
第五十五条 因电网安全运行、网络阻塞等原因，对发电机组出力有特殊要求时，安徽电力调度控制中心有权调整出清结果。调整时，安徽电力调度控制中心需要详细记录调整原因，并向华东能源监管局报送相关情况。
(一)对于未能中标又需要调用的机组，该机组出清价格为前一中标日各发电机组平均出清价格。产生的调峰辅助服务费用按照各火电厂、风电场、光伏电站及跨省区联络线月度深度调峰服务费用承担比例进行分摊。
(二)对于某些时间因特殊原因不能参与市场的机组，安 徽电力调度控制中心要向该发电企业说明原因。
第六章 计量与结算
第五十六条 国网安徽省电力有限公司依据结算凭证与市场主体进行结算。
第五十七条 安徽电力调峰辅助服务市场结算按日清月结原则执行，在次月电量结算时一并结算。发电厂在当月电费总额基础上加(减)应获得(支付)的电力调峰辅助服务交易费用总额，按照电费结算关系向电网企业开具增值税发票，与当月电费一并结算。
第五十八条 跨省区联络线调峰分摊费用按单位统计周期，在联络线交换电量结算时由国网安徽省电力有限公司一并结算。
第五十九条 电力调峰辅助服务计量的依据为：调度指令、智能电网调度控制系统采集的实时数据、电能量采集系统的电量数据等。
第七章 信息发布
第六十条 安徽电力调度控制中心应建立电力调峰辅助服务市场技术支持系统，按相关规定发布电力调峰辅助服务市场相关信息。
第六十一条 当日成交信息由安徽电力调度控制中心在下一个工作日12时前发布。各市场主体如对成交信息有异议，应于发布日17时前向安徽电力调度控制中心提出核对要求，逾期不予核对。安徽电力调度控制中心于发布日的下一工作日12时前发布确认后的统计结果。
第六十二条 安徽电力调度控制中心应在每月第7个工作日12时前发布上月电力调峰辅助服务市场月度信息。各市场主体如对月信息有异议，应于发布日的17时前向安徽电力调度控制中心提出核对要求，逾期不予核对。安徽电力调度控制中心于第9个工作日发布确认后的统计结果。
第八章 市场监管及干预
第六十三条 华东能源监管局对安徽电力调峰辅助服务市场运营进行监督管理。
第六十四条 安徽电力调度控制中心及安徽电力交易中心有限公司应将市场交易情况、结算情况等相关信息报华东能源监管局备案。
第六十五条 华东能源监管局可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查，对市场主体和市场运营机构违反有关规定的行为依法依规进行处理。
第六十六条 发生市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况，导致市场秩序受到严重扰乱，华东能源监管局可对市场进行干预，取消该市场主体的准入资格，并将市场主体的失信行为进入信用记录。
第六十七条 当电力系统发生故障、市场运营相关系统发生故障、恶劣天气或自然灾害影响、保电工作需要以及其他必要情况,安徽电力调度控制中心可根据华东能源监管局的授权视实际情况进行市场干预,直至中止市场。
第六十八条 华东能源监管局有权对市场规则进行调整，包括：
(一)调整市场限价;
(二)调整有偿调峰基准及相关系数;
(三)调整市场主体准入资格。
第六十九条 因电力调峰辅助服务交易、调用、统计及结算等情况存在争议的，市场主体须先与市场运营机构进行核对。核对后仍有争议的，由华东能源监管局协调处理。
第九章 附则
第七十条 本规则由华东能源监管局负责解释。
第七十一条 华东能源监管局可根据市场实际运行情况，对相关条款进行修改。
第七十二条 本规则经模拟运行后执行。
来源：国家能源局华东监管局
