說電君繼續(xù)講解電力輔助服務(wù)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(wù)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(jié)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(wù)試運行及正式結(jié)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(wù)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(wù)市場包含電儲能調(diào)峰交易，電源側(cè)發(fā)電企業(yè)計量出口外的電儲能設(shè)施、用戶側(cè)的電儲能設(shè)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(shè)施均可作為獨立市場主體參與安徽電力調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)費用等進行了詳細(xì)定義。

山東

山東能源建管辦印發(fā)《山東電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則 (試行)》規(guī)則中明確電力輔助服務(wù)市場的市場主體為山東省級電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)度指揮的并網(wǎng)發(fā)電廠 (包括火電、風(fēng)電、光伏、核電等),以及送入山東的跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線。新建機組滿負(fù)荷試運結(jié)束后次日零點開始即納入輔助服務(wù)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?xì)狻⒗⑸镔|(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(wù)(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(wù)管理實施細(xì)則》相銜接，不重復(fù)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(xì)則”執(zhí)行。逐步擴大電力輔助服務(wù)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(yīng)按要求參加福建電力輔助服務(wù)市場交易，包括并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)(火電、水電、風(fēng)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(wù)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(wù)市場專項改革試點方案》、《東北電力輔助服務(wù)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(wù)分擔(dān)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(fēng)電、核電等清潔能源消納。東北電力輔助服務(wù)市場主要圍繞東北電力最緊缺、最關(guān)鍵的調(diào)峰資源，開展多品種、多形式、多主體的輔助服務(wù)市場化交易，具體有實時深度調(diào)峰交易。火電停機備用交易、可中斷負(fù)荷調(diào)峰交易、電儲能調(diào)峰交易、火電應(yīng)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(wù)市場還包括抽蓄超額使用有償輔助服務(wù)、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(dǎo)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(wù)市場化建設(shè)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(guān)于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)有關(guān)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(wù)，并且電儲能設(shè)施可作為參與輔助服務(wù)提供及費用結(jié)算的主體，電儲能設(shè)施獨立并網(wǎng),根據(jù)調(diào)度指令獨立完成輔助服務(wù)任務(wù),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(biāo)準(zhǔn)應(yīng)具備AGC功能的，由省級及以上電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的并網(wǎng)發(fā)電單元;允許第三方輔助服務(wù)提供者與上述發(fā)電單元聯(lián)合作為調(diào)頻服務(wù)提供者;第三方輔助服務(wù)提供者指具備提供調(diào)頻服務(wù)能力的裝置，包括儲能裝置、儲能電站等。現(xiàn)階段，廣東省內(nèi)抽水蓄能電站、BOT電廠按現(xiàn)行有關(guān)規(guī)定提供調(diào)頻服務(wù)，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(gòu)調(diào)管的獨立第三方輔助服務(wù)提供者作為調(diào)頻服務(wù)提供者，相關(guān)實施細(xì)則另行制定。

(3)申請作為調(diào)頻服務(wù)提供者的市場主體應(yīng)在電力交易機構(gòu)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(gòu)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(wù)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(wù)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(gòu)經(jīng)過安全校核后進行日前預(yù)出清，結(jié)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(yīng)為各時段預(yù)出清中標(biāo)的發(fā)電單元預(yù)留調(diào)頻容量

(4)日內(nèi)實時運行中，電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)實際運行情況組織正式出清，正式出清應(yīng)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(wù)者對發(fā)電單元里程報價設(shè)置缺省值，每日相應(yīng)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(shè)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(wù)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(fēng)電場和光伏電站(不包括扶貧光伏)、經(jīng)跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)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(luò)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(shè)施設(shè)施能用戶排放少企業(yè)。

(2)新建火電機組完成滿負(fù)荷試驗后納入電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場主體范圍。新建水電站、風(fēng)電場、光伏電站自首次并網(wǎng)后納入電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場主體范圍。市場運營較為成熟后，將跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線納入市場主體范圍，跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線參與調(diào)峰相關(guān)規(guī)則按國家能源局相關(guān)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(dāng)電儲能設(shè)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(shè)施獲得的調(diào)峰服務(wù)費用：電儲能設(shè)施獲得的調(diào)峰服務(wù)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(fù)荷率作為一個報價區(qū)間，隨負(fù)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(fù)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(wù)市場的市場主體為山東省級電力調(diào)度機構(gòu)調(diào)度指揮的并網(wǎng)發(fā)電廠 (包括火電、風(fēng)電、光伏、核電等),以及送入山東的跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線。新建機組滿負(fù)荷試運結(jié)束后次日零點開始即納入輔助服務(wù)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?xì)狻⒗⑸镔|(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(yīng)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?jǐn)偂?/p>

(3)AGC輔助服務(wù)補償按機組為單位計量、結(jié)算, 補償費用按日統(tǒng)計,按月結(jié)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(yīng)按要求參加福建電力輔助服務(wù)市場交易，包括并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)(火電、水電、風(fēng)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(wù)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(jié)算價格為其相對基準(zhǔn)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(zhǔn)負(fù)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(yīng)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(yīng)報至最小技術(shù)出力為止。

(3)全網(wǎng)機組深度調(diào)峰服務(wù)費的計算公式如下

全網(wǎng)機組深度調(diào)峰服務(wù)費=K x Σ(機組各分段區(qū)間對應(yīng)深度調(diào)峰電量與中標(biāo)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(fù)荷率小于有償調(diào)峰基準(zhǔn)時形成的未發(fā)電量。為合理調(diào)控機組深度調(diào)峰服務(wù)費總盤子范圍，設(shè)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(wù)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(gòu)調(diào)度指揮的并網(wǎng)發(fā)電廠(包括火電、風(fēng)電、光伏、核電、抽水蓄能電廠)，以及經(jīng)市場準(zhǔn)入的電儲能和可中斷負(fù)荷電力用戶。新建機組試運期結(jié)束后即納入輔助服務(wù)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?xì)狻⒗⑸镔|(zhì)發(fā)電機組。

2、交易規(guī)則

(1)火電廠有償調(diào)峰基準(zhǔn)

(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(yīng)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(jié)算

(5)承擔(dān)供熱的以及開展重大技術(shù)改造的火電廠，機組頂尖峰能力由電力調(diào)度機構(gòu)進行認(rèn)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(yīng)承擔(dān)費用之和設(shè)置支付上限，上限標(biāo)準(zhǔn)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(wù)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(yīng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的新能源機組、電儲能設(shè)備運營方、售電企業(yè)、電力用戶等。

電力調(diào)度機構(gòu)事后統(tǒng)計各調(diào)頻輔助服務(wù)供應(yīng)商的歷史平均調(diào)頻性能指標(biāo)，當(dāng)其低于限值時不予調(diào)用，待符合標(biāo)準(zhǔn)后方可再次進入調(diào)頻輔助服務(wù)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(wù)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(wù)市場建立初期，原則上每周組織一次。

(2)調(diào)頻輔助服務(wù)供應(yīng)商申報調(diào)頻輔助服務(wù)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(yīng)商的調(diào)頻報價需經(jīng)電力調(diào)度機構(gòu)、電力交易機構(gòu)對其歷史平均調(diào)頻性能指標(biāo)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(biāo)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(wù)市場的結(jié)算包括服務(wù)收益和費用分?jǐn)們刹糠帧Ｖ袠?biāo)的供應(yīng)商在提供服務(wù)以后，可獲得相應(yīng)的服務(wù)收益。計算公式為：

調(diào)頻輔助服務(wù)收益=事后的調(diào)節(jié)深度×性能指標(biāo)×當(dāng)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(jié)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(rèn)為其提供深度調(diào)峰輔助服務(wù)失敗，可及時中止調(diào)峰輔助服務(wù)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(gòu)按以下方式計算各市場主體的結(jié)算費用：

需求側(cè)響應(yīng)用戶或售電企業(yè)獲得的輔助服務(wù)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(dāng)前我國電力輔助服務(wù)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(wù)市場建設(shè)的基礎(chǔ)。在沒有現(xiàn)貨市場情況下，輔助服務(wù)機制不健全，難以量化機會成本。輔助服務(wù)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(wù)市場建設(shè)。根據(jù)2017年11月國家能源局發(fā)布《完善電力輔助服務(wù)補償(市場)機制工作方案》，我國電力輔助服務(wù)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(guān)規(guī)則條款，落實現(xiàn)行相關(guān)文件有關(guān)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(wù)分擔(dān)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(wù)市場建設(shè)。

必須堅持市場化改革，總結(jié)完善相關(guān)規(guī)范，進一步促進電力資源優(yōu)化配置。為了應(yīng)對當(dāng)前電網(wǎng)輔助服務(wù)的缺口，建立一個公平透明、競爭有序的市場化輔助服務(wù)共享和分擔(dān)機制是十分有必要的。隨著電力輔助服務(wù)試點范圍不斷擴大，公平透明、競爭有序的市場化輔助服務(wù)共享和分擔(dān)機制正在形成，儲能設(shè)備、需求側(cè)資源、第三方被鼓勵參與提供電力輔助服務(wù)，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。