带您了解电力辅助服务市场之试点地区解读

说电君继续讲解电力辅助服务市场，本次着重讲解试点地区的交易规则!

01.试点政策情况

广东

国家能源局南方监管局于2018年8月8日印发了《广东调频辅助服务市场交易规则(试行)》的通知，该规则共九章五十五条，分别对市场成员、交易要求、组织实施、考核、结算、信息发布及市场监管等事项进行了明确和界定。调频辅助服务试运行及正式结算工作于2018年9月1日正式开始。

安徽

华东能源监管局发布《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》(征求意见稿)。该规则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。

山东

山东能源建管办印发《山东电力辅助服务市场运营规则 (试行)》规则中明确电力辅助服务市场的市场主体为山东省级电力调度机构调度指挥的并网发电厂 (包括火电、风电、光伏、核电等),以及送入山东的跨省区联络线。新建机组满负荷试运结束后次日零点开始即纳入辅助服务管理范围,火电机组参与范围为单机容量 10万千瓦及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组。

福建

国家能源局福建监管办印发《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》，规则与《华东区域并网机组辅助服务管理实施细则》相衔接，不重复考核或补偿，未纲入本规则的部分，仍按华东区域“两个细则”执行。逐步扩大电力辅助服务市场化交易，丰富交易内容，研究探索现货市场交易。凡在福建电力交易中心注册的市场成员均应按要求参加福建电力辅助服务市场交易，包括并网发电企业(火电、水电、风电、光伏、核电等)、拥有自备电厂的企业、售电企业、参与市场交易的用户、储能等辅助服务提供商。

东北地区

东北能源监管局连续出台《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》(以下分别简称《试点方案》、《运营规则》)，目的是在东北地区建立电力辅助服务分担共享市场机制，保障东北电力系统安全、稳定、经济运行，缓解热、电之间矛盾，促进东北风电、核电等清洁能源消纳。东北电力辅助服务市场主要围绕东北电力最紧缺、最关键的调峰资源，开展多品种、多形式、多主体的辅助服务市场化交易，具体有实时深度调峰交易。火电停机备用交易、可中断负荷调峰交易、电储能调峰交易、火电应急启停调峰交易、跨省调峰交易、除上述交易品种外，东北电力辅助服务市场还包括抽蓄超额使用有偿辅助服务、黑启动等其他交易品种几个交易品种。

山西

山西省政策力度较其他地区来说比较大，发布了多个文件来鼓励和引导电力辅助市场。山西能监办先是发布了《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案的通知》，公布了山西省的电力辅助市场规范及各类制度。之后山西监管办公室下发了《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》，通知中明确规定储能运营企业可参与调峰和调频辅助服务，并且电储能设施可作为参与辅助服务提供及费用结算的主体，电储能设施独立并网,根据调度指令独立完成辅助服务任务,并单独计量的运行方式。

02.试点交易规则

广东

1、参与条件

(1)位于南方电网统一调频控制区，且按照国家和行业标准应具备AGC功能的，由省级及以上电力调度机构调管的并网发电单元;允许第三方辅助服务提供者与上述发电单元联合作为调频服务提供者;第三方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置，包括储能装置、储能电站等。现阶段，广东省内抽水蓄能电站、BOT电厂按现行有关规定提供调频服务，不纳入广东调频市场补偿范围。

(2)允许由省级及以上电力调度机构调管的独立第三方辅助服务提供者作为调频服务提供者，相关实施细则另行制定。

(3)申请作为调频服务提供者的市场主体应在电力交易机构进行市场注册。

2、交易规则

(1)每日10：00千，电力调度机构发布广东调频市场信息，包括但不限于：

①可参与广东调频市场的调频服务提供者

②次日24小时各时段调频控制去的调频容量需求值(MW)及调频资源分布区的调频容量需求值(MW)

③里程报价范围

④申报开始、截止时间

⑤其他要求等

(2)每日10：00-12：00，调频服务提供者对次日24个时段进行调频里程报价。

(3)每日12：30，电力调度机构经过安全校核后进行日前预出清，结果形成次日发电计划的边界条件，编制次日发电计划时应为各时段预出清中标的发电单元预留调频容量

(4)日内实时运行中，电力调度机构根据系统实际运行情况组织正式出清，正式出清应在实际运行时段起始时间点的30分钟前完成。

(5)调频服务者对发电单元里程报价设置缺省值，每日相应时段可更新次日调频里程申报价格(单位：元/兆瓦)。调频里程申报价格设置限制，对于申报价格超出限值范围的，视为无效申报价格，申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦，广东电能量现货市场正式运行前，调频里程申报价格上、下限暂定为15元/兆瓦、6元/兆瓦。

(6)补偿方式

安徽

1、参与条件

(1)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。

(2)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。

2、交易规则

(1)安徽深度调峰交易模式为日前报价、日内调用、实时出清。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

(2)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。

山东

1、参与条件

山东电力辅助服务市场的市场主体为山东省级电力调度机构调度指挥的并网发电厂 (包括火电、风电、光伏、核电等),以及送入山东的跨省区联络线。新建机组满负荷试运结束后次日零点开始即纳入辅助服务管理范围,火电机组参与范围为单机容量 10万千瓦及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组。

2、交易规则

(1)调峰交易采用“ 阶梯式 ” 报价方式和价格机制,发 电企业在不同时期分档浮动报价 (由 第一档至深度调峰最小维持出力档必须连续递增报价,深度调峰最小维持出力档以下可单独进行停机调峰报价 ),具体分档及报价格式见下表：

(2)因电网需要运行机组被调用参与应急停机调峰时,24小时内开机的给予调峰补偿,调峰电量计算时长按其实际停机时长计算。因电网约束停机机组不参与补偿和分摊。

(3)AGC辅助服务补偿按机组为单位计量、结算, 补偿费用按日统计,按月结算。

福建

1、参与条件

凡在福建电力交易中心注册的市场成员均应按要求参加福建电力辅助服务市场交易，包括并网发电企业(火电、水电、风电、光伏、核电等)、拥有自备电厂的企业、售电企业、参与市场交易的用户、储能等辅助服务提供商。

2、交易规则

(1)市场初期，按照“日前报价，实时出清”的交易机制，机组单位计费周期内结算价格为其相对基准符合下调功率未发电区间内的报价。

(2)发电企业以机组有偿调峰基准负荷率为起点，采用下调容量比率形式报价。一下调机组5%的额定容量比率作为一个报价区间，随调峰深度增加依次递增报价，下调容量比率对应的申报价格上限详见下表。参与报价的电厂按机组报价，每台机组的下调功率应报至最小技术出力为止。

(3)全网机组深度调峰服务费的计算公式如下

全网机组深度调峰服务费=K x Σ(机组各分段区间对应深度调峰电量与中标价格乘积的合计数)

其中，深度调峰电量为机组主动调减处理至负荷率小于有偿调峰基准时形成的未发电量。为合理调控机组深度调峰服务费总盘子范围，设置调节系数K。取值范围0-2，在市场初期K暂取1。

东北地区

1、参与条件

山东电力辅助服务市场的市场主体为东北地区省级及以上电力调度机构调度指挥的并网发电厂(包括火电、风电、光伏、核电、抽水蓄能电厂)，以及经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户。新建机组试运期结束后即纳入辅助服务管理范围，火电机组参与范围为单机容量10万千瓦及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组。

2、交易规则

(1)火电厂有偿调峰基准

(2)东北调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两档浮动报价，具体见下表

(3)火电厂获得补偿费用根据开机机组不同时段调峰深度所对应的两档阶梯电价进行统计，计算方式如下：

火电厂实时深度调峰获得费用=

(4)在供热期如火电厂机组运行台数超过核定的最小运行方式开机台数时，火电厂获得调峰补偿费用减半，按补偿费用的50%折算后结算

(5)承担供热的以及开展重大技术改造的火电厂，机组顶尖峰能力由电力调度机构进行认定，尖峰时段全厂机组出力累加达不到合计机组名牌容量80%的，火电厂获得补偿费用减半。

(6)对实时深度调峰与跨省调峰应承担费用之和设置支付上限，上限标准与原实时深度调峰上限相同。

山西

1、参与条件(调峰市场和调频市场)

山西调频辅助服务市场主体需具备自动发电控制装置(AGC)的统调火电机组与满足相应技术标准的新能源机组、电储能设备运营方、售电企业、电力用户等。

电力调度机构事后统计各调频辅助服务供应商的历史平均调频性能指标，当其低于限值时不予调用，待符合标准后方可再次进入调频辅助服务市场。

2、交易规则

(一)调频市场

(1)山西省电力调频辅助服务市场采用集中竞价、边际出清、统一价格的方式组织。调频辅助服务市场建立初期，原则上每周组织一次。

(2)调频辅助服务供应商申报调频辅助服务资源需包括可用调频容量(单位为MW)和调频报价(单位为元/MW)两部分信息。调频报价的范围暂定为12-20元/MW。各供应商的调频报价需经电力调度机构、电力交易机构对其历史平均调频性能指标调整后，方可作为市场出清的排序依据。调频性能指标的调整因子λKp1需折算到0-1之间，折算公式为：

(3)调频辅助服务市场的结算包括服务收益和费用分摊两部分。中标的供应商在提供服务以后，可获得相应的服务收益。计算公式为：

调频辅助服务收益=事后的调节深度×性能指标×当日调频市场出清边际价格

(二)调峰市场

(1)组织实时深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式。.

(2)在一个统计周期内，火电企业两次及以上出力大于其申报深度调峰能力的50%，或少发电量大于其申报电量的10%时，认为其提供深度调峰辅助服务失败，可及时中止调峰辅助服务交易，已发生的深度调峰电量不予补偿。

(3)市场运营机构按以下方式计算各市场主体的结算费用：

需求侧响应用户或售电企业获得的辅助服务费用=Σ交易电量×成交价格

可再生能源发电机组支付的费用=Σ交易电量×成交价格

03.对现货市场的意义和影响

当前我国电力辅助服务市场还在逐步探索中，定价、交易机制还不完善，很多企业存在观望情绪。现货市场又是电力辅助服务市场建设的基础。在没有现货市场情况下，辅助服务机制不健全，难以量化机会成本。辅助服务市场不完善，储能行业很难良性发展。

2017年以来我国各省区都在积极推进辅助服务市场建设。根据2017年11月国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，我国电力辅助服务补偿(市场)工作分三个阶段实施，第一阶段(2017年～2018年)：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平。第二阶段(2018年～2019年)：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。第三阶段(2019年～2020年)：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。

必须坚持市场化改革，总结完善相关规范，进一步促进电力资源优化配置。为了应对当前电网辅助服务的缺口，建立一个公平透明、竞争有序的市场化辅助服务共享和分担机制是十分有必要的。随着电力辅助服务试点范围不断扩大，公平透明、竞争有序的市场化辅助服务共享和分担机制正在形成，储能设备、需求侧资源、第三方被鼓励参与提供电力辅助服务，给新能源消纳、电力市场交易、新兴产业发展带来利好。