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湖南省电力辅助服务市场交易规则(征求意见稿)发布

作者:中国储能网新闻中心 来源:湖南省能监办 发布时间:2020-12-13 浏览:
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湖南省电力辅助服务市场交易规则

(征求意见稿)

第一章 总 则

第一条  依据《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)和《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)等有关文件,为推动湖南电力市场建设,规范电力辅助服务市场交易,保障湖南电网安全、稳定、优质、经济运行, 遵循“谁受益、谁承担”和 “公开、公平、公正”的原则,制定本规则。

第二条  本规则所称电力辅助服务市场交易包含深度调峰交易、启停调峰交易、旋转备用交易和紧急短时调峰交易等交易品种。已纳入本规则的,在《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》、《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》(以下简称“两个细则”)中不再重复考核、补偿;未纳入本规则的,仍执行“两个细则”相关规定。

第三条  国家能源局湖南监管办公室(以下简称“湖南能源监管办”)会同湖南省发展和改革委员会(以下简称“省发改委”)、湖南省能源局(以下简称“省能源局”)依法对湖南电力辅助服务市场实施监管。

第二章 市场成员

第四条  市场成员主要有市场主体和市场运营机构两类。

市场主体是指湖南电网内火电(含生物质等)、水电、风电、光伏、抽水蓄能等发电企业,储能、调相等辅助服务提供商,电网企业(供电企业),参与市场交易的用电企业等。

市场运营机构是指国网湖南省电力有限公司电力调度控制中心(以下简称“调控中心”)和湖南电力交易中心有限公司(以下简称“交易中心”)。

湖南电力辅助服务市场实行市场主体入市注册管理制度,交易中心负责入市注册管理。湖南电网内符合相关技术条件的火电、水电、风电、光伏等发电企业、抽水蓄能电站均应进入市场。鼓励符合相关技术标准的储能服务提供商、调相服务提供商和用电企业进入市场交易,相关标准规范另行制定。

应逐步扩大市场主体,具备条件的发电企业、省外输入电能主体、辅助服务提供商和用电企业均应进入市场交易。

第五条  发电企业、抽水蓄能电站、省外输入电能主体、储能电站、调相机站、相关用电企业等市场主体的权利和义务:

(一)负责按规定提供辅助服务能力相关的基础技术参数,如有必要还需提供有相应资质机构出具的辅助服务能力测试报告;

(二)负责所辖电力设备的运行维护,确保其设备具有按电网调度指令提供符合相关标准的辅助服务能力;

(三)按规则参与辅助服务市场交易,按电网调度指令提供辅助服务;

(四)按辅助服务市场规则结算,获得辅助服务补偿和参与辅助服务费用分摊;

(五)按规定及时、完整、准确报送和披露有关信息,获取辅助服务市场交易相关信息;

(六)法律、法规赋予的其他权利和义务。

第六条  电网企业的权利和义务。

(一)负责保障电网及输配电设施的安全稳定运行;

(二)负责提供公平、无歧视的输配电和电网接入服务以及电能计量、抄表等各类相关服务;

(三)负责按规则进行辅助服务市场交易的财务结算;

(四)按规定及时、完整、准确报送和披露有关信息,获取辅助服务市场交易相关信息;

(五)法律、法规赋予的其他权利和义务。

第七条 调控中心的权利和义务:

(一)负责湖南电网电力电量平衡和安全校核,保障电网安全稳定运行;

(二)负责按规则运营湖南电力辅助服务市场,组织开展交易,执行交易结果;向交易中心提供交易执行结果等结算信息;

(三)负责建设、运行、维护辅助服务市场技术支持系统(以下简称“交易平台”),确保交易平台稳定运行、功能完备、结果准确;

(四)负责组织市场主体参与跨省跨区辅助服务市场交易;

(五)按规定及时、完整、准确报送和披露有关信息;

(六)负责监测和分析市场运营情况,必要时可按相关规定程序提请湖南能源监管办和政府有关部门予以市场干预,防控市场风险;

(七)报告市场主体违反规则、扰乱秩序等行为,配合湖南能源监管办和政府有关部门调查处理;

(八)配合湖南能监办对市场规则进行分析评估,提出修改建议。

(九)法律、法规赋予的其他权利和义务。

第八条 交易中心的权利和义务。

(一)负责市场主体的注册管理;

(二)负责为市场主体提供交易结算依据及相关服务;

(三)按规定及时、完整、准确报送和披露有关信息;

(四)法律、法规赋予的其他权利和义务。

第三章 深度调峰交易

第一节 定义及其启动条件

第九条  深度调峰交易是指在系统负备用不足或者可再生能源电力消纳困难的情况下,以火电机组降低出力至有偿调峰基准值以下的调峰服务、抽水蓄能机组的抽水服务和储能电站的充电服务等为交易标的,从而提高系统负备用水平或者可再生能源消纳能力的交易。

火电机组有偿调峰基准值为火电机组核准容量的50%。详见附件1:《湖南电网统调火电机组核准容量》。

在有偿调峰基准值及以上,火电机组调峰服务属于义务范畴,由调控中心根据电网调峰需求无偿调用。

第十条  深度调峰交易卖方为火电厂(机组)和抽水蓄能电站(机组)、储能电站等。

深度调峰交易买方为相应交易周期内产生上网电量的湖南电网内市场主体和通过湖南电网转送跨省跨区电量的省外市场主体。

第十一条 启动深度调峰交易需满足以下条件之一:

(一)系统负备用不足;

(二)可再生能源无法实现保障性全额消纳,将导致向省外售电,或购买华中电网其他省负备用辅助服务。

第二节 申报与出清

第十二条 深度调峰交易方式为“日前报价,按需调用,按序调用” 。

深度调峰交易以15分钟为一个交易时段,每日第一个时段为0:00-0:15,最后一个时段为23:45-24:00,全天共计96个交易时段。

第十三条 卖方应在日前通过交易平台提交申报信息。

(一)火电机组按减发电量报价。以火电机组有偿调峰基准值为基点,负荷率每下调5%为一个报价区间,申报减发电量补偿价格。随调峰深度增加按照非递减原则报价,同时应申报最小可调出力。

如被按序调用,中标价格为该交易时段调度指令下达的机组最低负荷率所对应的报价。

(二)抽水蓄能电站按抽水电量报价。申报抽水电量补偿价格,同时应申报最大连续抽水时间。

1.如被按序调用,中标价格为该交易时段抽水蓄能机组的报价;

2.如被优先调用,中标价格为该交易时段实际被调用的各类市场主体的最低报价;

3.没有调用其它类别市场主体时,该抽水蓄能机组的报价为中标价格;

4.如未报价,其申报价格视为0。

(三)储能电站按充电电量报价。申报充电电量补偿价格,同时应申报最大可充功率、最大可连续充电时间、充放电时间间隔。

1.如被按序调用,中标价格为该交易时段储能电站的报价;

2.如被优先调用,中标价格为该交易时段实际被调用的各类市场主体的最低报价;

3.没有调用其它类别市场主体时,该储能电站的报价为中标价格;

4.如未报价,其申报价格视为0。

第十四条 深度调峰交易报价实行限价管理。详见附件2:《火电、抽水蓄能、储能电站深度调峰交易报价限额》。调整报价限额,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

第十五条 市场主体的报价排序和调用排序原则:

(一)报价排序。按照报价从低到高排序;当火电机组、抽水蓄能机组与储能电站等不同类别卖方报价相同时,或同类别卖方报价相同时,按照申报时间先后排序。

(二)调用排序。经调控中心安全校核后,形成调用排序。调控中心根据电网深度调峰需求按序调用。深度调峰需求减少时,按反序减少或停止调用。

(三)抽水蓄能机组按调用排序中标,但电网调峰需求容量低于单台机组抽水额定功率时,该机组不参与排序。

(四)抽水蓄能机组连续抽水时间达到其申报的最大连续抽水时间,深度调峰能力用尽,退出交易,待其抽水能力恢复后再参与交易。储能电站充电能力用尽,退出交易,待其充电能力恢复后再参与交易。

(五)确因电网运行需要,符合启动条件时,调控中心可根据负荷预测、调峰需求、电网安全稳定运行要求及抽水蓄能机组抽水能力、储能电站充放电能力等情况,调整抽水蓄能机组(原则上用电高峰时段不启用抽水)或符合条件的储能电站的调用时间,但应做好相关记录,说明调整原因。抽水蓄能机组以实际调用容量和申报价格结算。

第三节 交易组织与执行

第十六条 交易组织。

每日10:00前,卖方通过交易平台申报次日深度调峰交易价格及相关信息。

每日19:00前,调控中心公布次日调用排序,并根据负荷预测、调峰需求和电网安全稳定运行要求等情况,编制并发布次日发电调度计划。

节假日前,调控中心可集中组织多日深度调峰交易,发布相应的调用排序,节假日期间按需调用。

第十七条 偏差处理。

(一)当预测调峰需求出现较大偏差时,调控中心可根据电网实际情况,及时予以修正调整。

(二)日内运行中,调控中心可根据超短期负荷预测和电网安全稳定运行要求等情况,结合调用排序日前计划,及时予以修正调整。

发生交易偏差修正调整,调控中心应做好相关记录,说明调整原因备查。

第十八条 所有申报设备容量均已调用,仍不能满足电网调峰需求,调控中心可根据调峰需求、电网安全稳定运行要求,结合月度交易计划等情况,以调峰总服务费最低为原则,逐档强制调用未申报机组的深度调峰能力,并做好相关记录,说明强制调用原因备查。

被强制调用机组按该交易时段内同负荷率区间申报机组最低报价结算。如同负荷率区间无报价,则按相邻的上个区间最低报价结算。

第十九条 如无机组申报,调控中心可根据调峰需求、电网安全稳定运行要求,结合月度交易计划等情况,无偿强制调用机组,并做好相关记录,说明强制调用原因备查。

第四节 服务费及其分摊

第二十条 深度调峰服务费按交易时段计算和分摊。

每日2:00前,调控中心公布前日深度调峰调用情况、各个交易时段服务费和分摊费明细。

如有异议,市场主体应于当日10:00前提出,调控中心应于当日18:00前予以处理并答复,节假日顺延。

第二十一条 深度调峰服务费为调用机组深度调峰电量与中标价格乘积的总额。为有效调控,设置调节系数K,取值范围为0-2。K值取1。调整K值,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

(一)火电机组深度调峰服务费=K× ∑(该交易时段火电机组深度调峰电量×中标价格)。其中,火电机组深度调峰电量为火电机组按调度指令深度调峰的减发电量。

(二)抽水蓄能机组深度调峰服务费=K× ∑(该交易时段抽水蓄能机组深度调峰电量×中标价格)。其中,抽水蓄能机组深度调峰电量为抽水蓄能机组按调度指令抽水的抽水电量。

调用抽水蓄能机组时,如存在火电机组负荷高于有偿调峰基准值的情况(受电网安全约束影响或因自身原因,无法调至有偿调峰基准值及以下的机组除外),抽水蓄能机组实际深度调峰电量应剔除火电机组有偿调峰基准值以上的发电量。

(三)储能电站深度调峰服务费=K× ∑(该交易时段储能电站深度调峰电量×中标价格)。其中,储能电站深度调峰电量为储能电站按调度指令充电的充电电量。

第二十二条 深度调峰服务费由深度调峰交易时段内有上网电量的买方按其上网电量占比予以分摊。

某市场主体分摊深度调峰服务费=深度调峰服务费总额×∑(该交易时段内该市场主体上网电量×Ki) /∑(该交易时段内各市场主体上网电量×Ki)

考虑不同类别市场主体在深度调峰服务中的受益差异,设置分摊调节系数Ki。调整Ki值,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

(一)祁韶直流转送外省分摊调节系数为K1。K1为祁韶直流运行和停运时,分别满足电网安全稳定运行要求的火电机组最少开机台数的比值(保留两位小数)。

(二)不完全季调节及以上水电厂分摊调节系数为K2。K2值取0.5。

(三)风电分摊调节系数为K3。K3值一般情况下取1.5,参与风电减弃扩需交易时,K3值取1.2。

(四)其它市场主体的分摊调节系数为K4。K4值取1。

第二十三条 参与深度调峰交易的卖方机组,同时执行中长期交易月度上下调偏差考核,不视为自身原因超发或少发。

第二十四条 因卖方机组开机、停机或非停等自身原因,导致出力降至有偿调峰基准值以下的,不视为提供深度调峰服务。有关发电企业应及时向调控中心报告,调控中心应作好相关记录备查。

第二十五条 水库有最小生态下泄流量要求的水电厂,分摊深度调峰服务费的电量应剔除相应交易时段其装机容量10%的发电量对应的上网电量。

第二十六条 以下情形不参与深度调峰服务费分摊:

(一)根据电网安全稳定运行需要投入AGC跟踪联络线功率的机组或调频机组,调控中心予以公告;

(二)参与应急交易等售外省的上网电量;

(三)抽水蓄能电站、储能电站。

第四章 启停调峰交易

第一节 定义及其启动条件

第二十七条 启停调峰交易是指火电机组根据湖南电网调峰需要,在24小时内完成一次启动并网和停机解列的运行状态转换为标的的交易。

在满足湖南电网安全稳定运行要求的前提下,启停调峰中标电厂在规定时间内启动并网于同一电压等级、相同容量等级的其他机组,且停运机组保持正常备用状态,视为一次启停调峰交易。

第二十八条 启停调峰交易卖方为市场主体中的火电厂(机组)。

启停调峰交易买方为相应交易周期内产生上网电量的湖南电网内市场主体和通过湖南电网转送跨省跨区电量的省外市场主体。

第二十九条 当调控中心预计系统负备用不足且深度调峰交易无法满足电网调峰需求时,可启动启停调峰交易。

第二节 申报与出清

第三十条 启停调峰交易方式为“日前报价,按需调用,按序调用”。

第三十一条 卖方应在日前通过交易平台提交申报信息。

卖方按照火电机组核准容量申报启停调峰价格,同时应申报停机解列至启动并网最小时间间隔、从接到调度指令至机组停机解列的最小时间间隔、从接到调度指令至机组并网的最小时间间隔等。

如被按需调用,中标价格为该交易时段报价。

第三十二条 启停调峰交易报价实行限价管理。详见附件3:《各容量等级火电机组启停调峰交易报价限额》。调整报价限额,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

第三十三条 调控中心根据负荷预测、开机方式、可再生能源消纳等实际情况,确定所需火电机组启停调峰容量和最小间隔时间要求。

第三十四条 满足启停调峰容量和最小时间间隔要求的机组,按报价从低到高排序;报价相同时,按申报时间先后排序。

经安全校核后,形成排序结果,并按调峰总服务费最低原则按需调用。

第三节 交易组织与执行

第三十五条 交易组织。

每日10:00前,卖方通过交易平台申报次日启停调峰交易价格及相关信息。

每日19:00前,调控中心根据卖方申报信息、负荷预测和电网运行情况,编制并发布次日机组启停调峰计划。

节假日前,调控中心可集中组织多日启停调峰交易申报,发布相应的调用排序,节假日期间按需调用。

第三十六条 启停调峰交易以日前计划安排为主。日内运行中,调控中心可根据超短期负荷预测和电网运行情况,按照日前计划安排,按序启动启停调峰交易。日内调用时,调控中心应至少提前2小时通知相关发电企业。

第三十七条 日内运行中,调控中心可根据调峰需要和电网安全稳定运行要求,按调峰总服务费最低原则,优化调整启停机组排序和机组启停间隔时间(不小于机组申报的最小间隔时间)。

调整启停调峰计划,调控中心应至少提前2小时通知相关发电企业,并做好相关记录,说明调整原因备查。

第三十八条 如申报机组均已调用,仍不能满足电网调峰需求,调控中心可根据调峰需要、电网安全稳定运行要求,结合月度交易计划等情况,强制调用未申报机组,并做好相关记录,说明强制调用原因备查。

被强制调用机组按该交易时段同一容量等级火电机组最低报价结算。

第三十九条 如无机组申报,调控中心可根据调峰需要、电网安全稳定运行要求,结合月度交易计划等情况,无偿强制调用卖方机组,并做好相关记录,说明强制调用原因备查。

第四节 服务费及其分摊

第四十条 启停调峰服务费按启停调峰台次计算。

每日2:00前,调控中心公布前日启停调峰机组调用情况、服务费和分摊费明细。

如有异议,市场主体应于当日10:00前提出,调控中心应于当日18:00前予以处理并答复,节假日顺延。

第四十一条 启停调峰服务费为调用机组启停调峰台次与中标价格乘积的总额。

启停调峰服务费=∑(启停调峰台次×中标价格)

第四十二条 启停调峰服务费由启停调峰交易时段有上网电量的买方按其上网电量占比予以分摊。

某市场主体启停调峰服务费分摊费=启停调峰服务费总额×∑(该交易时段内该市场主体上网电量×Ki)/∑(该交易时段内各市场主体上网电量×Ki)

考虑不同类别市场主体在深度调峰服务中的受益差异,设置分摊调节系数Ki。调整Ki值,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

(一)祁韶直流转送外省分摊调节系数为K1。K1为祁韶直流运行和停运时,分别满足电网安全稳定运行要求的火电机组最少开机台数的比值(保留两位小数)。

(二)不完全季调节及以上水电厂分摊调节系数为K2。K2值取0.5。

(三)风电分摊调节系数为K3。K3值一般情况下取1.5,参与风电减弃扩需交易时,K3值取1.2。

(四)其它市场主体的分摊调节系数为K4。K4值取1。

第四十三条 水库有最小生态下泄流量要求的水电厂,分摊深度调峰服务费的电量应剔除相应交易时段其装机容量10%的发电量对应的上网电量。

第四十四条 以下情形不参与启停调峰服务费分摊:

(一)根据电网安全稳定运行需要投入AGC跟踪联络线功率的机组或调频机组,调控中心予以公告;

(二)参与应急交易等售外省的上网电量;

(三)抽水蓄能电站、储能电站。

第四十五条 启停调峰机组停机后,因电网原因未安排在24小时内开机,其启停调峰服务费减半计算,分摊费按原启停调峰计划时段内有上网电量的买方按上网电量占比分摊。

第五章 旋转备用交易

第一节 定义及其启动条件

第四十六条 旋转备用交易是指祁韶直流运行且有转送其他省电量时,为满足电网安全稳定运行需要,省内火电、水电机组、调相机组提供旋转备用服务的交易。

第四十七条 旋转备用交易卖方为纳入祁韶直流稳定运行规定(以下简称“稳定规定”)的省内220千伏及以上并网火电厂(机组)、水电厂、调相机站。储能电站具备提供旋转备用条件后,方可作为卖方参与交易。火电机组深度调峰容量不属于旋转备用交易。

旋转备用交易买方为通过祁韶直流转送其他省电量(包括受让合同)的跨省跨区市场主体。

第四十八条 祁韶直流运行且转送其他省电量,视为旋转备用交易发生。如祁韶直流停运或未转送其他省电量,省内发电机组尖高峰时段正常旋转备用考核、补偿仍按“两个细则”执行。

第二节 申报与出清

第四十九条 旋转备用交易方式为“日前报价,按需调用”。

旋转备用交易以15分钟为一个交易周期,第一个时段为0:00-0:15,最后一个时段为23:45-24:00,全天共计96个交易时段。

第五十条 卖方在日前通过交易平台提交申报信息。

(一)火电机组申报单位旋转备用电量价格、机组最大可调出力等。其中,旋转备用电量为机组备用容量(最大可调出力与实际出力之差)与交易时间的乘积。

(二)水电申报机组最大可调出力。

(三)调相机申报可否调用。

第五十一条 旋转备用交易实行限价管理。详见附件4:《旋转备用交易报价限额》。调整报价限额,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

第五十二条 调控中心根据负荷预测、开机方式、祁韶直流运行功率以及稳定规定等情况,确定所需旋转备用容量和时间要求。

第五十三条 旋转备用机组按照报价从低到高排序。同类型设备报价相同时,按照申报时间先后排序,按需调用。实际调用的最后一台火电机组报价为统一出清价格。

第五十四条 旋转备用调用顺序原则:

(一)调相机优先调用,不参与排序。

(二)稳定规定有开机要求及旋转备用容量要求的机组,按报价排序从低到高调用,直至满足稳定规定的开机台数要求。所调用机组旋转备用容量为稳定规定要求的容量。

(三)如调用机组旋转备用容量未满足稳定规定总旋转备用容量要求,按申报火电机组的报价从低到高调用(含以上调用机组剩余旋转备用容量),直至满足稳定规定总旋转备用容量要求。

(四)如申报火电机组均已调用,仍未满足稳定规定总旋转备用容量要求,调用符合稳定规定且已申报的并网水电机组,直至满足稳定规定总旋转备用容量要求。

(五)调控中心可根据电网安全稳定运行需要,结合月度交易计划等因素,调整调用排序,并做好相关记录,说明调整原因备查。

第三节 交易组织与执行

第五十五条 交易组织。

每日10:00前,卖方通过交易平台申报次日旋转备用交易价格及相关信息。

每日19:00前,调控中心根据申报信息、负荷预测和电网运行情况,编制并发布次日旋转备用调用排序。

节假日前,调控中心可集中组织多日旋转备用交易申报,发布相应的调用排序,节假日期间按需调用。

第五十六条 日内运行中,调控中心根据超短期负荷预测,按照日前旋转备用调用排序,结合电网及祁韶直流实际运行情况,按需调用。

第五十七条 如申报机组均已调用,仍未满足旋转备用要求,调控中心可根据电网安全稳定运行要求,结合月度交易计划等情况,强制调用未申报机组,并做好相关记录,说明强制调用原因备查。被强制调用机组按该交易时段内火电机组最低报价结算。

第五十八条 如无机组申报,调控中心可根据需要无偿调用所有机组,并做好相关记录,说明无偿调用原因备查。

第四节 服务费及其分摊

第五十九条 旋转备用服务费是指交易时段内,卖方为买方通过祁韶直流转送其他省电量所提供的旋转备用服务费。

全额旋转备用服务费是指交易时段内,卖方为祁韶直流输送的全部电量(包括落地湖南和转送其他省电量)所提供的旋转备用服务费。

现阶段,仅计算旋转备用服务费,不实际结算;条件具备后,启动正式结算。

第六十条 旋转备用服务费按交易时段计算和分摊。

每日2:00前,调控中心汇总公布前日旋转备用调用情况、服务费和分摊费明细。

如有异议,市场主体应于当日10:00前向调控中心提出。调控中心应于当日18:00前予以处理并答复,节假日顺延。

第六十一条 卖方应收服务费、买方应付服务费按交易时段内买方通过祁韶直流转送电量占祁韶直流总输送电量的比例计算。

∑卖方应收服务费=∑买方应付服务费=卖方全额旋转备用服务费×∑买方通过祁韶直流转送电量/祁韶直流总输送电量

某卖方应收服务费=某卖方全额旋转备用服务费×买方通过祁韶直流转送电量/祁韶直流总输送电量

第六十二条 考虑不同市场主体在旋转备用服务中的贡献程度,设置火电调节系数K5、水电和调相机调节系数K6,取值范围为0-2。K5值取1,K6值取0.5。调整K5、K6值,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

第六十三条 全额旋转备用服务费计算:

(一)全额旋转备用电量

1.祁韶直流运行所需全网旋转备用电量=交易时段内对应电网负荷水平及祁韶直流运行功率等所需的旋转备用容量×交易时长

2.实际调用机组旋转备用电量。

(1)实际调用稳定规定中有开机及旋转备用容量要求的机组:

实际旋转备用电量=机组额定容量×稳定规定要求的旋转备用百分比×交易时长

(2)实际调用稳定规定有开机及旋转备用容量要求的且其剩余备用容量亦被调用的机组、实际调用满足稳定规定总旋转备用容量要求的机组:

实际旋转备用电量=交易时段内机组最大可调出力×交易时长-交易时段内实际发电量

如实际调用所有机组的旋转备用之和大于稳定规定中总旋转备用容量,实际调用的最后一台机组旋转备用容量按满足稳定规定所需备用容量计算。

(二)全额旋转备用服务费

1.按日前交易调用排序,依次调用火电运行机组直至达到稳定规定的开机台数要求,且满足交易时段内所需总旋转备用容量。

火电全额旋转备用服务费=K5×(火电运行机组实际旋转备用电量×统一出清价格)

2.调相机全额旋转备用服务费。

调相机旋转备用服务费=K6×按稳定规定开机台数及旋转备用总容量要求调用的火电机组所产生的旋转备用服务费之和(不含满足总旋转备用要求所产生的旋转备用服务费)×调相机容量/按上述方式被调用的火电机组容量。

3.当调用火电运行机组无法满足该交易时段内旋转备用总容量时,调用水电运行机组以满足该交易时段内旋转备用总容量。

水电全额旋转备用服务费由满足稳定规定的在运水电机组按提供的实际旋转备用电量比例分配。

水电全额旋转备用总服务费=K6×(水电运行机组实际被调用总旋转备用电量×统一出清价格)

某水电机组全额旋转备用服务费=水电全额旋转备用总服务费×该机组实际旋转备用电量/水电运行机组实际总旋转备用电量

第六章 紧急短时调峰交易

第一节 定义及其启动条件

第六十四条 紧急短时调峰交易是指系统备用容量占比低于3%、将采取有序用电措施时,调用储能电站放电服务,或即时停用可中断负荷,实现短时负荷平衡的交易。

第六十五条 紧急短时调峰交易卖方为:

(一)满足技术标准、符合市场相关条件的装机容量10MW及以上的储能电站。

(二)满足市场相关条件、已接入精准切负荷系统、一次减少负荷有功功率达10MW及以上的用户。

第六十六条 日内运行中,预计系统备用容量占比小于3%,有可能采取有序用电措施时,调控中心可启动紧急短时调峰交易。

第二节 申报与出清

第六十七条 紧急短时调峰交易方式为“日前报价,按需调用,按序调用”。

第六十八条 卖方日前通过交易平台提交紧急短时调峰交易申报信息。

(一)储能电站按交易时段申报分档可增供有功功率和价格及保证持续时长。

(二)电力用户按交易时段申报分档可减少有功功率和价格及保证持续时长。

第六十九条 报价实行限价管理。详见附件5-1《储能电站紧急短时调峰报价限额》、附件5-2《可中断负荷用户紧急短时调峰报价限额》。调整报价限额,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

第七十条 调控中心根据超短期负荷预测、开机方式等实际情况,确定所需紧急短时调峰容量和时间要求。

第七十一条 储能电站、可中断用户分别按照报价从低到高排序;同类型设备报价相同时,按照申报时间先后排序。

经安全校核后,形成各有关交易时段调用排序。优先调用储能电站。储能调峰资源用尽后,再调用可中断负荷用户。调控中心可根据系统运行需要分区排序调用。

第三节 交易组织与执行

第七十二条 交易组织。

每日10:00前,卖方通过交易平台申报次日紧急短时调峰交易价格及相关信息。

每日19:00前,调控中心根据申报信息、负荷预测和电网运行情况,编制并发布次日紧急短时调峰调用排序。

节假日前,调控中心可集中组织多日紧急短时调峰申报,发布相应的紧急短时调峰排序,节假日期间按需调用。

第七十三条 日内运行中,调控中心根据超短期负荷预测,结合日前调用排序和电网运行情况,调用紧急短时调峰服务。

日内调用时,调控中心应至少提前30分钟通知可中断用户。

第四节 服务费及其分摊

第七十四条 紧急短时调峰服务费为卖方在交易时段内提供增供或减用电力的紧急短时调峰服务所得。

第七十五条 紧急短时调峰服务费按交易时段的紧急短时调峰电量与报价计算和分摊。

每日2:00前,调控中心公布上日紧急短时调峰调用情况、服务费和分摊费明细。

如有异议,市场主体应于当日10:00前提出。调控中心应于当日18:00前予以处理并答复,节假日顺延。

第七十六条 为合理调控服务费用,设置紧急短时调峰调节系数K7,取值范围0-2。K7值取为1。调整K7值,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

第七十七条 紧急短时调峰服务费为交易时段调用设备紧急短时调峰电量与中标价格乘积的总额。

(一)储能电站紧急短时调峰服务费=K7×∑(交易时段储能电站紧急短时调峰电量×中标价格)

其中,紧急短时调峰电量为交易时段内储能电站按调度指令调增功率至中标功率及以上时增加的供电量。

(二)可中断负荷用户紧急短时调峰服务费=K7×∑(交易时段可中断负荷用户紧急短时调峰电量×中标价格)

其中,紧急短时调峰电量为交易时段内可中断负荷用户按调度指令调减用电负荷至中标功率及以下时减少的用电量。

第七十八条 紧急短时调峰服务费从抽水蓄能辅助服务费超额部分、违约考核费用或其他资金来源支付。

第七章 考核管理

第七十九条 调控中心负责电力辅助服务市场运营考核管理。每月按交易品种对市场主体进行考核。

第八十条 考核依据包括:调控中心制定的发电计划曲线,市场主体申报中标电力(电量)、价格,能量管理系统(EMS)、广域测量系统(WAMS)等调度自动化系统的实时数据,电能量遥测采集计费系统的电量数据,当值调度员的调度录音、调度日志等。

第八十一条 深度调峰交易中,因自身原因导致调峰实际电量小于调峰中标电量的,10%及以下的免于考核;10%以上的,按履约可得调峰费用与实际可得调峰费用的差值的20%予以考核;调峰实际电量大于调峰中标电量的,免于考核。

第八十二条 启停调峰交易中,因自身原因导致无法履约的,按履约可得启停调峰费用的10%予以考核;延迟停机或并网30分钟及以内的,免于考核。

第八十三条 旋转备用交易中,因自身原因导致实际旋转备用电量小于稳定规定或调度指令的,5%以内免于考核;5%以上的,按履约可得费用与实际可得费用的差值的20%予以考核;因自身原因停机导致无法提供祁韶直流正常运行所需旋转备用的,按履约可得费用的20%考核;实际旋转备用电量大于稳定规定或调度指令的,免于考核。

第八十四条 紧急短时调峰交易中,除按调度指令外,未达到增供或减用申报功率和保证时长的,应予以考核。

考核费用=K8×(申报增供或减用功率×申报保证时长-实际增供或减用功率×实际时长)×申报价格。

设置考核调节系数K8,取值范围为0.5-2,K8值取1。调整K8值,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准。

第八十五条 非自身原因无法提供调峰辅助服务的或产生偏差的,免于考核。

第八十六条 考核费用单独核算,首先用于紧急短时调峰服务费等支出;如有剩余,纳入平衡资金账户。

第八章 计量与结算

第八十七条 辅助服务计量依据包括:调度指令,能量管理系统(EMS)、发电机组调节系统运行工况在线上传系统、广域测量系统(WAMS)等调度自动化系统釆集的实时数据,电能量采集计费系统的电量数据等。

第八十八条 辅助服务费、分摊费遵循收支平衡原则,实行专款专用,湖南省电力公司负责财务计算并设立电力辅助服务平衡资金专项账户。

第八十九条 服务费、分摊费、考核费结算实行日清月结,与月度电费结算同步进行。

单个发电厂有多个结算单元的,分摊费用按各结算单元上网电量比例进行结算。

第九十条 调控中心负责汇总、统计各市场主体辅助服务交易结果及其收支明细等情况。每月第2个工作日12:00前,将上月各类交易品种交易结果、服务费、分摊费、考核费等有关数据清单推送至交易中心。每月第4个工作日前,交易中心公布上月结算信息。

如有异议,市场主体应在月度结算信息公布后1个工作日内向调控中心或交易中心提出复核,调控中心或交易中心应在2个工作日内予以处理并答复。每月第8个工作日前,交易中心应向市场主体出具结算依据。

第九十一条 湖南市场主体参与华中区域辅助服务市场提供的辅助服务,不纳入湖南省电力辅助服务市场。

第九十二条 抽水蓄能电站调峰服务费结算实行月结年清。

月度预结算时,抽水蓄能电站调峰服务费不得超过当月火电机组调峰服务费净收入的25%,超出部分暂存于平衡资金账户。

年度清算时,按实支付全年累计应得抽水蓄能电站调峰服务费,但不超出政府有关部门核定年度收益且不超出火电调峰服务费年度净收入的25%。

抽水蓄能电站调峰服务费与火电调峰服务费年度净收入的比值如需调整,需经湖南能源监管办会同省发改委、省能源局批准后发布实施。

第九十三条 年度清算时,平衡资金账户如有盈余,原则上按照有关市场主体调峰服务费的分摊比例进行分享。

第九章 信息公开与披露

第九十四条 信息公开与披露必须严格遵守国家有关信息保密管理的有关规定。

第九十五条 按照信息保密要求和公开范围,市场信息包括公众信息、公开信息、私有信息三大类:

(一)公众信息是指向社会公众公布的信息。包括电力辅助服务市场交易适用的法律、法规、政策规定、交易规则,市场主体基本信息、市场主体履约及信用情况,以及经湖南能源监管办授权发布的其他信息等。

(二)公开信息是指所有市场主体均应获得的信息。包括交易公告、交易流程、辅助服务需求、交易限价、交易价格等。

(三)私有信息是指只有特定的市场主体及调控中心、交易中心可获得的信息。包括发电机组的机组特性参数、各市场主体的申报电量、申报价格、交易时段、中标电力(电量)、出清价格和结算信息等。

第九十六条 市场成员应按照及时、完整、准确的原则,公开披露相关辅助服务市场信息,并对其披露信息的真实性负责。违反信息披露有关规定的,将依法依规纳入能源征信管理;问题严重的,按照有关规定依法予以处理,直至取消市场准入资格。

第九十七条 调控中心会同交易中心负责辅助服务市场交易信息的管理与披露工作,并定期向湖南能监办、省发改委和省能源局报告有关信息披露情况。每月10日前,调控中心将上月辅助服务市场运营情况、服务费、分摊费、考核费等有关详细情况报送湖南能源监管办。

第九十八条 调控中心、交易中心应按照公平、公正的原则,无歧视地披露公众信息和公开信息。市场成员严禁超范围获取私有信息,不得泄露有碍公平竞争和涉及私有的相关信息。

第九十九条 信息披露可采用网站、会议、交易平台等多种形式,为市场主体获取和披露信息提供便利。交易平台应满足市场信息披露及时、完整、准确的要求。

第一百条 按发布周期,市场信息分为交易时段信息、日信息、月度信息、年度信息等。

15分钟为一个交易时段的交易,应在上一交易时段结束后15钟内发布相关信息;每日2:00前应发布上日交易相关信息;每月第2个工作日内应发布上月相关信息;每年第一个月底前应发布上年相关信息。

第一百〇一条 交易出清后,调控中心应及时通过交易平台发布出清结果,包含但不限于市场主体、中标时段、中标电力(电量)、出清价格等信息。

交易完成后,调控中心应及时通过交易平台发布各类别辅助服务调用情况,以及相关的服务费、分摊费、考核费等交易结果的汇总统计信息。

第一百〇二条 交易中心按月通过交易中心官方网站或交易平台发布辅助服务市场交易结算信息,包含但不限于市场主体、各交易品种服务费、分摊费及考核费等信息。

第十章 市场监管与风险防控

第一百〇三条 湖南能源监管办会同省发改委、省能源局负责监管湖南电力辅助服务市场。

第一百〇四条 调控中心、交易中心根据有关规定,履行市场运营、市场监控和风险防控等职责。加强对市场运营情况的监控分析,积极有效措施,防控市场风险,交易平台应链接电力监管信息系统,并定期向湖南能源监管办报送市场运营监控分析报告。

第一百〇五条 湖南能源监管办依法开展市场监管检查,市场成员应予以配合。发现市场主体和市场运营机构有违规行为的,依法依规予以处理。

第一百〇六条 市场主体对辅助服务调用、费用结算统计和考核等情况如有异议,经与市场运营机构复核后仍存在争议的,可以向湖南能源监管办投诉或举报,提请湖南能源监管办依法依规予以处理。

第一百〇七条 市场运营机构应严格按照本规则组织开展湖南电力辅助服务市场交易,不得擅自违规调整程序和参数,确保数据真实、准确、及时和完整。辅助服务市场交易信息数据应保存两年以上。

第一百〇八条 发生以下情形之一,湖南能源监管办会同省发改委、省能源局可对市场进行干预,也可授权调控中心进行临时干预,并事后向市场成员公布原因:

(一)电力系统发生重大事故危及电网安全稳定运行的;

(二)市场主体违规、滥用市场力等情况,严重影响交易公平的;

(三)交易平台发生重大故障,导致交易无法正常进行的;

(四)因恶劣天气及其它不可抗力等原因,造成用电负荷发生突变、电网运行方式发生重大变化,导致交易无法正常开展的;

(五)市场发生其他严重异常情况的。

第一百〇九条 市场干预的主要措施:

(一)调整市场准入和退出条件;

(二)调整市场报价限额;

(三)调整有偿调峰基值及调节系数;

(四)暂停市场交易,处理和解决问题后重新启动。

第一百一十条 市场运营机构应当详细记录市场干预的原因、起止时间、对象、措施和结果等有关情况,并向湖南能源监管办、省发改委、省能源局及时报告。

第十一章 附则

第一百一十一条  本规则由湖南能源监管办负责解释。

第一百一十二条  本规则自2020年10月1日起实施。试用期2年。

关键字:储能调频项目 电力辅助服务市场

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