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华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)印发

作者:中国储能网新闻中心 来源:北极星储能网 发布时间:2019-01-03 浏览:
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中国储能网讯:北能监局近日发布了《关于印发华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)的通知》,为建立调峰辅助服务市场化新机制,发挥市场在调峰资源配置中的决定性作用,充分挖掘华北电网及各省网调峰资源,保障华北电网安全稳定运行,提升风电、光伏等新能源消纳空间,实现调峰责任在不同发电企业之间的公平分摊。调峰服务费用应由火电(燃煤、燃气)、风电、光伏(扶贫光伏场站除外)等发电企业及参与市场化交易的用户共同承担。

华北电力调峰辅助服务市场由华北调峰辅助服务市场和省网调峰辅助服务市场构成。华北市场以省网(控制区)为单位开展,省网市场在省网(控制区)内统一开展,京津唐电网按照相关文件要求作为统一控制区参与华北市场,作为统一控制区开展省网市场。华北市场在各省网根据日前发电预计划(日内发电计划)预测下备用不足将导致发生弃风弃光时启动,各电力调度机构在华北市场申请购买的调峰需求量应根据省网(控制区)下备用情况经过严格测算后确定。待条件具备后,华北市场应引入双边报价机制,购买调峰资源的省网(控制区)应定期向域内新能源发电企业询价,采用双向竞价或价格敏感性申报方式开展华北市场交易并确定中标量。

华北市场调峰服务费用的分摊按照“谁提供、谁受益,谁使用、谁承担”的基本原则,以每个风电场、光伏电站市场开展时段的发电量为依据计算每个风电场、光伏电站所需分摊费用。

运行周期为2018年12月28日至2019年3月15日。2018年12月31日至2019年1月31日华北市场及省网市场调峰服务及分摊费用按照50%进行结算,2019年2月1日起正常开展结算。

详情如下:

华北能源监管局关于印发华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)的通知

华北电网有限公司,国网北京市、天津市、冀北、河北省、山西省、山东省电力公司,内蒙古电力(集团)有限责任公司,各有关发电企业:

按照《国家能源局关于同意开展华北、华东电力辅助服务市场试点工作的复函》(国能函监管〔2018〕104 号)的要求,为加快推进华北电力辅助服务市场建设,确保华北电力调峰辅助服务市场化交易的有序开展,我局组织拟定了《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》。经向各方征求意见并根据模拟运行情况作进一步修改完善后形成《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》(试运行版)(以下简称《规则》)。现印发给你们,请遵照执行。

为保证华北电力调峰辅助服务市场平稳有序运行,现就市场运行期间相关事项要求如下:

一、试运行周期为2018年12月28日至2019年3月15日。请各相关电力调度机构做好市场时段和非市场时段的衔接工作,市场运行时段按照《规则》相关要求开展各项工作,严格执行市场出清结果,杜绝因电网异常、民生供热保障等特殊情况以外的市场干预行为。非市场运行时段应保持现有工作流程和职责界面不变。

二、市场运营机构应不断完善华北市场技术支持系统,加强市场运行期间的信息批露工作,按周向市场主体发布气象信息、负荷预测、市场出清结果等与市场运行相关的公开信息,后续根据市场运行情况逐步缩短信息批露周期。

三、为保证市场平稳过度,2018年12月28日至30日不开展市场结算,2018年12月31日至2019年1月31日华北市场及省网市场调峰服务及分摊费用按照50%进行结算,2019年2月1日起正常开展结算。试运行期间市场出现重大问题时可暂停市场结算,并组织市场相关方对《规则》和市场平台作进一步完善。

四、华北电力调控分中心应会同各省(区、市)调度机构加强电网调峰供需形势分析,合理安排电网运行方式。对调峰资源严重供不应求的情况要编制市场应急处置预案并报我局备案,要提前明确有效的干预手段确保调峰市场有序运作。购买调峰资源的省网(控制区)应根据电网下备用情况经过精确测算后确定需求量,严禁随意申报调峰需求。

五、各有关发电企业应积极参与华北电力调峰辅助服务市场,不断加强内部管理,优化报价策略,提升市场竞争能力,维护市场秩序,保障市场良好运作。各单位应按要求做好市场运行期间的相关工作,在《规则》执行中如遇重大问题,请及时报告我局。

国家能源局华北监管局

2018年12月25日

华北电力调峰辅助服务市场运营规则

(试运行版)

第一章 总则

第一条 为建立调峰辅助服务市场化新机制,发挥市场在调峰资源配置中的决定性作用,充分挖掘华北电网及各省网调峰资源,保障华北电网安全稳定运行,提升风电、光伏等新能源消纳空间,实现调峰责任在不同发电企业之间的公平分摊,制定本规则。

第二条 本规则依据《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)及其相关配套文件、《电力监管条例》(国务院令第 432 号)、《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔2016〕625 号)、《国家能源局关于印发 2018 年体制改革工作要点的通知》(国能综法改〔2017〕57 号)、《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(国能发监管〔2017〕67 号)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43 号)、以及国家相关法律、法规制定。

第三条 华北电力调峰辅助服务市场由华北调峰辅助服务市场(以下简称“华北市场”)和省网调峰辅助服务市场(以下“省网市场”)构成。华北市场以省网(控制区)为单位开展,省网市场在省网(控制区)内统一开展,京津唐电网按照相关文件要求作为统一控制区参与华北市场,作为统一控制区开展省网市场。

第四条 华北市场包括日前市场和日内市场,按照集中报价、市场统一边际出清的方式开展,在省网(控制区)下备用不足时,由需求省网(控制区)提出购买需求,向调峰资源充足省网(控制区)购买调峰辅助服务(以下简称“调峰服务”),通过省间联络线计划调整的方式实现。

第五条 省网市场为日内市场,按照集中报价、日内统一边际出清的方式开展,优先满足省网(控制区)调峰服务需求,并参加华北市场。

第六条 本规则中省网市场部分以京津唐电网为例制定。未颁布省网市场规则的省网(控制区)参照制定省网规则并开展省网市场运行。已颁布省网市场规则的试点省网(控制区)按已出台规则开展省网市场。

第七条 调峰服务由华北电网各省级以上调度机构直调的火电机组(以下简称“火电机组”)提供,华北市场、省网市场出清结果通过省网(控制区)AGC 统一下发到火电机组,后续根据市场开展情况,逐步扩大至其它类型发电机组。

第八条 省网(控制区)参与华北市场引起的省间联络线电量偏差,滚动调整,不影响省间联络线年度电量计划的执行。

第九条 火电机组参与华北市场、省网市场提供调峰服务引起的电量偏差,滚动调整,不影响年度发电量计划和市场化电量的执行。

第十条 调峰服务费用应由火电(燃煤、燃气)、风电、光伏(扶贫光伏场站除外)等发电企业及参与市场化交易的用户共同承担。市场运营初期,参与市场化交易的用户暂不参与调峰辅助服务费用分摊,待具备条件时,此类用户按照交易电量参与辅助服务费用分摊。

第十一条 国家能源局华北监管局(以下简称“华北能源监管局”)负责华北电力调峰辅助服务市场的监督与管理。

第二章 市场成员

第一节 华北市场

第十二条 华北电力调控分中心(以下简称“华北分中心”)以及华北各省、市、自治区电力调控中心(以下简称“省调”)为华北市场的运营机构。华北市场成员包括电网企业和华北分中心、省调直调的火电厂(企业)。

第十三条 华北分中心职责

(一)管理、运营华北市场。

(二)建立、维护华北市场技术支持系统。

(三)负责京津唐电网日前、日内发用电平衡预测,在预计调峰资源不足时申报购买调峰服务需求。

(四)组织直调火电厂(企业)参与华北市场分档报价和调峰技术能力的申报,确保火电厂(企业)按照自主决策进行市场申报。

(五)根据电网运行情况,对火电厂(企业)申报结果进行安全校核。

(六)依据华北市场规则组织市场出清及结果计算。

(七)根据出清结果编制省间联络线计划。

(八)及时、准确、严格执行市场出清结果,对结果执行情况进行考核及分摊费用计算。

(九)披露与发布华北市场信息。

(十)评估市场运行状态,分析市场出清结果,提出规则修改建议。

(十一)在系统事故等紧急情况下干预或中止市场,并及时将有关情况上报华北能源监管局。

(十二)按照市场监管需要,向华北能源监管局定期报送相关运行情况报告,接受监管。

第十四条 省调职责

(一)配合华北分中心运营华北市场。

(二)建立、维护省网侧配套技术支持系统。

(三)根据日前、日内发用电平衡预测,各省网(控制区)在预计调峰资源不足时申报购买调峰服务需求。

(四)组织直调火电厂(企业)参与华北市场分档报价和调峰技术能力的申报,确保火电厂(企业)按照自主决策进行市场申报。

(五)根据电网运行情况,对火电厂(企业)申报结果进行安全校核,并将通过安全校核的火电厂(企业)申报信息报送至华北分中心,将火电厂(企业)申报部分通过以及未通过安全校核的具体原因报送至华北分中心。

(六)及时、准确、严格执行市场出清结果,对结果执行情况进行考核及分摊费用计算。

(七)披露和提供信息。

(八)北京、天津、冀北调控中心配合华北分中心完成调峰服务分摊费用计算。

第十五条 电网企业职责

(一)华北电网公司以省间联络线为载体,与获得和提供调峰资源的省网(控制区)电网企业结算调峰服务费用。

(二)提供调峰服务的省网(控制区)按照现行结算关系负责与中标机组结算。

(三)负责华北市场中标机组偏差考核费用的返还结算。

(四)负责调峰服务费用的分摊结算。

第十六条 火电厂(企业)的职责

(一)按照自主意愿选择是否进行市场申报,自主决策申报策略参与市场竞争,自行承担市场风险。

(二)参与华北市场分档报价和调峰技术能力的申报。

(三)严格执行市场出清结果,通过 AGC 接受调峰服务调用指令。

(四)当电网运行需要时,承担调峰服务义务。

(五)火电厂(企业)申报部分通过以及未通过安全校核时,根据电网实际运行情况提供调峰服务。

(六)按规则分摊调峰服务费用。

(七)按规定披露和提供信息。

(八)严格遵守市场规则,维护市场秩序。

第二节 省网市场

第十七条 华北分中心以及北京、天津、冀北电力调控中心为省网市场的运营机构。省网市场成员包括电网企业、华北分中心以及北京、天津、冀北电力调控中心直调的火电厂(企业)。

第十八条 华北分中心职责

(一)管理、运营省网市场。

(二)建立、维护省网市场技术支持系统。

(三)负责京津唐电网日前、日内发用电平衡预测,日前、日内发电计划的编制。

(四)组织直调火电厂(企业)参与省网市场分档报价和调峰技术能力的申报,确保火电厂(企业)按照自主决策进行市场申报。

(五)根据电网运行情况,对火电厂(企业)申报结果进行安全校核。

(六)依据省网市场规则组织市场出清及结果计算。

(七)及时、准确、严格执行市场出清结果,对结果执行情况进行考核及分摊费用计算。

(八)披露与发布省网市场信息。

(九)评估市场运行状态,分析市场出清结果,提出规则修改建议。

(十)在系统事故等紧急情况下干预或中止市场,并及时将有关情况上报华北能源监管局。

(十一)按照市场监管需要,向华北能源监管局定期报送相关运行情况报告,接受监管。

第十九条 电网企业职责

(一)华北电网公司,与国网北京市电力有限公司、国网天津市电力有限公司、国网冀北电力有限公司结算调峰服务费用。

(二)按照现行结算关系负责与火电厂(企业)结算省网市场结果。

第二十条 北京、天津、冀北电力调控中心职责

(一)配合华北分中心运营省网市场。

(二)组织直调火电厂(企业)参与省网市场分档报价和调峰技术能力的申报,确保火电厂(企业)按照自主决策进行市场申报。

(三)根据电网运行情况,对火电厂(企业)申报结果进行安全校核,并将通过安全校核的火电厂(企业)申报信息报送至华北分中心,将火电厂(企业)申报部分通过以及未通过安全校核的具体原因报送至华北分中心。

(四)提供直调火电机组的运行数据。

(五) 及时、准确、严格执行市场出清结果。

(六)配合华北分中心完成调峰服务分摊费用计算。

(七)配合华北分中心实施市场干预。

第二十一条 火电厂(企业)职责

(一)按照自主意愿选择是否进行市场申报,自主决策报价策略参与市场竞争,自行承担市场风险。

(二)参与省网市场分档报价和调峰技术能力的申报。

(三)严格执行市场出清结果。

(四)当电网运行需要时,承担调峰服务义务。

(五)火电厂(企业)申报部分通过以及未通过安全校核时,根据电网实际运行情况提供调峰服务。

(六)按规定披露和提供信息。

(七)严格遵守市场规则,维护市场秩序。

(八)华北分中心以及北京、天津、冀北电力调控中心直调的火电厂(企业),均需按照规则分摊调峰服务费用。

第三章 报价与出清

第一节 华北日前市场

第二十二条 华北日前市场在每年 11 月至次年 3 月期间展开,开展时段 00:00-24:00。

第二十三条 华北分中心、省调组织直调的火电厂(企业)参与市场报价,火电机组按额定容量(增容机组按照原容量计算调峰档位)进行分档申报,以额定容量的 100%-70%为一档,70%以下每 10%为一档报价,按照价格递增方式逐档申报,每一档全天报价相同,价格单位为:元/MW·h,报价最小单位为 10 元/MW·h,报价周期为周。为保证市场平稳健康发展,调峰市场机组报价上限按照火电机组及风电度电边际收益确定。市场开展初期额定容量的 70%及以上档位暂定 0 价。额定容量的 40%-70%每档报价范围为 0-300 元/MW·h,40%以下各档位报价上限为 400元/MW·h。后续根据市场实际运行情况逐渐缩短报价周期并对报价范围限价进行调整。

第二十四条 华北分中心、省调组织直调的火电厂(企业)上报火电机组的调峰技术能力,并对火电机组的调峰技术能力进行核定。

第二十五条 华北分中心、省调在满足省网(控制区)电力平衡、调峰需求、电网运行、调频需求以及火电机组调节速率等要求的前提下,优先满足省网(控制区)的调峰需求,在省网市场运行时段以机组调整费用最小为目标,编制全天 96 点日前发电预计划,并判断次日省网(控制区)调峰资源是否充足。

第二十六条 华北市场在各省网根据日前发电预计划(日内发电计划)预测下备用不足将导致发生弃风弃光时启动,各电力调度机构在华北市场申请购买的调峰需求量应根据省网(控制区)下备用情况经过严格测算后确定。待条件具备后,华北市场应引入双边报价机制,购买调峰资源的省网(控制区)应定期向域内新能源发电企业询价,采用双向竞价或价格敏感性申报方式开展华北市场交易并确定中标量。华北分中心应组织各省调按照上述原则编制实施细则并报华北能源监管局备案后实施。

第二十七条 调峰资源不足的省网(控制区)根据调峰需求申报全天 96 点调峰需求电力曲线,最小申报电力单位为 50MW。

第二十八条 调峰资源充足的省网(控制区)以全天 96 点日前发电预计划为火电机组基点,确定可参与市场的调峰资源,形成“电力-价格”曲线。并将通过安全校核后的各火电机组“电力-价格”曲线报送至华北市场技术支持系统。

第二十九条 在考虑电网安全约束的前提下,根据调峰需求电力曲线以及调峰资源“电力-价格”曲线开展市场出清,市场按每 15 分钟时段进行统一边际出清:

(一)每个 15 分钟时段以火电机组日前发电预计划为每台火电机组基点功率,以购买调峰服务成本最小为目标按照报价从低到高的原则调用,直至满足该时段调峰需求,最后中标的火电机组报价为边际出清价格。当火电机组报价相同时,按照火电机组额定容量比例调用。

(二)若华北电网调峰资源无法满足全网调峰需求,并且存在两家及以上省网(控制区)调峰资源不足时,按照调峰资源不足省网(控制区)申报需求比例分配华北电网调峰资源。

(三)华北分中心完成市场出清,并公布市场出清结果。

第三十条 华北分中心按照华北日前市场出清结果编制日前省间联络线计划。

第三十一条 华北分中心、省调按照华北日前市场出清结果编制中标机组日前发电计划并下发。

第二节 华北日内市场

第三十二条 华北日内市场在每年 11 月至次年 3 月期间开展,全天 00:00-24:00 分为 07:15-12:00、12:15-16:00、16:15-23:00、23:15-07:00,4 个时段开展。

第三十三条 华北日前市场中标机组在日前发电计划的基础上参与华北日内市场。

第三十四条 依据日内负荷预测、超短期风功率预测、机组可提供调峰资源报价,优先满足省网(控制区)的调峰需求,在省网市场运行时段以机组调整费用最小为目标,省调编制每个华北日内市场开展时段火电机组该时段内的日内发电计划。

第三十五条 省网(控制区)调峰资源仍不满足电网运行要求时,申报该华北日内市场开展时段每 15 分钟调峰需求电力曲线,最小申报电力单位为 50MW。

第三十六条 调峰资源充足的省网(控制区)按照华北日内市场开展时段火电机组日内发电计划作为基点,确定火电机组每 15 分钟可提供的调峰资源,报价延用华北日前市场报价,形成调峰资源“电力-价格”曲线,已参加华北日前市场的火电机组仍可参加华北日内市场。

第三十七条 在考虑电网安全约束的前提下,根据调峰需求电力曲线以及调峰资源“电力-价格”曲线开展市场出清,华北日内市场按每 15 分钟时段一个统一边际出清:

(一)每个 15 分钟时段以火电机组日内发电计划为每台火电机组基点功率,以购买调峰服务成本最小为目标按照报价从低到高的原则调用,直至满足该时段调峰需求,最后中标的火电机组报价为边际出清价格。当火电机组报价相同时,按照火电机组额定容量比例调用。

(二)若华北电网调峰资源无法满足全网调峰需求,并且两家及以上省网(控制区)调峰资源不足,则按照调峰资源不足省网(控制区)申报需求比例分配华北电网调峰资源。

(三)华北分中心完成市场出清,并公布市场出清结果。

第三十八条 华北分中心按照华北日内市场出清结果更新省间联络线计划并下发。

第三十九条 华北分中心、省调按照华北日内市场出清结果编制中标机组华北日内市场开展时段日内发电计划并下发。

第三节 省网市场

第四十条 省网市场在每年 11 月至次年 3 月期间开展,开展时段为 00:00-07:00、12:00-16:00。

第四十一条 火电机组同时参与华北市场与省网市场,市场报价、调峰技术能力同时作为参与华北市场和省网市场的报价与调峰技术能力。

第四十二条 省网市场开展时段考虑到与非市场时段过度与衔接因素,暂定 12:00-12:30 为过渡时段,且 12:00-12:30 时段省网调峰市场费用不结算。

第四十三条 为配合华北日前市场的开展,编制省网(控制区)全天 96 点日前发电预计划,根据全天 96 点日前发电预计划参与华北日前市场,省网(控制区)日前发电预计划编制原则如下:

(一)提供调频辅助服务的火电机组原则上不参与华北市场、省网市场竞价(暂不承担相应的调峰服务费用),按照满足电网调频需求并预留必要的调频范围为原则编制调频机组日前发电预计划。

(二)按照火电机组市场报价、调峰技术能力,在省网市场开展时段 00:00-07:00、12:00-16:00 时段以每 15 分钟时段机组调整费用最小为目标,编制参与省网市场的火电机组的日前发电预计划。

省网市场运行时段每 15 分钟按照机组调整费用最小的具体调用原则如下:

(1)下一时段负荷下降时,根据以下目标函数进行机组调用:

(2)下一时段负荷增加时,将上一时段中标机组各档按照报价由高到低排序并依次上调,直至满足下一时段负荷增加总需求。

(三)因冬季供热、电网运行要求等需要,存在出力下限约束的火电机组以出力下限为约束条件编制。

(四)非省网市场开展时段,按照火电机组年度发电量计划、市场化电量等完成进度情况开展编制。

第四十四条 根据华北日前市场出清结果,编制省网(控制区)全天 96 点日前发电计划:

(一)提供调频辅助服务的火电机组,按照满足电网调频需求并预留必要的调频范围为原则编制日前发电计划。

(二)华北日前市场中标机组按照出清结果编制对应时段日前发电计划。

(三)华北日前市场中标机组的非中标时段、华北日前市场未中标机组按照省网(控制区)日前发电预计划编制原则进行编制。

第四十五条 为配合华北日内市场的开展,按华北日内市场开展时段要求,在规定时间节点前完成编制省网(控制区)日内发电计划,根据省网(控制区)日内发电计划参与华北日内市场:

(一)提供调频辅助服务的火电机组,按照满足电网调频需求并预留必要的调频范围为原则编制日内发电计划。

(二)华北日前市场中标机组中标时段日内发电计划按照日前发电计划执行。

(三)省网市场开展时段 0:00-7:00、12:00-16:00,依据日内负荷预测、超短期风功率预测,以每 15 分钟机组调整费用最小为目标,编制省网(控制区)日内发电计划。

(四)非省网市场开展时段,结合日内负荷预测、超短期风功率预测,按照火电机组年度发电量计划、市场化电量等完成进度情况,编制省网(控制区)日内发电计划。

第四十六条 根据华北日内市场出清结果,华北分中心、省调按照中标时段与出清结果更新华北日内市场的中标机组对应时段日内发电计划。

第四十七条 以华北日内市场中标机组中标时段的日内发电计划为基础,滚动更新华北日内市场的中标机组非中标时段以及华北日内市场的未中标机组的日内发电计划:

(一)每 15 分钟时段内更新下一 15 分钟时段至未来 2 小时的日内发电计划。

(二)日内滚动更新调用时依据基点功率、报价、调峰技术能力,以每 15 分钟机组调整费用最小为目标,通过 AGC 闭环执行。

(三)华北日前、日内市场的中标火电机组,日内继续参与省网市场时,日内调用时以日内发电计划为基点。

第四十八条 根据每 15 分钟最后更新的下一 15 分钟时段火电机组日内发电计划,按照目标函数确定下一 15 分钟时段的出清价格、中标机组和预中标调整量。

第四十九条 发电负荷率是每个 15 分钟时段单台(套)火电机组出力加华北市场中标电力的平均值与单台(套)火电机组额定容量的比值。

平均发电负荷率为每个 15 分钟时段所有在网火电机组总出力加华北市场全部中标电力的平均值与所有在网火电机组额定容量总和的比值。

对于由二拖一变为一拖一运行的燃气机组,综合考虑其实际运行特性,在一拖一方式下计算上述相关负荷率的额定容量按照二拖一额定容量的 56%确定。

发电贡献率为每个 15 分钟时段平均发电负荷率与单台(套)火电机组发电负荷率的差值。

以预测的下一 15 分钟时段发电负荷率、平均发电负荷率计算出清价格,以每 15 分钟时段实际发电负荷率、平均发电负荷率计算调峰服务费用。

第五十条 发电负荷率低于火电机组平均发电负荷率的火电机组中标。

第五十一条 每 15分钟时段的边际出清价格为出清过程中中标火电机组各档调峰资源中的最高报价。

第四章 市场组织流程

第一节 华北日前市场

第五十二条 原则上每周最后一个工作日 9:00 前,华北分中心、省调组织直调的火电厂(企业)完成下周调峰服务分档报价(元/MW·h),并在 9:30 前报送至华北市场技术支持系统。一个完整报价生效周期为次周周一至周日。如遇特殊情况,市场运营机构可另行安排,并提前三个工作日预先通知。

第五十三条 每工作日 9:00 前各火电厂(企业)完成火电机组调峰技术能力的申报,火电厂(企业)以此申报范围为基准参与调峰市场。

第五十四条 每工作日 9:30 前省调将火电厂(企业)申报部分通过以及未通过安全校核的具体原因报送至华北分中心。

第五十五条 每工作日 10:30 华北分中心、省调依据负荷预测、新能源发电预测及确定的次日火电机组组合,编制省网(控制区)火电机组日前发电预计划。

第五十六条 每工作日 10:30 前下备用不足省网(控制区)将次日 96 点调峰需求电力曲线上报至华北市场技术支持系统。

第五十七条 每工作日 10:30前调峰资源充足省网(控制区)将通过安全校核后的各火电机组“电力-价格”曲线报送至华北市场技术支持系统。

第五十八条 每工作日 11:00 前华北分中心完成华北日前市场统一出清,并将通过安全校核后的出清结果在华北市场技术支持系统公布。

第五十九条 每工作日 14:30 前华北分中心按照华北日前市场出清结果调整市场开展时段每个 15 分钟的日前省间联络线计划,下达至各相关省调。

第六十条 每工作日 16:30 前华北分中心、省调按照华北日前市场出清结果完成日前发电计划编制。

第二节 华北日内市场

第六十一条 华 北 日 内 市 场 每 日 分 4 个 时 段 开 展 :23:15-07:00、07:15-12:00、12:15-16:00、16:15-23:00,下备用不足省网(控制区)在每个华北日内市场开展时段 120 分钟前确定该时段调峰需求电力曲线,上报至华北市场技术支持系统。

第六十二条 调峰充足省网(控制区)依据日内发电计划,在每个华北日内市场开展时段 90 分钟前上报调峰资源“电力-价格”曲线至华北市场技术支持系统。

第六十三条 华北分中心在每个华北日内市场开展时段 60分钟前,完成华北日内市场该时段的市场出清与安全校核,并完成对应时段省间联络线的修改和下发。

第六十四条 华北分中心、省调在每个华北日内市场开展时段 15 分钟前,完成该时段中标机组的日内发电计划编制,经安全校核后下发执行。

第三节 省网市场

第六十五条 华北分中心应每周提前发布参与京津唐电网调频的机组信息,火电厂(企业)以此为参考开展调峰服务分档价格的申报。在调频辅助服务市场启动前,调频机组的选取原则为:根据火电机组最近 7 个在网运行日的综合调频性能指标由高到低依次选取直至满足电网调频需求。

第六十六条 每工作日 09:30 前,北京、天津、冀北调控中心将火电厂(企业)申报部分通过以及未通过安全校核的具体原因报送至华北分中心。

第六十七条 每个工作日 10:30 前,华北分中心按照省网市场规则完成京津唐电网全天 96 点日前发电预计划编制。

第六十八条 每个工作日 16:30 前,华北分中心根据华北日前市场出清结果,按照省网市场规则完成京津唐电网日前发电计划编制。

第六十九条 日内每个华北日内市场开展时段 120 分钟前,华北分中心根据华北日前市场出清结果,按照省网市场规则完成京津唐电网该时段日内发电计划编制。

第七十条 日内每个华北日内市场开展时段 30 分钟前,华北分中心根据华北日内市场出清结果,按照省网市场规则完成京津唐电网该时段日内发电计划更新。

第七十一条 华北分中心每 15 分钟滚动计算更新下一 15分钟至未来 2 小时的京津唐电网日内发电计划。

第七十二条 省网市场开展时段,根据每 15 分钟时段市场出清结果调用火电机组。

第五章 执行与考核

第一节 华北市场

第七十三条 火电机组严格按照日内发电计划执行,火电机组因自身原因在华北市场中标时段每 15 分钟发电量偏差超过日内发电计划对应发电量2%时,超出部分按照市场最高限价进行考核,考核返还至本省网(控制区)内参与调峰市场在网的火电厂(企业)。

第七十四条 当全网调峰资源充足但买方无法买到足够调峰资源时,华北分中心、省调对具有调峰资源的火电机组进行直接调用,按照华北市场本时段出清价的 50%进行结算,无出清价时按照最高限价的 30%进行结算。因电网调峰需要,调频辅助服务市场中标机组暂停提供调频服务,所提供的调峰服务按本时段出清价结算。

第七十五条 因电网运行安全需求、电力供需平衡等原因造成火电机组在华北市场中标时段内每 15分钟发电量偏差超过日内发电计划对应发电量 2%时,按照实际运行情况计算调峰服务费用,与中标辅助服务费用之差返还至本省网(控制区)内火电厂(企业),超出部分免于考核。

第七十六条 火电机组因自身原因在华北市场中标时段每15 分钟发电量超过日内发电计划对应发电量 2%时造成的考核,以及非自身原因造成的与中标辅助服务费用之差,返还至本省网(控制区)内参与调峰市场在网的火电厂(企业),计算公式如下:

第二节 省网市场

第七十七条 火电机组严格按照日内发电计划执行,火电机组因自身原因在省网市场开展时段内每15 分钟发电量偏差超过日内发电计划对应发电量 2%时,超出部分按照市场最高限价进行考核,考核返还至本省网(控制区)内参与调峰市场在网的火电厂(企业)。

第七十八条 当省网(控制区)调峰资源充足但省网市场参与报价调峰资源不足时,华北分中心在满足电网安全运行的前提下,对具有调峰资源的火电机组进行直接调用,按照省网市场本时段出清价的 50%进行结算,无出清价时按照最高限价的 30%进行结算。因电网调峰需要,调频辅助服务市场中标机组暂停提供调频服务,所提供的调峰服务按本时段出清价结算。未报价火电机组作为无偿调峰资源优先调用,此类火电机组不获得调峰服务费用。

第七十九条 因电网运行安全需求、电力供需平衡等原因造成的火电机组在省网市场开展时段每15分钟发电量偏差超过日内发电计划对应发电量 2%时,若火电机组中标,按照实际运行情况计算调峰服务费用,超出部分免于考核;若火电机组未中标,火电机组免于分摊调峰服务费用。

第八十条 因电网输变电设备检修工作、火电机组自身缺陷、机组开展相关试验、机组启停机等原因造成无法正常参与省网市场的火电机组作为不可控机组,不获得调峰服务费用并按照规则参与调峰服务费用分摊。

第八十一条 因电网安全、输送通道约束等非火电机组自身原因造成在省网市场开展时段机组负荷率低于火电机组平均负荷率时,作为价格接受者不参与市场出清,其获得的调峰服务费用按照省网市场各时段出清价格进行结算。极端情况需大规模调整发电机组出力时,按照调用机组档位中最高价格结算。

第八十二条 火电机组因自身原因在省网市场开展时段内每 15 分钟发电量偏差超过日内发电计划对应发电量 2%时造成的考核,以及非自身原因造成的与中标辅助服务费用之差,返还至所有参与调峰市场的在网火电机组,计算公式如下:

第六章 费用结算与分摊

第一节 华北市场

第八十三条 以省网(控制区)为单位进行调峰服务费用的分摊和支付,每 15 分钟时段清算、每日统计、每月进行结算。

第八十四条 火电机组按照日前市场出清结果计算调峰服务费用,第 i 个火电机组 t 时段的调峰服务费用为:

第八十六条 华北市场调峰服务费用的分摊按照“谁提供、谁受益,谁使用、谁承担”的基本原则,以每个风电场、光伏电站市场开展时段的发电量为依据计算每个风电场、光伏电站所需分摊费用。扶贫光伏电站(单元)不参与调峰市场费用分摊,市场开展初期,按其装机容量比例折算在每个 15 分钟时段直接扣减光伏电站应参与分摊的电量。参与京津冀绿色电力市场化交易的可再生能源发电企业,其电采暖交易电量不参与华北市场调峰服务费用的分摊。风电场(光伏电站)电采暖交易月度合同电量平均分劈至华北市场运行的每个时段作为每15分钟不参与分摊的电量。

第三节 结算方式

第九十一条 发电企业在调峰辅助服务市场获得(分摊)的相关费用以省级及以上电网为单位,按照电费结算关系对发电企业按月度分别结算。

第九十二条 发电企业获得(分摊)调峰服务费用结算采用电费结算方式,与次月电费结算同步完成。发电企业在该月电费总额基础上加(减)应获得(分摊)的调峰服务费用,按照结算关系向相应电网企业开具增值税发票,与该月电费一并结算。

第九十三条 对调度权与电费结算关系不在同一电网的发电企业,由拥有该厂电费结算关系的电网企业与拥有该厂调度权的电网企业,在次月两家电网企业间电费结算总额基础上加(减)该发电企业应获得(分摊)的调峰服务费用,按照结算关系开具增值税发票,与该月电费一并结算。

第九十四条 华北市场费用结算以省间联络线结算为载体,费用与实际省间联络线电量一并结算支付给提供调峰资源的省网(控制区),发电企业获得(分摊)的调峰服务费用由相应省网(控制区)负责结算。

第七章 市场监管与干预

第九十五条 华北能源监管局负责对调峰辅助服务市场运营情况实施监管。

第九十六条 每月 15 日前,华北分中心将上月调峰服务费用、分摊及考核情况的初步统计结果在其“三公”门户网站上公示。

第九十七条 每月 20 日前,华北分中心将上月调峰服务费用、分摊及考核情况以正式文件形式报送华北能源监管局,经华北能源监管局审核并发文确认后,市场结算结果正式生效。

第九十八条 对当月调峰服务市场出清、调用、统计等情况存在争议的,提出争议方应于次月 25 日前向华北能源监管局提出申请,由华北能源监管局协调处理,逾期不予受理。

第九十九条 发生以下情况时,华北分中心对市场进行干预,或中止市场:

(一)火电厂(企业)滥用市场力及其它严重违约行为严重扰乱华北市场秩序。

(二)市场成员频繁、严重违约,对电网安全稳定运行造成一定影响。

(三)华北市场技术支持系统、省网市场技术支持系统发生故障,导致市场无法正常进行。

(四)电网发生重大事故导致市场无法正常进行。

(五)发生重大社会事件导致市场无法正常进行。

(六)重大活动对电网安全稳定有特殊要求的。

(七)电力行业重大政策调整需市场进行衔接的。

(八)因不可抗力导致市场无法正常进行。

第一百条 市场干预的主要手段包括但不限于:

(一)调整市场的开展时间;

(二)调整市场限价;

(三)调整市场准入和退出;

(四)暂停市场,待处理和解决问题后重新启动。

第一百零一条 对于因电网发生异常、事故等原因导致火电机组出力需进行必要调整时,应由直接管理该机组的电力调度机构提出具体干预措施并对市场进行干预,需要上级调度配合时,由提出干预措施的电力调度机构提出申请。对于因电力调度机构干预对机组参与市场的结果造成影响时,若火电机组中标,按照实际运行情况计算调峰服务费用,超出部分免于考核;若火电机组未中标,火电机组免于分摊调峰服务费用。市场运营机构应于当日将干预措施、受影响的机组、干预结果等相关信息通过华北市场技术支持系统向所有市场主体发布。

第八章 信息发布

第一百零二条 市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息,公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息,私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

第一百零三条 市场运营机构应每周提前发布电网气象信息、负荷预测、重要通道输变电设备检修等信息,并按周发布上周市场交易情况,包括市场出清价格、电网平均负荷率、机组中标电量(分摊电量)、发电企业调峰服务费用(分摊费用)及考核情况等信息。

第一百零四条 对于市场运行中出现数据异常等情况时,市场主体可及时向市场运营机构提出免考申请,市场运营机构根据市场实际运行情况对免考申请予以批复。

第一百零五条 市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则,按照规定报送,并在市场技术支持系统披露相关市场信息。

第一百零六条 火电厂(企业)如对披露的相关信息有异议,可向华北能源监管局提出,由华北能源监管局负责解释。

第九章 附则

第一百零七条 本规则由华北能源监管局负责解释。

第一百零八条 华北能源监管局根据华北市场实际运行情况,对相关条款进行修改。

第一百零九条 本规则实施后,现行《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》中启停调峰补偿规则继续执行,深调峰补偿规则在市场开展期间不执行,在市场不开展期间执行。《京津唐电网并网发电厂调峰服务补偿实施细则(试行)》不再执行。

第一百一十条 本规则自印发之日起实施。


关键字:华北电力、调峰辅助服务市场、运营规则

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