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东北电力辅助市场规则 增加交易品种和补偿机制

     1月14日, 《东北电力辅助服务市场运营规则(暂行)》正式印发,东北电力辅助市场已于2019年11日零点起按照新规则启动市场模拟运行。近两年,东北电网低谷调峰问题得到明显缓解,但也出现了一些新情况、新问题。体现在火电开机容量虽然多,但受供热、煤质等因素制约机组顶峰能力严重下降,电网尖峰时段旋转备用容量不足,个别时段面临有序用电风险,电网安全稳定运行面临新考验。


新规的重点变化

东北能源监管局刊发文章,解释说明了本次全新升级的市场运营规则,重点在两方面做出了变化:

首先是增设旋转备用交易品种,实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。

   旋转备用是指为了保证可靠供电,发电机组在尖峰时段通过预留旋转备用容量所提供的服务。为激励和引导火电厂主动提升顶尖峰能力,新规则设计了尖峰旋转备用市场日前竞价机制火电厂日前报最大发电能力及备用售价,每十五分钟为一个统计周期。

 东北旋转备用交易以发电厂顶尖峰能力作为交易标的物,机制上有三个创新点

    一是实行东北全网统一平台交易,完全打破了辅助服务的省间壁垒;

    二是明确“能上能下”的机组才能获得全部辅助服务收益,向火电机组能力提出了完整的灵活性标准;

 三是机组发电能力考核采用系统随机自动抽查方式,减少了调度机构人工操作量,也最大限度避免人为因素干扰。

 其次是对原有深度调峰补偿机制进行了完善。

    一是将非供热期实时深度调峰费用减半处理,同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用,以准确体现出东北供热期调峰资稀缺程度,使新能源受益与分摊的费用更加对等。

    二是考虑到东北地区光伏发展迅猛,对电力系统调峰已经产生明显影响,因此正式将光伏纳入电力辅助服务市场范畴

  三是对市场主体承担的省内与跨省调峰费用之和设置了上限,对没有调节能力或者调节能力较弱的市场主体起到“底线”保护作用。

  四是对深度调峰辅助服务的调用原则和执行流程进行了细化、优化。

   

东北电力辅助服务的市场现状

东北自2014年便已启动调峰市场,走在全国前列。长期以来,东北电力辅助服务市场上,基本只存在调峰补偿和备用补偿两种类型,而调峰所占辅助服务市场比例达到96%。按照能源局给出的统计数据,2018年上半年东北地区调峰补偿费为14.14亿元,电费占比达到1.49%。由于补偿力度大,东北发电企业参与调峰积极性较高。


数据显示,2014年10月至2018年5月底,东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元,有偿调峰辅助服务平均价格0.506元,实际最高出清价格1元,最低出清价格0.2元。



   东北电储能调峰的规则

本次文件对电储能调峰交易规则(第三章第四节41—48条),除增加与“光伏电站”相关表述外,其它修订点不多。

文件规定,电储能可在电源侧或负荷侧为电网提供调峰辅助服务。而用户侧电储能设施与风电、光伏企业协商开展双边交易价格的上限、下限分别为 0.20.1 /千瓦时

    同时文件还规定,电网企业按以下方式计算用户侧电储能设施的补偿费用:

    电储能设施获得的辅助服务费用=Σ成交电量×成交价格+Σ调用剩余电量×调用补偿价格;

签订双边合同的风电、光伏企业支付给电储能设施的辅助服务费用=Σ成交电量×成交价格。


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东北电力辅助市场规则 增加交易品种和补偿机制

发布时间:2019-01-16   来源:中国电力网

     1月14日, 《东北电力辅助服务市场运营规则(暂行)》正式印发,东北电力辅助市场已于2019年11日零点起按照新规则启动市场模拟运行。近两年,东北电网低谷调峰问题得到明显缓解,但也出现了一些新情况、新问题。体现在火电开机容量虽然多,但受供热、煤质等因素制约机组顶峰能力严重下降,电网尖峰时段旋转备用容量不足,个别时段面临有序用电风险,电网安全稳定运行面临新考验。


新规的重点变化

东北能源监管局刊发文章,解释说明了本次全新升级的市场运营规则,重点在两方面做出了变化:

首先是增设旋转备用交易品种,实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。

   旋转备用是指为了保证可靠供电,发电机组在尖峰时段通过预留旋转备用容量所提供的服务。为激励和引导火电厂主动提升顶尖峰能力,新规则设计了尖峰旋转备用市场日前竞价机制火电厂日前报最大发电能力及备用售价,每十五分钟为一个统计周期。

 东北旋转备用交易以发电厂顶尖峰能力作为交易标的物,机制上有三个创新点

    一是实行东北全网统一平台交易,完全打破了辅助服务的省间壁垒;

    二是明确“能上能下”的机组才能获得全部辅助服务收益,向火电机组能力提出了完整的灵活性标准;

 三是机组发电能力考核采用系统随机自动抽查方式,减少了调度机构人工操作量,也最大限度避免人为因素干扰。

 其次是对原有深度调峰补偿机制进行了完善。

    一是将非供热期实时深度调峰费用减半处理,同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用,以准确体现出东北供热期调峰资稀缺程度,使新能源受益与分摊的费用更加对等。

    二是考虑到东北地区光伏发展迅猛,对电力系统调峰已经产生明显影响,因此正式将光伏纳入电力辅助服务市场范畴

  三是对市场主体承担的省内与跨省调峰费用之和设置了上限,对没有调节能力或者调节能力较弱的市场主体起到“底线”保护作用。

  四是对深度调峰辅助服务的调用原则和执行流程进行了细化、优化。

   

东北电力辅助服务的市场现状

东北自2014年便已启动调峰市场,走在全国前列。长期以来,东北电力辅助服务市场上,基本只存在调峰补偿和备用补偿两种类型,而调峰所占辅助服务市场比例达到96%。按照能源局给出的统计数据,2018年上半年东北地区调峰补偿费为14.14亿元,电费占比达到1.49%。由于补偿力度大,东北发电企业参与调峰积极性较高。


数据显示,2014年10月至2018年5月底,东北电力辅助服务市场合计补偿费用44。74亿元,有偿调峰辅助服务平均价格0。506元,实际最高出清价格1元,最低出清价格0。2元。



   东北电储能调峰的规则

本次文件对电储能调峰交易规则(第三章第四节41—48条),除增加与“光伏电站”相关表述外,其它修订点不多。

文件规定,电储能可在电源侧或负荷侧为电网提供调峰辅助服务。而用户侧电储能设施与风电、光伏企业协商开展双边交易价格的上限、下限分别为 0。20.1 /千瓦时

    同时文件还规定,电网企业按以下方式计算用户侧电储能设施的补偿费用:

    电储能设施获得的辅助服务费用=Σ成交电量×成交价格+Σ调用剩余电量×调用补偿价格;

签订双边合同的风电、光伏企业支付给电储能设施的辅助服务费用=Σ成交电量×成交价格。


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