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北极星储能网获悉,近日华东能监局发布关于公开征求《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》意见的公告,公告中提出电化学储能电站分段申报日前96点调峰(充电)“电力-电价”曲线,申报电价的最小单位为1元/兆瓦时,申报电力的最小单位为50兆瓦,不足50兆瓦部分按单段申报,分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。
按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的,购入调峰辅助服务费用由电网企业向所有消纳的发电企业、电化学储能电站分摊。
跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担,按相关规定执行。
卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态,则费用结算与发电机组相同。如果处于充电状态,卖出调峰辅助服务电化学储能电站(充电)费用结算=出清中标充电电量×(出清电价+输配电价+政府性基金及附加),由卖出调峰辅助服务电化学储能电站向电网企业支付。
原文如下:
关于公开征求
《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》
意见的公告
为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)等文件要求,结合华东电力调峰辅助服务市场运行情况,我局对《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》(华东监能市场〔2018〕102号)进行了修订,形成《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》,现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议。此次征求意见的时间为2021年12月1日至2021年12月31日。相关意见建议请传真至021-63372330。
附件:华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)
第一章总则
第一条为保障华东电网安全运行,缓解华东电网各省(市)调峰资源不均、部分省(市)调峰资源不足问题,建立市场化的电力调峰辅助服务跨省调剂机制,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,全面提升华东电网消纳清洁能源能力,特制定本规则。
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)、《国家能源局关于印发2017 年能源体制改革工作要点的通知》(国能法改〔2017〕80号)、《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)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)以及国家相关法规政策制定。
第三条华东电力调峰辅助服务市场为负备用市场,通过市场化方式实现负备用跨省调剂。省(市)电网在省(市)内调峰资源无法满足电网运行需求时,通过华东电力调峰辅助服务市场购买省(市)外调峰资源。
第四条华东电力调峰辅助服务市场坚持市场化导向,坚持“公开、公平、公正”原则,确保市场运作规范透明。
第五条国家能源局华东监管局(以下简称华东能源监管局)负责华东电力调峰辅助服务市场的监督与管理。国家电网有限公司华东分部调度控制中心(以下简称华东网调)负责华东电力调峰辅助服务市场的日常运行。
第六条在省(市)电网出现日前预测调峰资源不能满足电网运行需求时,由需求省(市)调度机构触发启动华东电力调峰辅助服务市场。
第二章市场成员管理
第七条华东电力调峰辅助服务市场主体
(一)买方:调峰资源不足的省(市)电网企业。
(二)卖方:调峰资源富足省(市)、省级及以上电力调度机构调度管辖所有调峰能力不低于额定容量50%的30万千瓦及以上燃煤火电机组、电价市场化的抽水蓄能机组及电化学储能电站,适时扩大至其它发电机组。
(三)输电方:相关电网企业。
第八条发电企业、电化学储能电站职责
(一)根据发电机组最低技术出力、电化学储能最大充放电能力、省(市)调度机构安排的发电(或充电)曲线及满足电网安全约束的可售容量进行报价。
(二)负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场电厂侧报价终端。
(三)执行市场出清结果。
第九条电网企业职责
(一)为市场主体提供公平的电网接入服务和输配电服务。
(二)国家电网有限公司华东分部(简称华东分部)负责分别与卖方所在电网企业和买方电网企业结算。
(三)华东分部和卖方所在电网企业按照现行结算关系负责与中标机组结算。
(四)根据能源监管机构确定的费用分摊原(细)则,将调峰辅助服务费用分摊至与相关发电企业、电化学储能电站。
第十条调度机构职责
(一)华东网调负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场技术支持系统。省(市)调度机构负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场省(市)侧配套技术支持系统。
(二)华东网调负责按市场规则运营华东电力调峰辅助服务市场。省(市)调度机构配合华东网调运营华东电力调峰辅助服务市场。
(三)省(市)调度机构负责日前发用电平衡预测,在预计调峰资源不足时申报调峰购买需求。
(四)华东网调、省(市)调度机构负责核定参与市场机组的可售容量,考核中标机组的执行情况。
(五)华东网调、省(市)调度机构负责调度管辖范围内电网安全校核。
(六)华东网调、省(市)调度机构负责披露和提供信息。
第三章报价与出清
第十一条买方省(市)电网企业申报日前的调峰购买需求96点曲线,申报电力的最小单位是50兆瓦。
第十二条卖方发电企业、电化学储能电站分段申报日前96点调峰(充电)“电力-电价”曲线,申报电价的最小单位为1元/兆瓦时,申报电力的最小单位为50兆瓦,不足50兆瓦部分按单段申报,分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。
第十三条华东电力调峰辅助服务市场采用统一边际电价出清机制,分96点出清。
(一)将每个时段卖方发电企业、电化学储能电站申报电价从高到低排序,直至满足该时段的负备用需求,出清电价为最后中标的发电企业、电化学储能电站申报电价,如报价相同,中标结果按申报电力比例分配。
(二)如有卖方发电企业、电化学储能电站因省间联络线输送能力、调峰机组变负荷速率、调峰机组深度调峰最小持续时间、日内深度调峰最大调用次数等约束不能成交的,由排序在后的发电企业、电化学储能电站递补。
(三)多个省(市)有调峰需求时,按总需求进行出清,并将出清结果按照省(市)调峰需求比例向中标机组分配。
第四章市场组织流程
第十四条工作日15:00前,华东网调接收国家电力调度控制中心(以下简称国调中心)下发的跨区联络线送电计划,完成次日检修计划审批,将相关断面限额录入安全校核系统。
第十五条工作日15:15前,华东网调根据国调中心下发的跨区域通道日前计划,编制省间联络线计划,下发各省(市)调度机构。
第十六条工作日15:30前,买方调度机构申报每一时段(96点)调峰辅助服务需求,并进行合理性校验和安全校核,保证电网能够安全可靠送出。
第十七条工作日15:50前,卖方调度机构组织直调发电企业、电化学储能电站完成市场报价,并对电厂、电化学储能电站申报的调峰(充电)能力进行合理性校验和初步安全校核,在确保发电企业、电化学储能电站申报的调峰(充电)电力满足电网安全约束后,提交至华东网调。
第十八条工作日16:15前,华东网调组织调峰辅助服务市场集中出清,形成考虑安全约束的出清结果,将出清结果纳入省间联络线日前计划,下发各省(市)调度机构。
第十九条工作日16:45前,买方调度机构接收华东网调下发的联络线关口计划,编制省(市)内机组次日发电计划,经安全校核后下发执行。
第二十条工作日16:45前,卖方调度机构根据华东网调下发的联络线关口计划和调峰辅助服务市场出清结果,将市场成交电力曲线纳入省(市)内平衡,编制省(市)内机组次日发电计划,经安全校核后下发执行。
第二十一条工作日17:00前,华东网调在华东电力调峰辅助服务市场技术支持系统中发布市场出清结果。
第五章电量电费结算
第二十二条华东电力调峰辅助服务市场执行日清月结,优先结算。跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担,按相关规定执行。
第二十三条华东电力调峰辅助服务市场交易结算报表经市场主体核对无异议后进行结算。
第二十四条购入调峰辅助服务省(市)费用结算=出清外送电量×出清电价,由卖出调峰辅助服务省(市)电网企业向购入调峰辅助服务省(市)电网企业支付。
第二十五条卖出调峰辅助服务机组费用结算=出清机组中标上网电量×出清电价,由卖出调峰辅助服务发电企业向所在省(市)电网企业支付,并相应扣抵机组持有的合同电量,即执行时减少发电机组的合同电量,结算时发电机组按原有合同电量电价以及本次合同电量电价分别计算电费后相抵扣。卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态,则费用结算与发电机组相同。如果处于充电状态,卖出调峰辅助服务电化学储能电站(充电)费用结算=出清中标充电电量×(出清电价+输配电价+政府性基金及附加),由卖出调峰辅助服务电化学储能电站向所在省(市)电网企业支付。国家另有规定的,则按国家规定执行。初期暂不考虑跨省输电费用和网损,根据电网发展和市场情况再予调整。
第二十六条每月15个工作日前,华东网调向华东能源监管局报送调峰辅助服务市场交易结算报表(没有交易不用报送)。
第六章费用分摊
第二十七条购入调峰辅助服务费用由省(市)电网企业向相关发电企业、电化学储能电站等收取,可以通过纳入当地调峰辅助服务市场、“两个细则”分摊调峰辅助服务费用,也可按相应能源监管机构制定分摊细则分摊调峰辅助服务费用,或者按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用。
第二十八条根据华东电力调峰辅助服务市场的结算原则,省(市)购买调峰辅助服务费用的分摊结算执行日清月结。
第二十九条省(市)调度机构负责按照相关能源监管机构确定的分摊原(细)则计算相关发电企业、电化学储能电站分摊费用。购入调峰辅助服务费用分摊结算报表按月公示5个工作日,经市场主体核对无异议后结算,或经相应能源监管机构审核后结算。
第三十条每月15个工作日前,省(市)调度机构向相关省(市)能源监管机构报送调峰辅助服务费用分摊结算报表(未发生调峰辅助服务费用分摊不用报送)。
第三十一条按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的,购入调峰辅助服务费用由省(市)电网企业向所有在本省(市)消纳的发电企业(省级及以上调度机构调度管辖发电厂)、电化学储能电站(处于放电状态)分摊。
(一)发电企业、电化学储能电站分摊的该省(市)调峰辅助服务费用=发电企业、电化学储能电站的分摊电量×(发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价-华东电力调峰辅助服务市场出清电价)。
(二)发电企业、电化学储能电站的分摊电量=该省(市)在华东电力调峰辅助服务市场成交的出清外送电量×分摊比例。
(三)分摊比例为该发电企业、电化学储能电站按照自身调峰不足而多发电量占所有在该省(市)消纳的发电企业调峰不足而多发电量之和的比例。发电企业、电化学储能电站自身调峰不足而多发的电量指在省(市)购买调峰辅助服务的每个时段内,该发电企业、电化学储能电站的发电利用率大于在该省(市)消纳的所有发电企业的平均发电利用率部分的电量。
1.发电利用率=该时段发电企业、电化学储能电站的实际发电出力/该时段发电企业的最大可调出力(电储能电站最大放电功率)。
2.平均发电利用率=该时段的在该省(市)消纳的所有发电企业的实际发电出力之和/该时段的在该省(市)消纳的所有发电企业的最大可调出力之和。
3.因电网安全约束等原因造成发电企业、电化学储能电站无法减出力而多发的电量应从发电企业、电化学储能电站的发电利用率大于所有发电企业的平均发电利用率部分的电量中予以扣除。
(四)在计算发电企业、电化学储能电站分摊费用时,发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价计算口径如下。
1.发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价为含税,含脱硫、脱销、除尘,不含可再生能源补贴电价。超低排放电价单独结算的,则不在计算范围;不单独结算的,则在计算范围。
2.发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价为其在省(市)购买调峰辅助服务时段内所有合同(包括优先发电合同和市场化交易合同等)的加权平均电价。省(市)购买调峰辅助服务时段内合同不能准确分出的,按照当月该发电企业、电化学储能电站所有合同加权平均电价计算(电化学储能电站对应放电合同加权平均电价)。
3.若发电企业在省(市)无批复上网电价,按省(市)燃煤发电基准价作为其在省(市)的上网电价计算分摊费用。
4.若发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价小于等于华东电力调峰辅助服务市场出清电价,则不需分摊费用。
(五)省(市)外来电中若存在打捆送入省(市)的情况,在结算分摊费用时,按相应打捆方式计算分摊和结算费用。
(六)根据华东电力调峰辅助服务市场分96点报价出清的机制,省(市)在华东电力调峰辅助服务市场中购买调峰辅助服务的费用按照每15分钟一个时段分摊,每个交易日的分摊计算在实际交易日结束后进行。
(七)实际交易日结束后,购买调峰辅助服务的省(市)调度机构根据国调中心、华东网调提供的在该省(市)消纳的省(市)外发电企业的交易日的实际落地电力曲线和最大可调出力曲线(如无法明确,取当日落地最大电力),结合省(市)内发电企业的交易日的实际发电出力曲线和最大可调出力曲线等,计算在该省(市)购买调峰辅助服务的时段内,每个在该省(市)消纳的发电企业应分摊的费用。
第七章市场监管与干预
第三十二条华东能源监管局对调峰辅助服务市场实施监管,可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查,对市场主体和市场运营机构违反有关规定的依法依规进行处理。
第三十三条发生以下情况时,华东能源监管局可对市场进行干预,也可授权华东网调进行临时干预:
(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它违规情况导致市场秩序受到严重扰乱。
(二)华东电网辅助服务市场平台发生故障,导致市场交易无法正常进行。
(三)因恶劣天气、节假日及其它不可抗力等原因造成负荷突变、电网运行方式发生重大变化,导致市场交易无法正常进行。
第三十四条当全网负备用不足时,华东网调按事故应急模式进行停机和负备用支援。当全网负备用足够但买方无法买到足够负备用时,华东网调和省(市)调度机构对具有调峰能力的卖方机组按剩余可售容量的比例进行直接调用。
第三十五条市场干预的主要手段包括但不限于:
(一)调整有偿调峰基准。
(二)调整市场限价。
(三)调整市场准入和退出。
(四)暂停市场交易,待处理和解决问题后重新启动。
第三十六条为保证市场健康发展,防止市场成员恶性竞争,保障电网安全稳定运行和发电企业利益,初期对卖方发电企业报价设立限价。
(一)卖方机组发电负荷率在50%及以上时,报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的55%;卖方机组发电负荷率在50%以下时,报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的45%。
(二)当全网负备用足够但买方无法买到足够负备用,华东网调和省(市)调度机构对具有调峰能力的卖方机组按剩余可售容量的比例进行直接调用,结算价格按华东四省一市最低燃煤发电基准价的75%执行。
第三十七条因调峰辅助服务交易、调用、统计及结算等情况存在争议的,提出争议方应在争议发生半年内向华东能源监管局提出书面申请。华东能源监管局依据电力争议调解办法进行处理。
第八章执行与考核
第三十八条各发电企业、电化学储能电站应做好调峰辅助服务市场中标机组、电站的运行和维护工作,执行市场出清结果。
第三十九条当中标机组、电站执行出清结果出现偏差时,由所在省(市)调度机构优先安排调度管辖范围内其它机组承担偏差部分。
第四十条调峰辅助服务市场中标机组未能执行出清结果,省(市)调度机构负责按照《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》进行考核。
第九章信息发布
第四十一条调峰市场信息分为日信息以及月度信息,内容包括调峰需求、供应、市场出清、结算等。
第四十二条调峰需求信息:日前经过电力电量平衡后,调峰资源不足的省(市)调度机构向市场平台申报日前调峰购买需求,申报内容为日前96点调峰需求,市场平台发布该调峰需求信息。
第四十三条调峰供应信息:日前经过电力电量平衡后,调峰资源富余的省(市)调度机构核定调度管辖范围内市场成员机组日前96点可售容量,市场平台发布该调峰供应信息。第四十四条调峰市场出清信息:市场出清后,市场平台发布日前调峰辅助服务市场出清结果信息,包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清价格等信息。
第四十五条调峰市场结算信息:结算信息内容应体现所有市场成员的调峰服务提供、需求和执行情况,包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清电价、输电价格等信息。
第四十六条华东网调应在每月第2个工作日12:00前发布上月调峰市场月度信息。各市场主体如对月度信息有异议,应于第7个工作日17:00点前向华东网调提出核对要求,逾期不予核对。华东网调于第10个工作日发布确认后的统计结果。
第十章附则
第四十七条本规则由华东能源监管局负责解释。
第四十八条华东能源监管局根据市场实际运行和电力体制改革建设情况,组织对相关标准和条款进行修改。
第四十九条本规则自发布日起实施。《国家能源局华东监管局关于印发<华东电力调峰辅助服务市场试点方案>和<华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)>的通知》(华东监能市场〔2018〕102号)以及之前印发的与华东电力调峰辅助服务市场相关文件相应废止。
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北极星储能网获悉,据绥德融媒消息,4月27日,陕西绥德县与天津润雅科技股份有限公司举行绿色大功率风电+独立储能项目合作座谈会暨项目签约仪式。据介绍,润雅集团成立于2003年,总部位于上海,公司主营业务有高端钠离子电池研发、生产制造和销售,清洁能源电站和储能电站投资及开发等。本次在绥德县落
北极星储能网获悉,据渑池消息,4月26日,河南渑池县(希格腾华)用户侧储能项目启动仪式举行。据悉,(希格腾华)用户侧储能项目是河南省豫西地区首个用户侧储能电站,由中能科技公司和开发区韶润公司共同投资兴建,总投资2100万元,规划总容量4.4MW/12.8MWh。电站根据用户实际生产的用电情况进行模块
北极星储能网获悉,4月25日,江西省发展改革委发布关于适当调整分时电价机制的通知。文件提出,试行重大节假日深谷电价。春节、“五一”国际劳动节、国庆节(具体时间以国家公布为准)12:00~14:00设置为深谷时段,电价在平段电价基础上下浮60%。原文如下:江西省发展改革委关于适当调整分时电价机制的
北极星储能网获悉,4月19日,浙江省湖州市德清县发布关于县十七届人大三次会议第62号建议答复的函。文件提出,加快产业平台配套储能措施。我县浙能分布式、钱江印染等8家企业已安装储能,拓普药业、东睦科达等8家企业正在建设中。2023年起,我县多次召集用电负荷大、白天生产晚上停产等企业开展政策宣
4月18日,光热产业创新发展论坛在青海省德令哈市举办,论坛上发布了《太阳能热发电产业创新发展德令哈宣言》,600家企业将共建光热产业链。与会代表在太阳能热发电技术及其在全球的发展态势、光热发电在新型电力系统中的构建作用、熔盐储热技术介绍及发展前景、共同推进发电装置产业链协同探求降本途径
北极星储能网获悉,4月7日,河北省发展和改革委员会发布关于支持开展高速公路分布式光伏建设有关事项的通知。通知指出,在无可开放容量地区建设的高速公路分布式光伏项目,需配置储能(不低于集中式光伏配储比例),并承诺在分布式光伏中优先参与电网调峰,配套储能应与光伏项目在同一220千伏供电区域
作为拥有丰富“风光”资源的热带岛屿,“清洁能源岛建设”已成为海南高质量发展的必选项。而储能作为随机性、间歇性、波动性新能源稳定接入电网的保障装置,正在清洁能源岛建设中发挥着愈发重要的支撑作用。3月18日,随着博鳌近零碳示范区启动运行,东屿岛首座光储充电动汽车智能充电站也迎来了自己的
北极星储能网获悉,3月27日,杭州市临平区人民政府印发《杭州市临平区关于推动经济高质量发展的若干政策》。文件显示,强化用能要素保障。2024年保障新上重点项目用能4万吨标准煤以上,腾出存量用能5000吨标准煤以上,确保省市重大建设项目用能应保尽保。全年新增光伏和新型储能装机16万千瓦。全社会电
北极星储能网获悉,4月7日,湖北黄冈虚拟电厂正式投入使用。目前,黄冈虚拟电厂可调节能力达到12.86万千瓦,是黄冈2022年最大需求响应负荷的三分之一。每运行100小时,相当于发电1286万千瓦时,可节约标煤5100吨,减排二氧化碳1.28万吨。
截至2023年底,全国29个省份已经陆续发布完善的分时电价政策。从内容上看,主要是完善峰谷时段划分、拉大峰谷价差、建立尖峰电价机制、扩大执行范围、明确市场化用户执行方式等。各省分时电价机制内容大体相同,部分有差异,大部分省份的峰谷价格较平段上下浮动约50%,部分省份峰谷价差则更大,最大达4
北极星储能网获悉,3月22日,青海省发展和改革委员会发布向社会公开征求优化完善我省峰谷分时电价政策(征求意见稿)意见的公告。文件提出,对省执行分时电价的用户在每年一季度和四季度的每日8:00-9:00和19:00-21:00执行尖峰电价,尖峰电价在用户对应平段电价基础上上浮100%(输配电价、上网环节线损
作为中国内陆首个国家级开发开放新区,重庆两江新区19日对外公布《两江新区建设绿色低碳数字能源城市先行示范区行动计划》,释放诸多产业发展信号,提出打造“补能零焦虑”之城。两江绿色低碳数字能源发展论坛19日在当地举行。两江新区党工委委员、管委会副主任李洁介绍,两江新区建设绿色低碳数字能源
北极星储能网讯:3月15日,安徽亳州市经信局印发《支持先进光伏和新型储能产业集群高质量发展若干政策》,其中提出支持新型储能项目发挥顶峰作用,明确独立储能电站在迎峰度夏期间(不含新能源配建改造和新能源租赁容量的),依据上网放电量享受最高0.2元/千瓦时支持。在独立新型储能市场化机制建立前
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