甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则.docx

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1、国家能源局甘肃监管办公室文件甘监能市场202017号签发人：仇毓宏甘用能源监管办关于印发甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（2020年修订版）的通知国网甘肃省电力公司，甘甭电力交易中心有限公司，省内有关发 电（集团）企业，售电企业，电力用户，储能企业：为进一步贯彻落实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20159号）及其配套文件精神， 推动辅助服务市场化进程，推进大规模电池储能项目尽快发挥作 用，我办在广泛征求各电力企业意见基础上，对甘肃省电力辅 助服务市场运营规则（暂行）（甘监能市场2019147号）进 行了修订，形成甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（2020年修订版

2、）（以下简称规则），并于2019年12月13日专员 办公会审议通过,现将修订后的规则E。发你们，请遵照执行， 并将有关事项通知如下：一，规则修订遵循公平公正,安全保障,检妥推进的基 本原则,充分听取了各方诉求，尽t贴近地方政府企业和市场 需求,主要修订内容为第七章“电储能资源交易二依法进入甘 肃电力辅助服务市场的储能企业,均可依据修订后规则参与 市场竞争.二，甘肃是全国第一批电力现货市场建设试点之一，在推进 现货市场试点建设中，部分市场主体反映现货市场和调峰辅助服 务市场存在衔接问题，请有关单位密切关注,深入研究，做好相 关工作.执行中如遇重大问题.请及时报告我办.附件：甘雷省电力辅助服务市场

3、运营暂行规则（ 2020年 修订版）甘肃能源监管办2020年1月20申附件：甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（2020年修订版）第一章总则第一条为建立电力辅助服务补偿新机制,发挥市场在资源 配置中的决定性作用，保障甘肃省电力系统安全.稳定,经济运 行,促进风电.光伏等新能源消纳,制定本规则.第二条 本规则依据电力监管条例（国务院令第432号）、 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20159号）及其相关配套文件,国家能源局关于印 发2016年体制改革工作要点的通知（国能综法改201657 号）并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场2006 43号）,国家能源局关于印发

4、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201767号）.国家能源 局关于同意启动宁夏.广东.甘肃电力辅助服务市场试点实施工 作的复函（国能函监管2017117号）以及国家有关法律、法 规及行业标准制定.第三条本规则适用于甘肃电力辅助服务市场中开展的各项 辅助服务交易行为，甘肃电力辅助服务市场所有成员必须遵守本 规则.第四条国家能源局甘肃监管办公室（以下简称甘肃能源监管办）负责甘肃电力辅助服务市场的监督与管理,负费监管本规 则的实施.第二章市场成员第五条甘声电力辅助服务市场包括市场运营机构和市场主 体.第六条甘月电力辅助服务市场运营机构为甘肃电力调度控 制中心及甘肃电力交易

5、中心有限公司.甘肃电力调度控制中心主要职责是：（一）管理,运营甘肃电力辅助服务市场；（-）建设,维护市场交易的技术支持平台；（三）依据市场规则组织交易.按照交易结果进行调用；（四）发布实时市场信息；（五）评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见；（六）紧急情况下中止市场运行,保障系统安全运行；（七）向甘君能源监管办提交电力辅助服务调用结果.甘肃电力交易中心有限公司职责：（一）与市场主体进行结算；（二）发布月度结算信息.第七条电力辅助服务市场的市场主体为已取得发电业务许 可证（包括裕免范围内）的省内发电企业（包括火电.水电，风 电.光电等），以及经市场准入的电储能和需求侧费源，新建机 组归训I后

6、方可提供电力辅助服务.自备电厂可自愿参与电力辅助服务市场.网留电厂暂不参与电力辅助服务市场.自发自用式分布式光伏、国家核准的光伏扶贫电站暂不参与 电力辅助服务市场.第八条市场主体的职责：（一）按规则申报电力辅助服旁价格、电力等信息，并按调 度指令提供辅助服务；（二）依据规则承担电力辅助服芬有偿分搪费用；（三）做好机组日常运维,确保电力辅助朦分有序开展.第三章调峰辅助服务第九条本规则所指调峰辅助隈务是指并网发电机组或电储 能装置,需求侧济源按照电网调峰需求，平滑、稳定调整机组（设 备）出力,改变机组（设备）运行状态,调节负荷所提供的服务. 可分为基本（义务）调峰服务和有偿调峰服务.第十条有偿调峰

7、服务在甘肃电力调峰辅助服务市场中的交 易.暂包含实时深度调峰交易.调停备用交易.需求侧资源交易 电储能交易.提供调峰辅助服务（深度调峰,应急启停）的发电 机组范围为单机容量IOOMW及以上的燃煤,燃气、垃圾,生物质 发电机组.提供有偿调峰服务的市场主体均采取自愿报价的方式 进行参与.第十一条调峰辅助服务中用于计算负荷率和交易景的时间 单位为1分钟.第十二条发电机组、需求恻资源.电储能参与调峰辅助服 务市场严格执行调度指令,要以确保电力安全.供热安全为前提. 不得以参与调酹辅助服务市场为由，采取拒绝供热、降低供热质 量或其它影响供热和电网安全的行为，确句可能影晌电网安全和 供热质It时，调度有权

8、终止调用.第十三条发电机组.需求侧资源,电储能等各类市场主体 参与深度调峰时，电力调度机构根据电网运行需要，按照日前竟 价结果统一由低到高依次调用,直到满足潮峰辅助服务市场需 求.第四章火电机组实时深度调峰交易第十四条调蜂辅助服务市场中的火电机组开机方式依据在 甘肃能源监管办备案的甘肃电网月度调度（交易）计划及现货市 场中的日前机组组合确定.第十五条实时深度通峰交易是指火电厂运行机组通过调减 出力,使火电机约平均负荷率小于有偿调峰基准时提供服务的交 易.火电机组提供实时深度调峰服务，兴能够按照电力调度机构 的指令，满足AGC调节速率要求,平滑稳定地调整机组出力.第十六条负荷率是火电机组发电电力

9、与机组薪定容it之 比，以I分钟为单位统计周期计算机组的平均负荷率.火电机组 在深度调峰交易期内平均负荷3小于有偿调峰补偿基.准时获得 补偿；平均负荷率大于有偿通峰补偿基鹿时参与分摊调峰补偿费 用；平均负荷率等于调峰补偿基准时不参与补偿及分撞.火电厂机组凄定容量以电力业务许可证（发电类）为准.第十七条火电机组（含供热机组）有偿调峰基准暂定为其 题定容量的50%,有偿调峰基准点应是一个体现市场供求关系的 动态平衡点,甘肃能源监管办可根据电网调峰缺口.辅助服务资 金补偿情况等适时进行调整.第十八条 实时深度调峰交易的购买方是风电、光伏、水电 以及出力未减到有偿调峰基准的火电机组.第十九条下列情况不

10、参与调峰辅助服务市场补偿及分掠：（一）机组启停前.后12小时不参与补偿：（二）火电厂自身原因减出力至有偿调峰基准以下；（三）电网安全约束条件限制：（四）电网事故处理时.第二十条实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价 格机制.火电企业分两档浮动报价.具体分档及报价上,下限参 见下表：报价档位火电厂负荷率调峰报价元/千瓦时）报价上限报价下限第档40%W负荷率V50%0.4O二档负荷率40%LO0.4第二十一条实时深度调峰交易根据电网调峰需求及网络陌 塞情况.编制全网或区域（河东区域,河西区域,酒泉区域）日 前调用JIi计划，日内由电力洞度机构按电网运行情况，进行全网或区域（河东区域、河西区域、

11、酒泉区域）调用，调用依据日前 竞价结果，与各类调峰资源统一排序，由低价到高价依次执行（竞 价相同时按申报深度调峰电力等比例通用入并以日内调用的最 后发电机组报价作为市场出清价格.第二十二条实时深度训峰交易按照各档有偿调蜂电量及对 应市场出清价格进行结算.其中，有偿调降电量是指火电厂在各 有偿调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准形成的未发 电量.市场出清价格是指单位统计周期内同一档内实际调用到的 最后一台调峰机组的报价.第二十三条火电厂获得补偿费用根据开机机组不同调峰深 度所对应的阶梯电价进行统计，计算方式如下：公式：火电厂实时深度调峰获得费用（第i档有偿调峰电量第i档实际出清电价）第二十四

12、条实时深度调峰有偿服务补偿费用,由省内负荷 率大于深度调峰基准的火电厂.风电场光伏电站水电厂共同 分摊.因电网阻塞原因，启动区域实时深度潮峰时，区域内火电 分摊费用仅在区域内各火电厂执行.（一）火电厂分摊方法：参与分撞的火电厂根据深度调峰交 易期内实际负荷率的不同,分三档依次加大分摘比篁,进行“阶 梯式”分摊.具体分摊金额按照以下方式计算：公式：火电厂调琼分摊金旗【火电厂修正发电量/（省内参 与分摊的所有火电厂总修正发电量省内参与分撞的所有风电 场,光伏电站总修正发电量+省内叁与分摊的所有水电厂总修正 发电量）】X调峰扑偿总金额火电厂修正发电量Z （深度蠲峰交易期间第i档实际发电量”修正系数T

13、i）其中，火电厂发电量按不同负荷率区间进行分档，负荷率高 于有偿调峰基准但小于等于60%部分为第一档，负荷率高于60% 但小于等于70%部分为第二档，负荷率高于70%部分为第三档， 对应三档的修正系数分别为Tl-1、T2-1.5. T3-2.（二）风电场.光伏电站分摊方法：参与分撞的风电场,光 伏电站按照修正后发电量比例进行分摊,修正后发电量根据风电 场，光伏电站上一年度发电利用小时数与俣障性收购小时数之差 进行阶梯式修正.具体分摊金额按照以下方式计算：公式：风电场、光伏电站调峰分掩金赛风电场、光伏电 站修正发电量7（省内参与分撞的所有火电厂总修正发电量省 内参与分摊的所有风电场，光伏电站总修

14、正发电量省内参与分 摊的所有水电厂总修正发电量）1X调峰补偿总金额风电场,光伏电站修正发电量风电场、光伏电站月度实际 发电量，修正系数P修正系数p以保障性收的利用小时数（参考国家发展改革 委国家能源局关于做好风电，光伏发电全豫保障性收购管理工作的通知（发改能源2016 115。号）为基准进行修正（文件中未 提及地区按最低标准计算）,上年度发电利用小时数较保障性收 购利用小时数每降低10。小时（取整），分撞电量系数减小10乐 若上年度利用小时数高于等于保障性收购利用小时数,则P-Lp = 0.9保0性收购利用小时数实际利用小时教 n 3 - ,IOO新并网新能源电厂按照上年度平均发电利用小时数进

15、行修 正.（三）水电厂分摊方法：参与分摊的水电厂根据修正发电量 进行分摊.具体分撞金瀛按照以下方式计算：公式：水电厂调!峰分撞金皆【水电厂修正发电量/（省内参 与分摊的所有火电厂总修正发电量省内参与分摊的所有风电 场.光伏电站总修正发电量+省内参与分撞的所有水电厂总修正 发电量）X调峰补偿总金柳水电厂修正发电量=月度实际发电量X修正系数（U月1 日至次年3月31日修正系数为0.2,其余时间修正系数为0.5） 第二十五为规范市场交易行为,对因自身原因导致日内硼 峰能力低于日前上报深调能力且偏差大于2MW的火电厂进行相 应的考核：考核罚金减少的有偿调峰电量X出清电价/2减少的有伶调峰电量（调度指令-实际出力）的积分电量 考核罚金优先用于辅助服务市场补偿费用.-IO-第五章火电调停备用交易第二十六条火电调停备用交易是指通过停运火电机组为新 能源消纳提供溺珞容量的交易.包含火电月度计划停备、火电应 急启停交易.第二十七条火电月度计划停备是指在火电月度机组组合 中安排的停机备用或按调度指令超过72小时的停机备用，按1 千元/万千瓦天进行扑俊，补偿时间不超过7天.第二十八条火电机组在停备期