20191111关于征求《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点方案（征求意见稿）》意见的函

国家能源局华北监管局 华北监能 ×× 〔 2019〕 ×× 号 华北能源监管局关于征求《第三方 独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场 试点方案（征求意见稿）》意见的函 北京市城市管理委员会 、 天津市工业和信息化局 、 河北省发展 和改革委员会 ， 国家电网公司 华北分部 、 国网北京 、 天津 、 冀 北电力公司 ， 京津唐电网各发电集团公司 ： 为进一步深化 华北电力调峰辅助服务市场建设 ， 充分 运用 市场手段引导各类 市场主体参与电力辅助服务市场 ， 促进新能 源 消纳 ， 按照 《 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 》 等有关文件精神 ， 我局研究制定了 《 第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场 试点 方案 （ 征求意见稿 ） 》（ 简称 《 方案 》） 及市场规则 ， 并于 11月 5 日 组织 专家 论证通过 。 现将 《 方案 》 及 市场规则 在我局网站 公 示 ， 请有关单位研提意见 ， 并于 11 月 18 日 （ 星期 一 ） 17:00 前将意见建议反馈至我局联系人邮箱 。 — 2 — 附件 ： 1.第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场 试点 方案 （ 征求意见稿 ） 2.第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务 试 点 市场规则 （ 试行 ） 国家能源局华北监管局 2019 年 11月 11日 （ 联系 方式 ： 010-51968578， hbnjjscc@163.com。） — 3 — 附件 1 第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务 市场试点方案（征求意见稿） 为深入贯彻 《 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 )及其配套文件 ， 进一步完 善和深化电力辅助服务 补偿 机制 ， 推进电力辅助服务市场化 ， 按照 《 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 )、《 关于印发 〈 贯彻落实 〈 关于促进储能技 术与产业发展的指导意见 〉 2019-2020 年行动计划 〉 的通知 》 等文件 （ 发改办能源 〔 2019〕 725 号 ） 精神 ， 编制本方案 。 一 、 指导思想与总体思路 （一）指导思想 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导 ， 贯彻 落实 京津冀协同发展的国家 战略 ， 按照中央深化电力体制改革的总 体要求 ， 结合华北电网 、 京津唐电网运行特点和实际需求 ， 继 续完善华北电力调峰辅助服务市场 。 在 保障华北电网 、 京津唐 电网的安全稳定运行 的前提下 ， 更充分的发挥市场资源配置的 决定性作用 ， 进一步 促进清洁能源消纳 ， 促进全华北电网 电力 辅助服务 资源在更大范围内优化配置 。 — 4 — （二）总体思路 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 》 的精神 ， 为 充分 发挥辅助服务市场试点 地区先行先试的 作用 ， 通过开展试点 ， 探索将电力 辅助服务市 场参与方由发电侧延伸至 负荷侧 的新 机制 。 试点从调峰辅助服 务市场起步 ， 按照积极稳妥 ， 分步推进的思路 ， 有序扩大电力 辅助服务提供主体 ， 依托负荷侧调度控制技术 ， 实现 包括分 布 式及发电侧储能装置 、 电动汽车 （ 充电桩 ）、 电采暖 、 虚拟电 厂 等第三方独立主体 在内的 独立辅助服务提供商参与市场 ， 运 用 市场机制 充分 挖掘 多种类 辅助服务资源 ， 进一步 保障华北电 网安全稳定运行 ， 不断提升 新能源消纳空间 。 试点方案实施 初期 ， 暂不开展价格申报 ， 第三方独立主体 作为 电力辅助服务 市场出清价格的接受者参与 省 内 市场 。 待条 件逐步具备后 ， 总结市场经验 ， 稳步推进市场主体规模进一步 扩大 ， 适时 引入报价机制 ， 组织第三方独立主体申报提供调峰 服务的价格 ， 同时参与华北 电网 省间调峰市场 。 试点方案实施过程中 ， 同步 对市场运行效果进行评估 ， 不 断完善机制 ， 修正规则 ； 一个运行周期结束后 ， 组织专家对试 点成效进行 再评估 。 二 、 市场主体条件及职责 （一）参与市场条件 根据市场规则 中明确 的第三方独立主体 参与 条件和 负荷侧 — 5 — 调度控制技术标准 ， 按照 “ 公平 、 公正 、 公开 ” 的原则开展第 三方独立主体准入华 北电力调峰辅助服务市场相关工作 。 各类 第三方独立主体可 作为 单个 主体独立参与市场 ， 或通过集中代 理的方式由一家经营主体代理同一类型第三方独立主体参与市 场 。 市场 开展 初期 ， 优先选择基础条件较好 、 可尽快具备参与 市场条件的 第三方独立 主体 参与 试点 。 （二）市场主体职责 第三方独立主体 自主 参与市场 ， 应 严格遵守市场规则 ， 自 行承担市场风险 ； 服从市场管理 ， 维护市场秩序 ， 接受电力监 管机构 、 政府部门的监督 ， 履行法律法规规定的权利和义务 。 市场 运行过程中 ， 应 按照市场规则 进行 市场申报 ， 向调度 机构实时 、 准确传输运行数据 ， 传输可调用调峰资源 的具体信 息 ， 按规定提供 数据 ， 接受电力调度机构的统一调度 ， 严格执 行市场出清结果并自行承担设备运维责任 。 集中代理 方 应 按照 公平合理的原则与其代理的第三方独立主体分配市场收益 。 三 、 参与市场机制 市场开展初期 ， 调度机构根据市场规则 ， 编制省网 （ 控制 区 ） 日前发电预计划 ， 完成市场预出清 。 在出清价格最高的时 段安排第三方独立主体提供 调峰服务 。 市场出清结果通过省网 （ 控制区 ） 统一自动发电控制系统 （ AGC） 下发至第三方独立主 体 。 待条件具备 后 ， 引入报价机制 。 调度机构根据市场主体报 价 ， 依据调峰市场出清价格最小为目标 ， 调用第三方独立主体 ， — 6 — 参与华北电力调峰辅助服务市场 。 四 、 市场收益计算 第三方独立主体 每 15 分钟获得的调峰服务费用 ， 根据负荷 调整电力和时间 、 市场出清价格 、 调峰贡献率为基础计算 ， 调 峰贡献率根据每 15 分钟 主体 实际响应调峰需求的充电功率与 可达到的最大放 （ 发 ） 电功率或预测最大放 （ 发 ） 电功率计算 。 市场开展初期 ， 鼓励 第三方独立 主体 在调峰紧张时段提供 调峰辅助服务 ， 并 设置市场系数 ， 系数 根据华北电力调峰辅助 服务市场每个 15分钟时段的平均发电负荷率设定 。 随着市场逐 步开展 ， 后续根据市场运行情况调整 。 第三方独立主体 获得调峰服务费用按照华北电力调峰辅助 服务市场规则由相应火电企业 、 新能源企业进行分摊 。 五 、 市场结算原则 调峰服务费用每 15分钟时段清算 、 每日统计 。 每月市场运 营机构与 第三方独立主体 结算其在调峰辅助服务市场获得的相 关费用 。 根据与 第三方独立主体签订的调度 、 结算协议 ， 市场 运营机构与 第三方独立主体 直接 建立辅助服务 结算关系 。 六 、 市场深化建设思路 第一阶段 ， 优先选择基础条件较好 、 可尽快具备参与市场 条件的第三方独立主体 作为试点单位 ， 先行开展相关建设工作 ， 并进行市场模拟运行 。 根据模拟运行 情况 ， 逐步将满足市场参 与条件的第三方独立主体纳入市场 ， 同时做好备案及公示等管 — 7 — 理工作 ， 加强市场运行监管 。 适时开展试运行和正式结算 ， 运 行周期为与华北电力调峰辅助服务市场 2019-2020 年度运营周 期 一致 。 本期辅助服务市场运行结束后 ， 组织专家对 试点实施 效果进行评估 。 第二阶段 ， 根据试点情 况 ， 结合评估意见 ， 进一步修改 、 完善 第三方独立主体参与调峰市场 的规则 、 管理流程等 ， 同步 完善监管办法 。 根据 试点第三方独立主体参与市场情况 ， 逐步 扩大市场主体规模 ， 吸引更多符合准入条件 的 市场 主体参与 。 第三阶段 ， 随着市场深入开展 ， 通过模拟运行及 负荷侧 控 制技术的不断提升 ， 实现第三方独立主体参与调峰市场的价格 申报 ， 实现参与华北省间调峰市场 ； 在调节资源 规模不断扩大 的情况下 ， 逐步推动建立 第三方调节资源独立定价机制 ， 适时 向用户侧传导辅助服务费用 ， 进一步体现 “ 谁收益 ， 谁承担 ” 的原则 。 — 8 — 附件 2 第三方独立主体参与华北电力调峰 辅助服务试点市场规则（试行） 第一章 总则 第一条 为进一步深化和推进华北电力调峰辅助服务市场 建设和运营 ， 充分发挥市场机制在挖掘独立辅助服务提供商中 的重要作用 ， 充分挖掘包括分布式 、 发电侧储能装置 ， 电动汽 车 （ 充电桩 ）、 电采暖以及虚拟电厂在内的第三方独立主体 ， 参与提供电力辅助服务 ， 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 ， 实现第三方独立主体参与华北电 力 调峰辅助服务市场 ， 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 、《 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 )、《 关于印发 〈 贯 彻落实 〈 关于促进储能技术与产业发展的指导意见 〉 2019-2020 年行动计划 〉 的通知 》（ 发改办能源 〔 2019〕 725 号 ） 以及国 家相关法律 、 法规制定 。 — 9 — 第三条 华北电力调峰辅助服务市场根据 《 华北电力调峰 辅助服务市场运营规则 （ 2019 年修订版 ）》（ 华北监能市场 〔 2019〕 257 号 ） 开展运营 。 市场初期 ， 第三方独立主体作为 省网市场统一出清价格接受者 ， 只参与省网市场 。 条件具备时 ， 第三方独立主体可参与市场报价 ， 并适时参与华北市场 。 第四条 本规则中省网市场以京津唐电网为例制定 ， 其他 省网 （ 控制区 ） 可参照制定并开展省网市场运行 。 第二章 市场主体与市场准入 第五条 满足准入条件的第三方独立主体可参与华北电力 调峰辅助服务市场 。 储能装置 、 电动汽车 （ 充电桩 ）、 电采暖 、 负荷侧调 节资源等第三方独立主体可按照经营主体独立参与市 场 ； 也可通过聚合的方式 ， 由 代理商 分类代理资源参与市场 ； 位于发电侧的储能装置可独立参与或由所属发电企业代理参与 市场 ； 虚拟电厂可参照聚合的方式 ， 聚合资源参与市场 。 第六条 调度机构为市场运营机构 ， 负责组织第三方独立 主体参与市场申报 ， 根据电网运行情况 对 申报结果进行安全校 核 ， 依据市场规则组织市场出清及结果计算 ， 及时 、 准确 、 严 格执行市场出清结果 ， 披露与发布省网市场信息 ， 向华北能源 监管局定期报送第三方独立主体相关运行情况报告 ， 接受监管 。 第七条 第三方独立主体 参与 条件 （ 一 ） 参加华北电力调峰辅助服务市场的第三方独立主 体 ， 应是具有独立法人资格 、 独立财务核算 、 信用良好 、 能够 — 10 — 独立承担民事责任的经济实体 ， 或经法人单位授权的非独立法 人的第三方独立主体 。 （ 二 ） 第三方独立主体 ， 调节容量不小于 2.5MWh、 最大充 放电功率不小于 5MW， 并满足电网接入要求 ， 实现电力 、 电量 数据分时计量与传输 ， 数据准确性与可靠性规范的要求 ， 通过 电力调度机构进行的技术测试 。 （ 三 ） 第三方独立主体市场主体 ， 作为 辅助服务提供者在 市场运营机构进行注册 ， 注册时需要提供的注册资料包括但不 限于 ： 营业执照 、 银行开户许可证 、 法定代表人身份证 、 授权 委托书 。 （ 四 ） 完成注册的 第三方独立主体 ， 按规定 向 华北能源监 管局报送并备案 ， 经公示和审核无异议后 ， 完成准入 。 （ 五 ） 第三方独立主体与市场运营机构签订 《 第三方独立 主体并网调度 协议 》 和 《 第三方独立主体辅助服务结算 协议 》。 （ 六 ） 第三方独立主体 进入市场后参与市场运行至少 1 个 自然月 ， 如退出市场应 至少 提前 15天通知华北能源监管局 、 调 度机构等 ， 妥善处理交易相关事宜并结清参与市场产生的费用 ， 按合同约定补偿有关方面损失后退出 。 第八条 市场主体职责 （ 一 ） 按照自主意愿 参与市场 ， 自行承担市场风险 。 （ 二 ） 严格 遵守市场规则 ， 服从市场管理 ， 维护市场秩序 ， 接受电力监管机构 、 政府部门的监督 ， 履行法律法规规定的权 — 11 — 利和义务 。 （ 三 ） 按照市场规则完成市场申报 ， 第三方独立聚合主体审 核并汇总所聚合的第三方独立主体相关信息后完成市场申报 。 （ 四 ） 按照市场规则向调度机构实时准确传输运行数据 ， 传 输可调用调峰资源个体的具体信息 ， 确保如实申报和传输实现 调峰需求响应的资源个体运行信息 ， 按规定提供相关历史数据 。 由第三方独立聚合主体聚合的第三方独立主体 ， 需传输聚合运 行数据以及代理的调峰资源个体运行数据 。 （ 五 ） 严格执行市场出清结果 ， 第三方独立聚合主体下发市 场出 清结果至其聚合的第三方独立主体 。 （ 六 ） 自行承担设备运维责任 。 （ 七 ） 按照电力调度机构的统一调度运行 、 参与市场 。 （ 八 ） 第三方独立聚合主体满足所聚合的调节资源充放电 的需求 。 （ 九 ） 第三方独立聚合主体按照公平合理的原则与其聚合 的第三方独立主体分配市场收益 。 第三章 报价与出清 第九条 调度机构组织第三方独立主体或第三方独立聚合 主体参与市场申报 ， 市场运营初期第三方独立聚合主体聚合同 一类型第三方独立主体 。 市场申报周期为日 。 （ 一 ） 储能装置等具备充放电功能的设备申报充 /放电容量 （ MWh）、 充电时间及时间范围 （ h）、 转换效率 、 最大充 /放电 — 12 — 功率 （ MW）、 日最大充放电次数 （ 次 ）、 功率调节速率 （ MW/min） 及基准充 /放电功率 （ MW）。 （ 二 ） 电动汽车 （ 充电桩 ）、 电采暖等充电设备申报最大 充电功率 （ MW） 及基准充电功率 （ MW）， 充电时间及时间范围 （ h）。 （ 三 ） 第三方独立聚合主体分类申报其代理的各类调节资 源 。 仅有充电功能的调节资源申报资源聚合调节容量 （ MWh）、 充电时间及时间范围 （ h）、 最大聚合充电功率 （ MW） 及基准聚 合充电功率 （ MW）。 具备充放电功能的调节资源申报聚合调节 容量 （ MWh）、 最大聚合充 /放电功率 （ MW）、 日最大充放电次 数 （ 次 ）、 聚合功 率调节速率 （ MW/min） 及基准聚合充 /放电功 率 （ MW）。 （ 四 ） 发电厂申报其代理的发电侧储能装置的充 /放电容量 （ MWh）、 充电时间及时间范围 （ h）、 转换效率 、 最大充 /放电 功率 （ MW）、 日最大充放电次数 （ 次 ）、 功率调节速率 （ MW/min） 及基准充 /放电功率 （ MW）。 （ 五 ） 虚拟电厂申报聚合调节容量 （ MWh）、 最大聚合充 / 放电功率 （ MW）、 充电时间及时间范围 （ h）、 日最大充放电次 数 （ 次 ）、 聚合功率调节速率 （ MW/min） 及基准聚合充 /放电功 率 （ MW）。 第十条 若市场主体未按时进行申报 ， 则采用默认参数进 行出 清 ； 若市场主体未提供默认参数 ， 则采用最近一次的有效 — 13 — 申报参数进行出清 。 第十一条 调度机构根据市场规则 ， 编制省网 （ 控制区 ） 日前发电预计划 ， 完成市场预出清 。 在出清价格最高的时段安 排上述主体提供调峰服务 ， 形成其全天 96点充放电曲线 。 在此 基础上 ， 再次编制省网 （ 控制区 ） 火电机组日前发电预计划 。 第十二条 市场出清结果通过省网 （ 控制区 ） 统一自动发 电控制系统 （ AGC） 下发 。 储能装置 、 电动汽车 （ 充电桩 ）、 电 采暖等独立参与市场的调节设备的电力曲线直接下发至设备 ； 第三方独立聚合主体电力曲线分解后下发至聚合的各第三方独 立主体 控制管理系统 ； 发电厂代理的储能装置电力曲线下发至 发电厂监控系统 ； 虚拟电厂的电力曲线分解后下发至虚拟电厂 能量控制系统 。 第十三条 市场组织流程 （ 一 ） 每工作日 09:30 前 ， 各第三方独立主体 、 第三方独 立聚合主体 完成次日市场信息申报 。 （ 二 ） 每工作日 10:00 前 ， 调度机构按照省网市场规则完 成省网 （ 控制区 ） 全天 96点发电预计划编制 ， 并形成各第三方 独立主体 、 第三方独立聚合主体的充放电曲线 。 （ 三 ） 每工作日 10:30前 ， 调度机构完成全天 96点发电预 计划调整 。 （ 四 ） 每工作日 16:30 前 ， 调度机构 完成电力曲线编制 并 下发 。 — 14 — （ 五 ） 法定节假日前最后一个工作日 ， 完成次日至节假日 后第一个工作日的申报与计划编制 。 第四章 结算与分摊 第十四条 非电网原因造成第三方独立主体实际电力曲线 偏离下发的电力曲线 ， 某 15分钟时段充电电量少于电力曲线对 应充电电量超过 30%时 ， 该 15分钟时段调峰费用不予结算 。 第十五条 市场主体每 15 分钟获得的调峰服务费用等于 市场系数 、 调峰贡献率 、 充电电量 、 市场出清价格的乘积 。 市 场系数取该 15分钟省网内火电机组平均负荷率的倒数 。 调峰贡 献率定义为每 15 分钟主体实际响应调峰需求的实际充电功率 与基准功率的比 值 ， 上限为 1。 充电功率取实际充电功率与基 准功率的较小值 ， 乘以 15分钟计算充电电量 。 即实际充电功率 大于基准功率时调峰贡献率计为 1、 充电功率计为基准功率 。 市场运营初期 ， 基准功率可分 0-2、 2-5、 5-7、 12-16点多段申 报 。 计算公式如下 ： 式中 ， tiF , 是 t 时段市场主体 i 获得的总调峰服务费用 （ 元 ）； tK 是 t 时段市场系数 ， 取 t省网平均的倒数 。 t省网平均定义见 《 华 北电力调峰辅助服务市场运营规则 （ 2019年修订版 ）》 ； tiP , 是 t 时段市场主体 i的实际充电功率 或 聚合充电功率 （ MW）； tti,ti ti, ti ti AtPP P PKF 省网出清省网出清基准 基准 ｝，｛｝，｛ ,,, , t, min1min — 15 — ｝，｛ 基准 1min , ti, ti P P ti, ti P P 基准 , ti,P 基准 是 t 时段市 场主体 i 的基准充电功率 或 基准聚合充电 功率 （ MW）； 是调峰贡献率 ， 取 和 1 中较小值 ； ｝，｛ 基准 ti,ti PP ,min 为充电电力 ， 表示取 tiP , 和 ti,P基准 中较小值 。 即 若当日 tiP , 大于 ti,P基准 ， 则调峰贡献率记为 1、 充电功率记为 ti,P基准 ； 省网出清 ,t 是省网市场出清时段 ， 取 0.25小时 ； tA 省网出清 , 是 t时段省网市场调峰服务边际出清价格 （ 元 /MWh）。 第十六条 上述主体获得调峰服务费用与中标火电机组获 得调峰服务费用统一按市场规则由新能源企业和未中标火电机 组分摊 。 第十七条 调峰服务费用每 15分钟时段清算 、 每日统计 。 每月电网 公司与第三方独立主体 或第三方独立聚合主体 结算其 在调峰辅助服务市场获得的相关费用 。 第十八条 根据规则中市场准入原则相关条款 ， 按照与 调 节资源企业或第三方独立主体聚合商 、 代理发电企业建立的辅 助服务 结算关系直接开展结算 。 第十九条 上述市场主体参与市场交易情况纳入市场公告 定期发布 。 第五章 附则 第二十条 本规则由国家能源局华北能源监管局负责解 释 。 国家能源局华北能源监管局根据华北市场实际运行情况 ， — 16 — 对相关条款进行修改 。 第二十一条 本规则自发布日起试行 ， 市场开展周期按照 《 华北电力调峰辅助服务市场运营规 则 （ 2019 年修订版 ）》 规 定执行 。