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储能电站可参与 广东调频辅助服务市场交易实施细则(征集意见稿)发布(4)

北极星储能网  来源:北极星储能网    2018/8/31 10:28:34  我要投稿  

8 结算与计量

8.1总体原则

调频市场相关费用采用收支平衡、月清月结的方式结算。调频市场的相关费用分为补偿费用(包括调频里程补偿、调频容量补偿)、缴纳费用、考核费用三部分。

8.2调频里程补偿

中标发电单元在调频市场上提供调频服务可以获得相应的调频里程补偿。发电单元的调频里程补偿按日统计、按月进行结算,其月度调频里程补偿计算公式如下:

其中,n为每月广东调频市场总的交易周期数,Di为该发电单元在第 i个交易周期提供的调频里程,Qi为第 i个交易周期的里程结算价格, 为发电单元在第i个交易周期的综合调频性能指标平均值。

8.3调频容量补偿

根据调频市场主体参与广东现货能量市场的情况,按照不同标准进行调频容量补偿,参与广东现货能量市场的发电单元按照上一个自然月的日前市场平均节点电价减去各自的核定成本后 进行结算,若小于零则不进行容量补偿,若大于零则按照以下公式进行补偿:

其中,n 为每月广东调频市场总的交易周期数,Ci调频容量 为第

i个交易周期中标的调频容量, LMPi日前 为上一个自然月的日前市场平均节点电价, C核定成本 为发电单元的核定成本。

8.4调频考核费用

第 8.2 节的调频市场考核费用按月进行统计和结算,在下一个月度电量的电费支付环节兑现,月度总考核费用单独进行平衡结算,按并网发电厂上网电量及落地电量比例进行返还。并网发电厂月度考核结算费用等于该电厂月度考核返还费用减去月度 考核费用。当出现结算费用为负数,且当期发电上网电费不足以抵扣结算费用时,不足部分在下月结算,以此类推,直至将全部结算费用结清为止。

8.5调频市场缴纳费用

调频市场补偿费用按照“谁受益、谁承担”的原则,参照第

5.3 条规定的市场费用缴纳者,调频市场补偿费用扣减第 8.1 节的调频市场考核费用后,按照其月度抄见电量比例进行缴纳。位于南方区域内,以“点对网”方式向广东送电并接入南方电网统一调频控制区的电源,按照广东落地电量比例计算广东调频市场补偿费用。

调频市场补偿费用缴纳具体公式如下:

其中:n为每月广东调频市场总的交易周期数,Qi1为第 i个交易周期内本规则第5.3条第(1)、(2)、(3)、(4)项规定的市场主体总上网电量(落地电量)、Qi市场用户为第 i个交易周期内市场化用户下网电量, Ri调频市场费用为第 i个交易周期内的调频市场补偿费用,RQ1为本规则第5.3条第(1)、(2)、(3)、(4)项规定的市场主体缴纳费用, RQ市场用户为市场用户缴纳费用。

8.6 计量依据

调频服务计量的依据为:电力调度指令、调度运行控制系统

(OCS)等调度自动化系统采集的实时数据,以及电能量采集计

费系统的电量数据等。

9 信息披露

9.1信息分类

市场信息按公开对象分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众披露的数据和信息,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披露的数据和信息。

9.2信息披露原则和分工

电力调度机构应准确、及时、完整披露调频市场有关信息。由能源监管机构指定的电力调度机构负责广东调频市场信息发布工作,其他电力调度机构按调管范围做好广东调频市场信息发布工作。

9.3信息披露

市场运营机构应通过广东调频市场技术支持系统,向所有市场主体披露广东调频市场相关信息。

广东调频市场信息按时间尺度分为日信息及月度信息,内容包括所有市场主体名单、控制区调频容量需求、分布区调频容量需求、市场供给信息、市场限价、市场出清价格以及其他按有关规定应当发布的信息。

9.4日信息披露

日信息分为事前信息和事后信息。事前信息由调度机构在组织交易前披露,事后信息由调度机构在下一个工作日 12 时前发布。各发电企业如对日信息有异议,应于发布之日的 15 时前向电力调度机构提出核对要求。

10 市场干预

11.1 市场干预条件一

有下列情形之一的,能源监管机构会同政府部门可以做出中止调频市场的决定,并向电力市场成员公布中止原因:

(1) 调频市场未按照规则运行和管理的;

(2) 调频市场交易规则不适应电力市场交易需要,必须进行重大修改的;

(3) 调频市场交易发生恶意串通操纵市场的行为,并严重影响交易结果的;

(4) 调频市场技术支持系统(含调度运行技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等)发生重大故障,导致交易长时间无法进行的;

(5) 因不可抗力不能竞价交易的;

(6) 调频市场发生严重异常情况的。

11.2 市场干预条件二

发生以下情况时,能源监管机构可对市场进行干预,也可授权市场运营机构进行临时干预:

(1) 电力系统或技术支持平台发生故障、调频市场相关系统技术升级,导致市场无法正常进行时;

(2) 电网出现电力平衡紧张、调峰困难、断面约束矛盾严重等其它必要情况;

(3) 市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱。

市场干预的主要手段包括:

(1) 根据电网实时备用等情况调整调频容量需求及中标发电单元调频容量,调用第三方辅助服务提供者(包括符合市场准入条件的第三方辅助服务提供者与发电单元联合作为调频服务 提供者)调频容量;

(2) 制定或调整市场限价;

(3) 调整 AGC 投入资格标准;

(4) 暂停市场交易,处理和解决问题后重新启动。市场暂停期间所对应的结算时段,市场主体的补偿费用以最近一个交易日相同时段的调频市场价格作为结算价格。

11 其 他

广东调频市场由能源监管机构负责监督与管理。广东调频市场试运行期间,暂停执行《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》中 AGC 相关考核补偿条款。

附录 1

调频性能指标计算方法

发电单元运行期间每次响应 AGC 控制指令时,从调节速率、响应时间、调节精度三个方面对发电单元响应 AGC 指令后的动作情况进行评价衡量,具体如下。

一、调节速率 k1

指发电单元响应 AGC 控制指令的速率,计算公式如下:

k1=发电单元实测速率/调频资源分布区内 AGC 发电单元平均标准调节速率(p.u.)

其中,调频资源分布区内 AGC 发电单元平均标准调节速率

(p.u.)=燃煤机组标准速率×分布区内燃煤装机占比+循环流化床机组标准速率×分布区内循环流化床装机占比+燃气机组标准 速率×分布区内燃气装机占比+水电机组标准速率×分布区内 水电装机占比+其它类型机组标准速率×分布区内其它类型机组装机占比。

燃煤机组标准调节速率为额定容量的 1.5%/分钟,循环流化床机组标准调节速率为额定容量的 1%/分钟,燃气机组标准调节速率为额度容量的 3%/分钟,常规水电机组标准调节速率为装机容量的 20%/分钟,其它类型机组按并网协议规定的标准调节速率。

为避免机组发电单元响应 AGC 控制指令时过调节或超调节,k1 最大值暂不超过 5。二、响应时间 k2指发电单元响应 AGC 控制指令的时间延迟,计算公式如下:

k2=1 -(发电单元响应延迟时间/5min)

发电单元响应延迟时间是指发电单元 AGC 动作与发电单元接到 AGC 命令的延迟时间。

三、调节精度 k3

指发电单元机组响应 AGC 控制指令的精准度,计算公式如下:

k3=1-(发电单元调节误差/发电单元调节允许误差)

其中,发电单元调节误差指发电单元响应 AGC 控制指令后实际出力值与控制指令值的偏差量,发电单元调节允许误差为其额定出力的 1.5%。

四、综合调频性能指标(k)

指发电单元响应AGC 控制指令的综合性能表现,计算公式如下:

k=0.25×(2×k1+k2+k3)

不同时间周期内发电单元综合调频性能指标 k 的算术平均值,即对应统计周期内的综合调频性能指标 k。

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