《湖南电力辅助服务市场交易规则2023版:调峰最高600元/MWh!独立储能5MW/10MWh准入辅助服务市场》

  • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2023-05-23
  • 5月22日,《湖南省电力辅助服务市场交易规则(2023版)》全文印发。其中提出,独立储能应当与调控中心签订并网调度协议,符合并网标准并验收合格;独立储能并网容量应不小于5兆瓦/10兆瓦时。

    负荷侧市场主体中直接参与用户可调节容量不小于1兆瓦,连续响应时间不低于1小时;聚合商可调节容量不小于10兆瓦,连续响应时间不低于1小时。

    储能电站按充电电量报价.申报次日低谷、腰荷时段可提供调峰辅助服务的能力,调节速率,最大可连续充电时间,调峰辅助服务价格等。

    1.如被按序调用,储能电站根据日前市场出清结果确定储能电站的充电计划,按照日内调峰需求实时调整储能电站充电功率,中标价格为其报价.

    2.如被优先调用,储能电站按日前计划充电,其申报价格参与整个市场排序。深度调峰交易时段,若其申报价格低于市场实际调用最高价,中标价格为其申报价格;若其申报价格高于市场实际调用最高价,中标价格为同时段市场最低价;若深度调峰交易实际未开启,中标价格为0。

    储能电站紧急短时段调峰报价最高600元/MWh,储能电站深度调峰报价最高500元/MWh。

  • 原文来源:https://www.in-en.com/article/html/energy-2324136.shtml
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    • 北极星售电网获悉,6月27日,安徽省工业和信息化厅公布关于省十四届人大二次会议第1492号代表建议答复的函,文件提到,目前,安徽省独立储能电站可通过“报量报价”方式参与日前现货市场,实现在负荷高峰放电、低谷充电。下一步,将推进新型储能产业发展,共同支持合肥打造具有国际影响力的新型储能产业高地。持续推动优化新型储能参与电力辅助、现货市场等交易规则,充分发挥储能资源在电力调峰、调频中的作用。 详情如下: 关于省十四届人大二次会议第1492号代表建议答复的函 李孝鸿代表: 您在省十四届人大二次会议期间提出的关于关于完善新型储能产业扶持政策的建议收悉。经研究办理,现答复如下: 省委、省政府高度重视新型储能产业发展,于2023年10月成立安徽省先进光伏和新型储能产业集群建设工作领导小组,由省委、省政府主要负责同志亲自担任组长,统筹推进全省先进光伏和新型储能产业高质量发展。围绕您在十四届人大二次会议中提出的关于制定支持新型储能参与 电力现货市场 、辅助服务市场的政策规定,完善分时电价机制,对新型储能电站建设给予适当补贴、支持合肥市打造具有国际影响力的新型储能产业高地等建议,我厅会同省科技厅、省能源局重点开展如下工作: 一是推动新型储能参与市场交易。我省先后出台《安徽电力调频辅助服务市场运营规则》《安徽电力现货市场运营基本规则》等文件,明确将新型储能纳入市场主体范围,推动新型储能参与现货市场、调频市场。独立储能电站参与电力市场时不区分发用电市场主体地位。其中,参与 电力辅助服务市场 深度调峰调用时,同等条件下储能电站优先级高于燃煤火电机组。 目前,我省独立储能电站可通过“报量报价”方式参与日前现货市场,实现在负荷高峰放电、低谷充电。 二是完善分时电价机制。2024年3月,省发展改革委、省能源局印发《关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知》,根据我省电力供需实际,对峰谷分时时段划分、峰谷分时电价浮动比例和季节性尖峰电价政策进行调整完善,调整后的峰谷电价差在全国范围内较有竞争力。 三是支持新型储能参与顶峰。2024年3月,我厅会同有关部门联合印发《支持先进光伏和新型储能产业集群高质量发展若干政策》(以下简称《若干政策》),其中明确规定“独立新型储能项目按照电网调度指令进行充放电,放电电量上网价格为我省燃煤发电基准价,充电电量按我省燃煤发电基准价的60%进行结算。在迎峰度夏(冬)期间(1月、7—8月、12月),独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电,不结算充电费用,放电上网电量价格为我省燃煤发电基准价”;“根据我省电网供需平衡需要,与电力调度机构签订并网调度协议的独立新型储能项目,在迎峰度夏(冬)期间(1月、7—8月、12月),依据其上网放电量享受最高0.2元/千瓦时支持”。目前已对我省参与顶峰的5个独立新型储能项目予以支持。 四是促进合肥新型储能产业集群高质量发展。建设创新平台方面,支持依托阳光电源建设“清洁电力转换技术安徽省技术创新中心”,依托国轩高科建设“安徽省动力与储能电池产业创新研究院”。培育市场主体方面,2023年合肥市新型储能领域省级以上专精特新企业达到21家,其中国家级专精特新“小巨人”企业达到8家。强化金融赋能方面,我厅于2024年3月在合肥举办全省先进光伏和新型储能产业融企对接会,100多家光储领域企业代表参加会议,会上4家金融机构和12家企业(项目)签订融资协议超100亿元。加大示范应用方面,我厅积极支持合肥市新型储能企业申报国家级试点示范。2023年,合肥中建材入选国家级智能制造示范工厂、合肥通威入选国家级智能制造优秀场景。 下一步,我厅将会同有关单位大力推进新型储能产业发展,共同支持合肥打造具有国际影响力的新型储能产业高地。 一是建立新型储能项目库,编制年度实施清单和储备清单,引导新型储能规范有序发展,持续扩大新型储能装机规模。二是持续推动优化新型储能参与电力辅助、现货市场等交易规则,充分发挥储能资源在电力调峰、调频中的作用。三是加快研究新型储能调用细则,保障储能电站发挥效益。四是进一步支持新型储能产业创新平台建设,积极布局省级科技创新平台,培育争创全国重点实验室、国家制造业创新中心等国家级创新平台。五是推进合肥市新型储能产业培育壮大,争创国家级和世界级先进制造业集群。 衷心感谢您对我省新型储能产业发展的关心和支持,欢迎您今后一如既往对我们的工作给予指导和帮助。 办复类别:B类 联系单位:省工业和信息化厅电子信息处 联系电话:0551-62871759 安徽省工业和信息化厅 2024年6月19日 抄送:省人大常委会人事代表选举工委,省政府督查室。
  • 《国家能源局湖南监管办印发《负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则(试行)》》

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    • 7月5日,国家能源局湖南监管办公室印发《关于负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则(试行)》的通知,本规则自发布日起施行,有效期二年。适用于湖南电网负荷侧辅助服务提供市场主体(以下简称“负荷侧主体”)参加湖南电力辅助服务市场深度调峰交易的行为。 在满足电网安全和电力平衡约束的条件下,负荷侧主体按照集中竞价、统一边际电价出清机制进行市场出清,遵循价格优先、时间优先的原则。将每个时段负荷侧主体申报的价格从低到高排序,直至满足该时段的调峰需求,形成边际出清价格及中标电力,成交价格为最后中标的负荷侧主体申报电价。申报价格等于边际出清价格时,按照申报时间先后顺序确定中标主体。 国家能源局湖南监管办公室关于印发《负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则(试行)》的通知 市场运营机构,有关电力企业,电力用户,售电公司: 为贯彻落实《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〔2015〕9号)及其配套文件精神,深化湖南电力市场建设,引导负荷侧各类可调节资源参与提供电力辅助服务,促进电力供需平衡、能源绿色低碳转型,保障湖南电网安全稳定、优质经济运行,提升可再生能源消纳能力,经广泛征求各有关部门、市场成员等单位意见,湖南监管办制定了《负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则(试行)》,现印发给你们,请遵照执行。 负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则(试行) 第一章 总 则 第一条 为全面落实深化电力体制改革要求,推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡,发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡、能源绿色低碳转型和适应新型电力系统建设发展的作用,发掘负荷侧可调节资源,引导负荷侧各类可调节资源参与提供电力辅助服务,保障湖南电网安全稳定、优质经济运行,提升可再生能源消纳能力,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)及相关配套文件、《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)《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号)和《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)等国家相关法律法规和政策文件制定。 第三条 本规则作为《湖南省电力辅助服务市场交易规则(试行)》(湘监能市场〔2020〕81号)的补充,适用于湖南电网负荷侧辅助服务提供市场主体(以下简称“负荷侧主体”)参加湖南电力辅助服务市场深度调峰交易的行为。 第二章 负荷侧市场主体 第四条 负荷侧主体是指在湖南电网独立用电,单独计量的直供电力用户、电动汽车充电设施运营企业以及负荷聚合商等市场主体。电力用户可独立参与市场交易,也可通过负荷集成商以聚合方式(虚拟电厂)方式参与市场交易。 执行差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策的高耗能企业暂不参与。 第五条 负荷侧主体参与市场交易应在电力交易机构注册,已注册无需重复注册。按照有关规定,电力交易机构统一实施入市注册、注册信息变更和退出市场管理。 第六条 负荷侧主体准入条件: (一)具有独立法人资格、独立财务核算、征信记录良好、能够独立承担民事责任的经济实体,或是经法人单位授权的非独立法人主体,且符合国家产业政策和环境保护要求。负荷集成商应具备相应资质,并与代理用户签署协议。 (二)生产运行信息应接入相关技术支持平台,可实现电力、电量数据分时计量,并由相关技术支持平台将信息传送至电力调度机构,确保数据准确、及时、完整、可靠。 (三)直接参与用户可调节容量不小于1MW,连续响应时间不低于1小时;负荷集成商可调节容量不小于10 MW,连续响应时间不低于1小时。 (四)独立参与市场交易的负荷侧主体及负荷集成商应具备上报用充电计划、接受和分解调度指令、电力(电量)计量、清分结算等能力,保证交易正常开展、收益合规传导。 第七条电网企业的权利和义务: (一)负责建设、运营和维护湖南电力源荷聚合互动响应平台,并无偿提供接入和咨询等服务; (二)根据授权,开展负荷侧主体资格审查,并公布负荷侧主体审查结果; (三)按照有关规定,负责提供用户历史基线负荷; (四)按照有关规定,发布市场信息,获取负荷侧主体相关数据,承担信息保密义务; (五)负责负荷侧主体参与市场的邀约、组织及服务费用结算等工作; (六)配合运营机构,监测和分析负荷侧主体执行交易情况,做好分析评价,共同防范市场风险; (七)根据电力监管及政府部门授权,负责与所辖负荷侧主体签订有关协议。 (八)法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。 第八条 负荷侧主体的权利与义务: (一)遵循自愿参与市场,自行承担市场风险的原则。 (二)遵守市场规则,维护市场秩序,接受电力监管机构、政府有关管理部门的监督,服从电力调度机构管理。 (三)通过市场平台获得市场信息,按照市场规则进行交易申报,负荷集成商审核并汇总所代理的自然人、法人单位相关信息后进行交易申报。 (四)按照规定实时准确传输数据,如实申报负荷侧可调节资源运行信息,提供相关历史数据。负荷集成商需传输聚合运行数据以及其代理各有关自然人、法人单位的运行数据。 (五)执行市场出清结果,负荷集成商分解下达市场出清结果或调度指令至其聚合的自然人、法人单位,并组织执行。 (六)做好相关设备运行维护和生产管理,防范安全生产风险。 (七)获取服务收益,以聚合方式参与市场的,负荷集成商按照事先协议与其代理的负荷侧主体公平合理分配市场收益。 (八)法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。 第三章 市场申报与出清 第九条 电力调度机构组织负荷侧主体进行交易申报,申报周期为日,可在节假日前集中组织多日的申报。 第十条 初期负荷侧主体仅限参与日前市场交易,交易时段为市场运行日的低谷时段(23:00-07:00)、腰荷时段(12:00-16:00)。 第十一条 负荷侧主体应如实申报低谷时段、腰荷时段可提供调峰辅助服务的能力(MW)、时间范围(以15分钟为单位,全天96点)和价格(元/ MWh)。 第十二条 为激励负荷侧主体参与市场,初期对负荷侧主体市场申报价格设立最低限价,报价范围100元/ MWh至260元/ MWh,最小申报单位为0.1元/ MWh,具体以交易公告为准。 第十三条 用户基线负荷按照国标《GB/T 37016-2018 电力用户需求响应节约电力测量与验证技术要求》进行认定,由电力调度机构负责核定。 (一)采用日期匹配法认定负荷侧主体用户基线负荷曲线。 (二)典型日的确定分两种情况: 1.调峰服务发生在工作日时,选取调峰服务日前7天,其中应剔除非工作日、电力中断及负荷侧主体参与调峰服务日,剔除后不足7天的部分向前顺序选取,补足7天,从上述7天中再剔除负荷侧主体日最大负荷最大、最小的两天,剩余5天为典型日。 2. 调峰服务发生在非工作日时,选取调峰服务日前最近的3个非工作日为典型日,其中应剔除电力中断及负荷侧主体参与调峰服务日,剔除后不足3天的部分向前顺序选取,补足3天。 (三)用户基线负荷认定程序 1.取典型日负荷侧主体96点负荷数据。 2.以不同典型日负荷侧主体96点负荷数据的平均值作为原始用户基线负荷。 (四)对于用电负荷受气候等外部因素影响较大的负荷侧主体,可对其用户基线负荷进行修正,修正前,需经电力监管及政府部门认定。修正方法如下: 1.修正系数。对于认定的用户,根据下式确定修正系数K,K范围限定为0.8-1.2,若K低于0.8按0.8计算,若K高于1.2按1.2计算。对于未认定的用户,修正系数K默认值为1。 为调峰服务当日,调峰服务期前2h内各个采集时刻的用户基线负荷平均值,单位为kW;为调峰服务日前所有典型日中,与上述采集时刻对应历史用户基线负荷的平均值,单位为kW。 2.结果修正。根据修正系数K对原始用户基线负荷序列值进行修正。 为修正后的负荷侧主体用户基线负荷。 第十四条 在满足电网安全和电力平衡约束的条件下,负荷侧主体按照集中竞价、统一边际电价出清机制进行市场出清,遵循价格优先、时间优先的原则。 (一)将每个时段负荷侧主体申报的价格从低到高排序,直至满足该时段的调峰需求,形成边际出清价格及中标电力,成交价格为最后中标的负荷侧主体申报电价。 (二)申报价格等于边际出清价格时,按照申报时间先后顺序确定中标主体。 第十五条 负荷侧主体参与市场流程: (一)竞价日(D-1)10:00前,电力调度机构发布电网调峰需求及其时段。 (二)竞价日(D-1)12:00前,负荷侧主体完成次日或多日市场交易信息申报。 (三)竞价日(D-1)18:00前,电力调度机构完成对负荷侧主体申报数据的校核,组织市场集中出清,形成考虑安全和平衡约束的出清结果。 第四章 交易执行与结算 第十六条 电力调度机构遵循“按需调用、安全经济”原则,合理确定负荷侧主体参与辅助服务总需求量,初期负荷侧主体出清结果在日内优先执行。 第十七条 市场出清结果通过电力调度机构技术支持系统下发,由相关平台分解、转发,负荷侧主体通过平台查看出清数据,自主执行交易结果。 第十八条 负荷侧主体参与市场交易实际调峰电量根据用户基线负荷计算,以调度自动化系统、用电信息采集系统数据为准。 第十九条 有效调峰电力为各中标时段实际负荷与用户基线负荷之差,单位为MW。 第二十条 有效响应电量为有效调峰电力与相应时刻之乘积,单位为MWh。调峰电量取该时段中标电量与有效响应电量两者中的小值。 第二十一条 调峰服务费为每时刻调峰电量与出清价格乘积之和,单位为元。 第二十二条 负荷侧主体产生的服务费用纳入湖南电力辅助服务市场,由发电侧按照《湖南省电力辅助服务市场交易规则(试行)》分摊。 第二十三条 负荷侧主体实际执行结果偏离市场出清结果,电力调度机构应根据电网运行实际,安排调管范围内的发电机组承担偏差部分,如仍无法执行市场出清结果则调整相应交易,并做好记录备查。 第二十四条 负荷侧主体因自身原因,导致有效调峰电力小于调峰中标电力,偏差小于20%及以下,免于考核;超过20%以上部分,按合同调峰费用与实际调峰费用差值的30%予以考核;调峰实际电力大于调峰中标电力的,不予考核,也不予奖励。考核费不大于实际调峰服务费。 第二十五条 负荷侧主体因自身原因,未执行市场交易结果,且在交易时段内其平均负荷低于平均用户基线负荷,电力调度机构根据其影响程度可采取通报、警告、扣罚服务费用、纳入电力市场失信名单等措施予以处罚。 第二十六条 负荷集成商需提供与代理用户签订的协议,其中应包括双方最终确认的补偿分成比例。代理用户服务费用由省电力公司结算支付,负荷集成商服务分成费用按其代理协议补偿分成比例统一由省电力公司组织结算支付,服务费用按月结算。 第二十七条 在用户结算单中,应将辅助服务费用予以单列。 第五章 附 则 第二十八条 本规则由国家能源局湖南监管办公室负责解释。 第二十九条 本规则自发布日起施行,有效期二年。