XX省电力辅助服务市场运营规则
（暂行）
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XX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〔2015〕9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〔2016〕57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）、《国家能源局关于同意启动宁夏、广东、XX电力辅助服务市场试点实施工作的复函》(国能函监管〔2017〕117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XX电力辅助服务市场中开展的各项辅助服务交易行为，XX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XX监管办公室（以下简称XX能源监管办）负责XX电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规
则的实施。
第二章市场成员
第五条XX电力辅助服务市场包括市场运营机构和市场主体。
第六条XX电力辅助服务市场运营机构为XX电力调度控制中心及XX电力交易中心有限公司。
XX电力调度控制中心主要职责是：
（一）管理、运营XX电力辅助服务市场；
（二）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XX能源监管办提交电力辅助服务调用结果。
XX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（包括豁免范围内）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资源，新建机组归调后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务价格、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务有偿分摊费用；
（三）做好机组日常运维，确保电力辅助服务有序开展。
第三章调峰辅助服务
第九条本规则所指调峰辅助服务是指并网发电机组或电储能装置、需求侧资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。
第十条有偿调峰服务在XX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100MW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量的时间单位为1分钟。
第十二条发电机组、需求侧资源、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，不得以参与调峰辅助服务市场为由，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，确有可能影响电网安全和供热质量时，调度有权终止调用。
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，按照日前竞价结果统一由低到高依次调用，直到满足调峰辅助服务市场需求。
第四章火电机组实时深度调峰交易
第十四条调峰辅助服务市场中的火电机组开机方式依据在XX能源监管办备案的XX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。
第十五条实时深度调峰交易是指火电厂运行机组通过调减出力，使火电机组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，须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与机组额定容量之比，以1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率小于有偿调峰补偿基准时获得补偿；平均负荷率大于有偿调峰补偿基准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摊。
火电厂机组额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
额定容量的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，XX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参与调峰辅助服务市场补偿及分摊：（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：
第二十一条实时深度调峰交易根据电网调峰需求及网络阻塞情况，编制全网或区域（XX区域、XX区域、酒泉区域）日前调用预计划，日内由电力调度机构按电网运行情况，进行全网或区域（XX区域、XX区域、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调用），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调峰交易按照各档有偿调峰电量及对应市场出清价格进行结算。其中，有偿调峰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＝∑=21i(第i档有偿调峰电量?第i档实际出清电价)
第二十四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，启动区域实时深度调峰时，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：参与分摊的火电厂根据深度调峰交易期内实际负荷率的不同，分三档依次加大分摊比重，进行“阶梯式”分摊。具体分摊金额按照以下方式计算：
公式：火电厂调峰分摊金额＝[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＋省内参与分摊的所有风电
场、光伏电站总修正发电量+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×调峰补偿总金额
火电厂修正发电量＝(深度调峰交易期间第i 档实际发电量?修正系数
T 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T 1＝1、T 2＝1.5、T 3＝2。
（二）风电场、光伏电站分摊方法：参与分摊的风电场、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保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、光伏电站调峰分摊金额＝[风电场、光伏电站修正发电量/（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+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×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 以保障性收购利用小时数（参考《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）为基准进行修正（文件中未∑=31i
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100小时（取整），分摊电量系数减小10%。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=1。
新并网新能源电厂按照上年度平均发电利用小时数进行修正。
（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。具体分摊金额按照以下方式计算：
公式：水电厂调峰分摊金额＝[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+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×调峰补偿总金额
水电厂修正发电量＝月度实际发电量×修正系数（11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）第二十五条为规范市场交易行为，对因自身原因导致日内调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×出清电价×2
减少的有偿调峰电量=（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。
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调峰容量的交易。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?天进行补偿，补偿时间不超过7天。
第二十八条火电机组在停备期间不得擅自开展检修工作，否则取消停备所应得补偿资金。
第二十九条火电应急启停交易是指调度机构按照日内电网安全运行实际需要，按照各机组日前单位容量报价由低价到高价依次主动调停火电机组（24小时＜停运时间＜72小时，竞价相同时按电厂月度发电计划剩余电量由少及多依次调用），为电网提供的调峰服务。
第三十条火电应急启停交易的出让对象是风电、光伏、水电及未达到有偿调峰基准的火电厂。
第三十一条火电企业按照机组额定容量对应的应急启停调峰服务报价区间浮动报价，各级别机组的报价上限见下表：
第三十二条应急启停交易根据各级别机组市场出清价格按台次结算，市场出清价格是指当日实际调用到的最后一台应急启停的同容量级别机组的报价。
第三十三条火电应急启停调峰服务费按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。具体支付费用按照以下方式计算：
公式：各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站应急启停调峰费支付费用＝（各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用）×应急启停总费用
第六章需求侧资源交易
第三十四条需求侧资源为随时可调用的，能够在负荷侧为
电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目。
第三十五条需求侧资源用电价格按照国家有关电价政策执行。
第三十六条参与调峰辅助服务交易的需求侧资源用户最小用电电力须达到1万千瓦及以上，且能够将实时用电信息上传至省调，并接受调度机构指挥。
第三十七条需求侧资源用户在调峰辅助服务平台开展集中交易。
需求侧资源用户向调峰辅助服务平台申报交易时段、15分钟用电电力曲线、意向价格等内容。市场初期，需求侧资源电力用户申报补偿价格的上限为0.2元/千瓦时。
第三十八条需求侧资源交易模式为日前申报、日内调用。由电力调度机构根据电网运行需要，根据日前竞价结果与各类调峰资源统一排序，由低价到高价在日内依次调用。
第三十九条当需求侧资源用户如约履行合同时，电网企业按以下方式计算需求侧资源用户的补偿费用：
需求侧资源用户获得的调峰补偿费用=Σ调用电量×申报价格
需求侧资源用户交易的补偿费用按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。具体支付费用按照以下方式计算：
公式：各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站支付需求侧用户的费用＝（各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用）×需求侧资源用户获得的调峰服务总费用
第七章电储能交易
第四十条电储能交易是指蓄电设施通过在弃风弃光时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。电储能既可在电源侧也可在负荷侧，或以独立市场主体为电网提供调峰等辅助服务。
第四十一条鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上。
第四十二条火电企业（含供热企业）在计量出口内（也可引进第三方）投资建设储能调峰设施，可与机组联合参与调峰，按实时深度调峰交易管理执行。在风电场、光伏电站计量出口内建设的电储能设施，由电力调度机构监控、记录其实时充放电状态，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。
第四十三条发电企业计量出口内的储能设施也可自愿作为独立的电力用户参与调峰服务市场。
第四十四条用户可在计量出口内（也可引进第三方）投资
建设储能调峰设施，由电力调度机构监控、记录其实时充、放电状态。在用户侧建设的电储能设施既可作为用户的储能设备也可自愿作为独立的电力用户参与调峰服务市场。
第四十五条独立电储能用户充、放电价格按国家有关规定执行。
第四十六条电储能用户须将实时充放电等信息上传至电力调度机构，并接受调度指挥。
第四十七条电储能用户在调峰辅助服务平台开展集中交易需向调峰服务平台提交包含交易时段、15分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，市场初期电储能用户申报价格的上限、下限分别为0.2元/千瓦时、0.1元/千瓦时。
第四十八条电储能交易模式为日前申报、日内调用。由电力调度机构根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低价到高价在日内依次调用。
第四十九条当电储能用户如约履行合同时，电网企业按以下方式计算用户侧电储能设施的补偿费用：
电储能设施获得的调峰服务费用=Σ调用电量×申报价格
电储能用户交易的补偿费用按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。具体支付费用按照以下方式计算：
公式：各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站支付电储能用
户费用＝（各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用）×电储能设施获得的调峰服务总费用
第八章 调频辅助服务
第五十条 调频辅助服务指发电机、电储能设施通过AGC 控制装置自动响应区域控制偏差（ACE ），按一定调节速率实时调整发电出力，以满足ACE 控制要求，其调节效果通过调频里程衡量。
第五十一条 AGC 发电单元是以AGC 装置为单位进行划分，一个AGC 发电单元指电厂一套AGC 装置所控制的所有机组的总称。
第五十二条 调频里程指某段时间内发电单元响应AGC 控制指令的调频里程之和。其中，发电单元每次响应AGC 控制指令的调频里程是指其响应AGC 控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的出力值之差的绝对值。
总调频里程计算公式为：
式中，i D 为发电单元第i 次的调频里程，单位为兆瓦，n 为
调节次数。
第五十三条AGC 综合性能指标K ，用于衡量发电单元响应AGC 控制指令的综合性能表现，包括调节速率（1K ）、响应时间（2K ）与调节精度(3K )。 ∑==n i i D D 1
AGC 性能指标K =)2(321K K K ++?*0.25
调节速率1K =发电单元实际速率/标准调节速率
其中标准调节速率按西北能监局印发的《两个细则》规定执行。
响应时间2K =1-发电单元响应延迟时间/5min
发电单元响应延迟时间指发电单元AGC 动作与发电单元接到AGC 命令的延迟时间。
调节精度3K =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%。
第五十四条 电储能资源在非弃风弃光时段可参与调频辅助服务市场，参与调频辅助服务期间不能从系统吸收电能。
第五十五条 提供调频辅助服务的主体应满足以下技术要求：
（一）按并网管理规定安装AGC 装置，AGC 性能满足电网管理规定。
（二）厂级AGC 电厂，以全厂为一个发电单元参与调频市场。
第五十六条 发电单元标准调频容量是指发电单元可自动
调频的向上或向下的调节范围。
火电单元标准调频容量=额定容量*1.5%*15分钟
水电机组标准调频容量=额定容量
储能设备标准调频容量=额定容量
为防止联络线调频造成系统潮流分布大幅度变化影响系统稳定运行，规定单个电厂的中标发电单元调频容量之和不超过控制区调频容量需求的20%；中标发电单元调频容量不超过其标准调频容量。
第五十七条调频市场交易采用日前报价、日内出清模式。
第五十八条各市场主体以AGC发电单元为单位，可在电力辅助服务平台申报未来一周每日96点调频里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为15元/兆瓦，申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。
第五十九条水电厂参与调频市场交易时应考虑水库运行情况，各水电厂在电力辅助服务平台申报调频里程报价时，同时上报次日水库水位运行上、下限及发电单元出力上、下限。
第六十条日内正式出清以负荷预测和新能源预测偏差之和及全网单机最大出力为约束条件,依据AGC投运状态及各市场主体的调频里程价格，从低到高依次进行出清，直至中标市场
主体调频总容量之和满足控制区域调频容量需求，最后一个中标的市场主体价格为调频市场该时段的统一出清价格，当申报主体价格相同时，优先出清近5个运行日内AGC 综合性能指标平均值高的市场主体。
第六十一条 中标市场主体单元在对应中标时段的起始（结束）时刻，自动化系统自动切换AGC 调频模式。
第六十二条 调频市场补偿费用为中标单元在调频市场上提供调频服务获得相应调频里程补偿。计算公式如下：
中标单元月度调频里程补偿费用=∑=??n i i i i K D 1)(ρ
其中，n 为每月调频市场的交易周期数，i D 为该中标单元在
个交易周期提供的调频里程，i ρ
为第i 个交易周期的里程出清价格，i K 为发电单元第i 个交易周期的AGC 综合性能指标平均值。
第六十三条 调频市场辅助服务补偿费用，先使用现货市场中执行偏差考核费用进行平衡，不足部分按全网当月运行机组发电量进行分摊，分摊费用按月统计，按月结算。
调频辅助服务分摊费用=（各机组当月发电量/全网当月总发电量）×（全网月度调频里程补偿总费用-全网月度现货市场执行偏差考核费用）
第六十四条调频中标单元出现以下情况之一，将取消对应中标时段的调频里程补偿。
（一）因自身原因AGC退出。
（二）中标时段内提供调频服务期间的AGC综合性能指标K值小于0.5。
第九章市场组织与竞价
第六十五条每个工作日8时前，有意愿提供实时深度调峰服务的火电厂申报次日报价及机组有功出力可调区间。其中，最大出力应考虑机组因自身原因造成的受阻电力。
第六十六条每个工作日8时前，有意愿参与电力调峰服务市场集中交易且满足要求的电储能资源、需求侧资源向电力辅助服务平台申报交易期间意向价格、日用电曲线，包括用电时段及每15分钟用电功率曲线。
第六十七条每个工作日8时前，有意愿提供应急启停调峰服务的火电厂向电力辅助服务平台申报机组应急启停价格。
第六十八条每个工作日8时前，有意愿提供调频服务的火电厂、水电厂、电储能资源向电力辅助服务平台申报机组调频里程价格。
第六十九条电力辅助服务平台每个工作日16时前发布经安全校核后的次日深度调峰申报电力、调频里程及价格汇总结果。
附件 完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案 为深入贯彻落实党的十九大精神和《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），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《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）有关要求，制定本方案。 一、重要性和紧迫性 为保障电力系统安全、稳定、优质、经济运行，保证电能质量，规范电力辅助服务管理，原国家电力监管委员会于2006年11月印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）（以下简称43号文）。按照该办法要求，各区 域电力监管机构结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，陆续制订实施细则，组织实施并加强监管。2014年，国家能源局印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》（国能综监管〔2014〕456号），将跨省跨区交易电 量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。目前，电力辅助服务补偿机制除西藏尚未建立外，在全国范围内基本建成，运行效果普遍较好，为进一步推进电力市场建设奠定了基础。 近年来，我国电力行业尤其是清洁能源发展迅猛，电源结
构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。当前，我国电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出，现行电力辅助服务补偿办法的部分内容已经难以适应实际需要。为深入落实电力体制改革各项措施，进一步还原电力商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，在更大范围内优化资源配置，亟需进一步完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制。 二、总体思路和基本原则 （一）总体思路 按照中央进一步深化电力体制改革总体部署，坚持社会主义市场经济改革方向，结合各地实际，完善电力辅助服务补偿机制。 （二）基本原则 坚持服务大局原则。保障国家能源战略落实，维护电力系统安全运行，落实电力体制改革要求。 坚持市场化原则。配合电力市场体系建设，充分利用市场化机制发挥各类型发电企业和电力用户的调节性能，营造良好的制度环境。 坚持因地制宜原则。根据电力用户与发电企业直接交易、跨省跨区电能交易以及现货市场试点等实际情况，分类推进电
XX省电力辅助服务市场运营规则 （暂行） 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XX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〔2015〕9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〔2016〕57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）、《国家能源局关于同意启动宁夏、广东、XX电力辅助服务市场试点实施工作的复函》(国能函监管〔2017〕117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XX电力辅助服务市场中开展的各项辅助服务交易行为，XX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XX监管办公室（以下简称XX能源监管办）负责XX电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规
则的实施。 第二章市场成员 第五条XX电力辅助服务市场包括市场运营机构和市场主体。 第六条XX电力辅助服务市场运营机构为XX电力调度控制中心及XX电力交易中心有限公司。 XX电力调度控制中心主要职责是： （一）管理、运营XX电力辅助服务市场； （二）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XX能源监管办提交电力辅助服务调用结果。 XX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（包括豁免范围内）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资源，新建机组归调后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。
浅述电力市场辅助服务的种类 [摘要]本文作者针对电力市场辅助服务基本定义和品种进行了分析。 【关键词】电力市场；辅助服务；定义；品种 一、前言 商品是用来满足人们某种需要的交换物,而经济学原理告诉我们对物品的需要是多样性和差异化的，不同的人对同一种物品的需求是不同的。用来满足人们不同需求的特性就是商品的差异性。商品的价格确定方法也呈现多样性，主要可根据商品的成本、价值和需求属性的不同来确定，成本和价值定价法更接近于商品的社会属性，而需求定价法侧更接近于商品的自然属性。 电从其发明并进入商业交换以来，由于其特殊性，被人为地就一直作为一种无差异商品进入市场交换，只要在同一载体的系统内的生产、输送、分配和使用交易活动都被看成的是同质的交换活动，即一个系统内发、输、配、用同时交换和结算。同一频率、同一质量的电能，无论这一系统内的各交易主体的设备好坏，能力大小，只要是联得上网的都被认为向系统提供的是同一性质的电能商品。尽管目前人为定价体系的不同，造成现实执行以“个别成本”定价方法过程中，将交换价格依据实际发生成本来划分，但电力系统内一直追求一条“同网同价”的信条。“同网同价”追求的是一种形式上的公平，但其又忽略了“质”的差异，将那些实际上是向整个系统提供了大量额外贡献,提供了不同质的电量的交易商，与一般的交易商同等对待，获得相同的电费结算，造成长期以来的实质性的不公平。 二、电力市场辅助服务基本定义及品种 1、基本定义 电力市场中的辅助服务是指在将电能从发电厂送到用户端的过程中，为维持用户需求的电能质量、保证用户供电安全性、可靠性和稳定性所需采取的一切辅助措施。 因此可以看出，辅助服务作为一种商品，主要是为了满足用户的需求而存在的。正是因为用户对电量的质量性、安全性、稳定性有特殊要求，才有辅助服务的存在。电力市场中用户对电能质量的关注或需求的原因是多方面的：（1）用户的现代用电设备对电能质量的要求。当前用户大量使用高精度、用电设备对各种电磁干扰谐波和电压不平衡等各种波形畸变要求提高；（2）用户用电设备对供电间断性，电压凹凸性，电路的通断等暂态波动要求；（3）用户用电设备的旋转精度对供电周波动（频率）的要求。
江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则 （试行） 第一章总则 第一条为建立江苏电力调频辅助服务市场化分担共享机制，发挥市场在调频资源优化配置中的决定性作用，激励发电企业提升调频服务供应质量，提升江苏电网安全、稳定、经济运行水平，制定本规则。 第二条本规则制定依据为《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、《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<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提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号）、《江苏省提升电力系统调节能力的指导意见》（苏发改能源发〔2018〕744号），以及国家有关法律、法规和行业标准。 第三条本规则所称电力调频辅助服务，是指电源在一次调频以外，通过自动发电控制（AGC）功能在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服
务。 第四条本规则适用于在江苏开展的电力辅助服务（调频）交易。依据本规则开展市场化交易的辅助服务，不再执行《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》自动发电控制（AGC）服务补偿（包括基本补偿和调用补偿）。其他辅助服务仍按《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》执行。 第五条国家能源局江苏监管办公室（以下简称江苏能源监管办）会同省发展改革委（能源局）负责江苏电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。 第二章市场成员 第六条电力调频辅助服务市场成员包括市场运营机构和交易主体两类。交易主体为满足准入条件且具备AGC调节能力的各类统调发电企业（火电、水电、风电、光伏、核电等）、储能电站以及提供综合能源服务的第三方机构（以下简称综合能源服务商）。市场运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。 第七条充电/放电功率10兆瓦以上、持续时间2小时以上的储能电站，可以直接注册电力调频辅助服务市场成员。鼓励综合能源服务商汇集单站容量达到充电/放电功率5兆瓦以上的储能电站，汇集总容量达到充电/放电功率10兆瓦以上、持续时间2小时以上的，可以注册电力调频辅助服务
电化学储能在电力辅助服务市场中潜力与障碍 尽管储能技术在能源系统中极具应用价值，但各类储能技术的市场化程度有较大差异。从当前全球发展态势看，抽水蓄能和储热技术成熟度较高并已实现商业化运营；氢能、合成燃料、热化学储能等尚处于研发示范阶段；而铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、飞轮储能、压缩空气、钠硫电池等整体处于从技术示范到商业运营的过渡阶段。 目前抽水蓄能仍是全球储能装机的主体，但技术快速进步的电化学储能已经成为市场关注的焦点。特别是近年来电动汽车产业的快速发展带动锂离子电池技术不断成熟。 根据彭博新能源财经（BNEF）的预测，到2024年全球锂离子电池成本将达到640元/千瓦时，到2030年进一步降低至430元/千瓦时。 在国内，近年来锂离子电池技术进步速度更是超过预期，到2020年上半年，国内磷酸铁锂电池电芯成本约400元/千瓦时，电池包成本约600元/千瓦时。换言之，目前国内锂电池成本已达到BNEF预测的2024年全球水平。目前以锂电池为代表的电储能技术已成为我国商业化储能项目的主体，市场占比达到98%。相比电力系统其他灵活性资源，电储能产业协同效应强、技术进步空间大、环境资源约束小，是未来极具市场竞争力的电力系统短周期储能技术，其在电力系统中的价值也更多体现在电力辅助服务层面。在国外，成熟电力市场环境下电储能往往通过辅助服务（调频、备用等）获得收益；在国内，尽管电力市场建设处于过渡阶段，市场化程度有限，但部分辅助服务市场机制仍可体现电储能灵活参与系统服务的功能价值，参与辅助服务市场已成为电储能应用主要收益来源。 1电储能参与辅助服务面临的问题 虽然市场关注度与日俱增，但目前国内电力辅助服务市场还难以对电储能等新型灵活性资源形成有效激励，电储能参与电力辅助服务面临机制、成本、监管等方面问题。 定价机制
演讲题目 大规模储能系统参与辅助服务市场的应用与研究 李敏 2018-03-21
目录 01市场环境 02经验分析 03超威储能
可再生能源的发展促进储能发展 环保性和再生性特点决定新能源必将逐步占据更多的能源消费市场国家能源局统计数据显示，在2016年上半年，西北地区的弃光问题严峻，弃光电量达到32.8亿千瓦时，弃光率19.7%。其中，新疆、甘肃光伏发电运行较 为困难，弃光率分别为32.4%和32.1%。去年一季度，新疆弃光率甚至一度达到52%。整个2016年，西部 地区平均弃光率达到20%。 2016 中国各省弃风情况 National average wind curtailment in 2016 = 17%
中国储能市场—辅助服务市场 ?2016年6月，国家能源局《关于促进电储能参与”三北”地区电力辅助服务补偿(市 场)机制试点工作的通知》，AGC考核补偿标准根据各个地方制定《发电厂并网运行 管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》双细则来进行考核 ?2017年1月3日，江苏能监办修改了《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》 ?2017年5月31日，山东能监办《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》 ?2017年7月26日，福建能监办《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》 ?2017年9月25日，新疆能监办《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》 ?2017年11月7日，山西能监办《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关 事项的通知》 火电机组参与调频存在的问题?2017年11月15日，国家能源局《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》 ?调节延迟 ?调节偏差（超调，欠调） ?调节反向、单向调节 ?增加机组的疲劳磨损和故障率，降低机组的 寿命和性能
电力市场运营基本规则电力市场运营基本规则（（试行试行）） 第一章 总则 第一条为规范区域电力市场行为，保证区域电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据国家有关法律、法规，制定本规则。 第二条本规则适用于区域电力市场。 第三条国家电力监管委员会及其授权的监管机构（统称“电力监管机构”，下同）负责监督区域电力市场运营，依法维护市场主体的合法权益，不受其他组织和个人的非法干预。 第二章 市场成员 第四条本规则所称的市场成员包括市场主体和市场运营机构。电力市场主体是指按规定获得电力业务许可证的发电企业、电网经营企业、供电企业（含独立配售电企业）和经核准的用户；市场运营机构是指电力调度交易中心。 第五条发电企业、电网经营企业和供电企业，在按规定获得电力业务许可证（以下简称“许可证”）后，方可申请进入市场，参与市场交易。用户经核准后可参与市场交易。 第六条电力调度交易中心负责电力调度、市场交易、交易结算。 第三章 交易类型 第七条电力市场中电能交易类型包括合约交易、现货交易、期货交
易等。 第八条合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，合同价格可以通过双方协商、市场竞争或按国家有关规定确定，合同期限可以是周、月、季、年或一年以上。 第九条现货交易是由发电企业竞价形成的次日（或未来24 小时）电能交易以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。现货交易所占电量的比例，由电力监管机构根据电力供需情况、电网情况及用电负荷特性等因素，综合研究确定，一般每年确定一次。 第十条期货交易是指在规定的交易所，通过期货合同进行的电能交易。期货合同是指在确定的将来某时刻按确定的价格购买或出售电能的协议。 第十一条电能交易应以合约交易为主，现货交易为辅，近期不开展电能期货交易。 第十二条条件成熟的，经电力监管机构批准，可以开展输电权、辅助服务等交易。 第四章 合约交易 第十三条市场运营机构具体组织电能合约交易，电力监管机构监督交易合同的执行。 第十四条购售电合同在签订前必须经市场运营机构安全校核予以确认，不能通过安全校核的由市场运营机构及时告知有关市场主体。 第十五条电网经营企业必须贯彻国家能源政策，优先与风能、地热
电力市场辅助服务的计量与定价 /h1 第一章绪论 1.1 研究背景和意义 20 世纪70 年代开始,国内外进行广泛的电力改革,实施私有化和资产重组,将“市场”理念引入电力行业大大提高了电力行业的运行效率。电力市场分为电能市场和辅助服务市场,电力市场是解决负荷需求或电力需求的主要市场,辅助服务市场是次要市场,是保证电能安全、优质输送而提供的额外物品。尽管辅助服务地位不及电能市场,即电力市场不提供这种物品,电能市场理论上仍可运作,但电能质量(频率、电压)、供电可靠性(停电)、恢复供电时间得不到保障,因此辅助服务市场是电能市场不可或缺的重要补充,其运行好坏直接影响电能市场的良好运作。我国电力辅助服务市场始于2006 年,以国家电监会制定的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》为标志,随后国内六个区域依照该办法针对本区域制定并实施《区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。在辅助服务运行期间,某区域发电企业提出了关于改进辅助服务市场的不少建议,其中大部分建议是关于辅助服务的计算和定价: (1)辅助服务费用分摊。辅助服务的卖着是发电企业,而最后大部分辅助服务的费用又要由发电企业支付,定义发电企业既是买者又是卖者是否合理。
(2)辅助服务补偿价格。一是有些辅助服务价格定得太低或太高,如调峰服务太低、无功服务太高;二是统一定价不合理,不同的机组成本不同,应该为这些机组指定不同的价格。 (3)辅助服务提供量计算。一是方法不合理,如计算AGC 辅助服务,如果上次AGC 速度不合格而本次又没有收到新的AGC 指令,那么本次AGC 计算的结果是被罚或有负的服务提供量,而实际应该按0 计算的;二是计算过程不透明,发电厂只能从调度部门得到一个月最终的辅助服务提供量与被罚量,无法知悉一天、一个时段、一条指令的服务提供情况。 (4)其他问题。如辅助服务软件界面更新不同步,数据采集器延时严重,缺少答疑与帮助平台等。因此,研究电力辅助服务的计量与定价能为促进我国辅助服务市场健康发展提供建议,能为电能市场更好运作提供保障。 1.2 国内外研究现状 对辅助服务的研究有很多方面,如辅助服务定义、获取方式、辅助服务结算、定价、交易组织、方式、流程等。 (1)辅助服务定义:不同国家的辅助服务市场中辅助服务的类别不尽一致,甚至在同一国家中仍可能由于电网结构、电源与负荷特性等的差异性而形成多个区域市场。文献对美国、英国、澳大利亚、南美、亚洲及非洲等国家电力辅助服务市场辅助服务定义和分类做了概要性说明,具体见表1-1;文献总结和比较了北美、世界电力市场辅助服务的的理论和实践情况,将辅助服务法分为AGC(频率)服务、调相(无功电压)服务、备用(热备用、冷备用、替代备
电力市场营销工作管理办法 第一章总则 第一条为适应深化电力体制改革要求和电力市场供大于求的严峻形势，加强市场营销机制建设，强化电量、电价、电费等营销指标管控，确保公司主营业务收益，结合区域电力市场实际情况，制定本办法。 第二条本管理办法按照集团、公司有关市场营销工作相关管理规定，以推动公司部门进一步明确市场营销的责任、理顺关系、规范管理、加强关键指标的过程管控，确保年度指标的顺利完成。 第三条本规定适用于公司市场营销部门。 第二章管理职责 第四条公司市场营销部是电量、电价、电费等指标的职能管理部门。主要职责: （一）负责收集自治区范围内电力市场，掌握国家及自治区相关产业政策的动态，分析研判电力供需形势变化，为公司营销管理决策提供信息支持。 （二）深度了解电力交易、调度规则，加强与生产管理的协同，指导和监督场站合理利用规则争抢电量。 （三）研究促进新能源消纳的各类政策，积极拓展市场，争取差异化的电力交易，提升竞争优势;根据电改工作推进情况，转变营销理念，适时开展用电市场分析和大用户的发掘和争取，为电力市场放开后的市场开拓做好准备。
（四）按照政府相关文件要求签订年度《购售电》,负责年度发电量的预测，编制年度电量计划，根据上级下达的年度电量目标，分解制定月度电量计划。 （五）做好各类电力交易的量价测算，以收入最大化原则参与市场交易，争量争价；负责月度售电量、电费结算确认，协助做好电费回收工作。 （六）及时申请办理新建项目发电业务许可证，定期办理年审业务； 第五条落实营销策略、积极争抢电量，主要职责： （一）全面了解掌握所在区域电网架构、装机情况、电力负荷特性及电力送出的影响因素等区域电力市场信息。 （二）负责了解掌握当地电网检修计划，配合公司运行部调整生产计划，减少受累损失电量。 （三）在市场营销部的指导下，做好电力现货交易的量价申报工作。 （四）主动采取有效措施争抢电量，加强与省调、地调的沟通联系，积极争取负荷。 第三章管理内容和工作要求 第七条关注国家电改政策以及电改先行省份的政策动态，注重信息收集和积累。
电力市场下的无功辅助服务 XX 贵州省贵州大学电气工程学院电管081班 550003 摘要：无功服务是电力市场下的一种辅助服务。无功服务对电力系统的优质可靠运行有巨大的意义。本文将对无功补偿的原理、特点、优缺点、和容量的确定等进行简单的阐述。 关键词：电力市场；无功辅助服务；无功定价 一、前言 在开放的环境下, 需要有不同的电力服务来满足不同用户的需求以及电力市场竞争的需要。电力服务总的来说可以分为以下三类: 发电服务( generationservices) 、输电服务( transmission services) 和辅助服务( ancillary services) 。辅助服务是指那些为满足输电的可靠性和经济性要求而有关的服务, 包括调度、电压和无功功率控制、频率控制、各种系统备用、稳定控制等。 在电力市场下，辅助服务是电力市场的重要组成部分。无功电压控制作为一种辅助服务，是使电网中德输电交易能够顺利完成的一个必要条件，尤其当电网在重负荷运行时，电压和无功功率控制变得格外重要。。根据中国国家电监会在 2 0 0 4年1月颁布的《电网辅助服务补偿办法》，也对无功服务做出定义：“无功服务又称无功支持服务或无功电压控制服务，指发电机组向电网注入或吸收无功功率，以维持系统正常运行时节点电压波动水平在允许范围内，在电力系统故障后提供足够的无功支持以防止系统电压崩溃的服务。” 下面将对电力市场的基本概念和无功辅助设备进行简单概述。 二、电力市场的基本概念 电力市场是一个由电力和市场两个词组合而成的复合型概念，电力是用以界定市场范围和性质的限制词，所以要理解电力市场的内涵还必须从分析市场的内涵说起。 （一）市场的内涵
关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见为贯彻落实《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)有关要求，推进构建有效竞争的市场结构和市场体系，建立相对独立、规范运行的电力交易机构(以下简称交易机构)，现就电力交易机构组建和规范运行提出以下意见。 一、总体要求 (一)指导思想。 坚持市场化改革方向，适应电力工业发展客观要求，以构建统一开放、竞争有序的电力市场体系为目标，组建相对独立的电力交易机构，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，依法依规提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务，形成公平公正、有效竞争的市场格局，促进市场在能源资源优化配置中发挥决定性作用和更好发挥政府作用。 (二)基本原则。 平稳起步，有序推进。根据目前及今后一段时期我国电力市场建设目标、进程及重点任务，立足于我国现有网架结构、电源和负荷分布及其未来发展，着眼于更大范围内资源优化配置，统筹规划、有序推进交易机构组建工作，建立规范运行的全国电力交易机构体系。 相对独立，依规运行。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构管理运营与各类市场主体相对独立。依托电网企业现有基础条件，发挥各类市场主体积极性，鼓励具有相应技术与业务专长的第三方参与，建立健全科学的治理结构。各交易机构依
规自主运行。 依法监管，保障公平。交易机构按照政府批准的章程和规则，构建保障交易公平的机制，为各类市场主体提供公平优质的交易服务，确保信息公开透明，促进交易规则完善和市场公平。政府有关部门依法对交易机构实施监管。 二、组建相对独立的交易机构 (一)职能定位。 交易机构不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构主要负责市场交易平台的建设、运营和管理;负责市场交易组织，提供结算依据和相关服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同;负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。 (二)组织形式。 将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，按照政府批准的章程和规则组建交易机构。交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。其中，电网企业相对控股的公司制交易机构，由电网企业相对控股，第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股。会员制交易机构由市场主体按照相关规则组建。 (三)市场管理委员会。 为维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，充分体现各方意愿，可建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用
南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则 （2017 版） 第一章总则 第一条为保障广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）（以下简称“南方区域”）电力系统安全、优质、经济运行，贯彻电力体制改革有关精神，发挥市场在资源配置中的决定性作用，规范南方区域电力市场辅助服务管理，促进风电、光伏等清洁能源消纳，根据《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)、《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）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43 号)、《电网运行准则》（GB/T 31465-2015）以及国家有关法律法规及行业标准，制定本细则。 第二条辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务，包括:一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、自动电压控制（AVC）、黑启动等。本细则所称辅助服务是指由并网发电厂、电力用户提供的辅助服务。 第三条本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构）直接调度的发电厂；地市级电力调度机构调度的容量为 30MW 及以上风力发电场、10kV 及以上并网的集中式光伏电站，容量为 2MW/0.5 小时及以上的电化学储能电站，自备电厂；其余并网发电厂（含地方电网并网发电厂）参照执行。 本细则所称发电厂包括火力发电厂（含燃煤电厂、燃气电厂、燃油电厂、生物质电厂等电厂，其中生物质发电类型包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电等）、水力发电厂、核电厂、风力发电场、光伏电站、电化学储能电站、自备电厂。向南方区域售电的区域外电源（以下简称区外电源）纳入辅助服务管理范围，条件具备时启动补偿工作。抽水蓄能电站的实施细则根据有关政策另行制定。 与当地省级政府签订特许权协议的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有协议；协议期满后的次月，执行本细则。 第四条新建发电机组完成以下工作之后开展辅助服务运行考核及结算。火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）要求完成分部试运、整套启动试运；新建水力发电机组按《水电工程验收规程》（NB/T 35048-2015）要求完成
附件： 企业产品成本核算制度——电网经营行业 目录 第一章总则 第二章产品成本核算项目和范围第三章 产品成本归集、分配和结转第一章总则 一、为了规范电网经营行业产品成本核算，促进电网经营企 业加强成本管理，服务输配电价格和成本监管需要，根据《中华人民共和国会计法》、企业会计准则和《企业产品成本核算制度
（试行）》等有关规定，制定本制度。二、本制度适用于电网经营企业。 本制度所称的电网经营企业，是指拥有输电网、配电网运营权，提供输配电服务的企业。 有配电业务的售电公司，其配电业务参照执行。 三、本制度所称的产品，是指电网经营企业生产经营活动中提供的输配电服务。 四、电网经营企业应合理划分输配电服务成本与其他业务成本之间的界限。 输配电服务成本，是指电网经营企业为输送和提供电能在输 配环节所发生的成本支出，主要包括与输配电网络及设备运行、维护等直接相关成本及间接分配计入的成本。 五、输配电服务成本核算的基本步骤包括： （一）按照电压等级合理确定成本核算对象； （二）根据实际管理层级，设置成本中心；
（三）在成本中心下分电压等级设置成本项目，将相关直接成本费用要素归集至相应直接成本项目；同时，在成本中心下设置间接成本项目，将相关间接成本费用要素归集至相应间接成本项目。 （四）对间接成本项目归集的各项间接成本费用要素，选择科学、合理的分配基础，将其分配至不同电压等级，计入成本核算对象成本。 六、电网经营企业产品成本核算应当按照国家输配电定价相关政策规定，依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构，分电压等级确定输配电服务产品类别，进行成本核算。 七、电网经营企业根据行业特点，通常设置“生产成本——输配电成本”等会计科目，按照成本项目归集成本费用要素，对成本费用要素进行明细核算。
电力市场中的辅助服务 （贵州大学） 摘要 电力市场是以电力商品交易活动为主要内容的市场，即电厂和电网之间的市场。由于辅助服务贯穿在电力市场的每一个交易时段，并且能与电力市场紧密融合。分析和研究辅助服务的本质涵义，就是去研究在电力市场中的各类型辅助服务功能或者能够对电力的系统安全性以及经济性等综合运行的水平会造成的影响、效能，并由此而赋予一定的经济学含义。 关键词：电力市场、辅助服务、定价机制、电能质量、提供方式 Ancillary services in the power market （Guizhou University ） Abstract Power market is a electric commodity trading activities as the main content of the market, that is, power plants and electricity markets.As support services throughout each of the electricity market in the trading session, and close integration with the power market.Analysis and research support services of the nature of meaning is to study various types of support services functions in the power market or to the power system security and economy of comprehensive operating level will impact performance, and thus give some economic implications. Keywords: power market, ancillary services, pricing mechanisms, power quality, mode of delivery
电力市场运营基本规则(试行) 目录 第一章总则 第二章市场成员 第三章交易类型 第四章合约交易 第五章现货交易 第六章输电服务 第七章辅助服务 第八章电能计量与结算 第九章系统安全 第十章信息披露 第十一章附则 第一章总则 第一条为规范区域电力市场行为，保证区域电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据国家有关法律、法规，制定本规则。 第二条本规则适用于区域电力市场。 第三条国家电力监管委员会及其授权的监管机构(统称“电力监管机构”，下同)负责监督区域电力市场运营，依法维护市场主体的合法权益，不受其他组织和个人的非法干预。 第二章市场成员 第四条本规则所称的市场成员包括市场主体和市场运营机构。电力市场主体是指按规定获得电力业务许可证的发电企业、电网经营企业、供电企业(含独立配售电企业)和经核准的用户；市场运营机构是指电力调度交易中心。 第五条发电企业、电网经营企业和供电企业，在按规定获得电力业务许可证(以下简称“许可证”)后，方可申请进入市场，参与市场交易。用户经核准后可参与市场交易。 第六条电力调度交易中心负责电力调度、市场交易、交易结算。 第三章交易类型 第七条电力市场中电能交易类型包括合约交易、现货交易、期货交易等。 第八条合约交易是指市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易，合同价格可以通过双方协商、市场竞争或按国家有关规定确定，合同期限可以是周、月、季、年或一年以上。 第九条现货交易是由发电企业竞价形成的次日(或未来24小时)电能交易以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。现货交易所占电量的比
例，由电力监管机构根据电力供需情况、电网情况及用电负荷特性等因素，综合研究确定，一般每年确定一次。 第十条期货交易是指在规定的交易所，通过期货合同进行的电能交易。期货合同是指在确定的将来某时刻按确定的价格购买或出售电能的协议。 第十一条电能交易应以合约交易为主，现货交易为辅，近期不开展电能期货交易。 第十二条条件成熟的，经电力监管机构批准，可以开展输电权、辅助服务等交易。 第四章合约交易 第十三条市场运营机构具体组织电能合约交易，电力监管机构监督交易合同的执行。 第十四条购售电合同在签订前必须经市场运营机构安全校核予以确认，不能通过安全校核的由市场运营机构及时告知有关市场主体。 第十五条电网经营企业必须贯彻国家能源政策，优先与风能、地热等提供清洁和可再生能源的发电企业签订合同，保证其发电量充分上网。 第十六条市场运营机构按规定的原则对合约电量进行分解，其分解方法应对市场成员公开，并报电力监管机构备案。合约电量分解后因故需要修改的，市场运营机构要及时向合约方通报原因。 第五章现货交易 第十七条市场运营机构按照交易规则组织现货交易。市场运营机构应根据技术支持系统自动计算生成的调度方案下达调度指令，一般不得修改。 第十八条发电企业在现货交易中一般以单个机组为单位进行报价。经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价。原则上不实行由多个发电厂组成的发电企业集中报价。禁止发电厂间的串通报价。 第十九条现货市场价格形成机制应有利于促进市场公平有效竞争、有利于发挥市场导向作用、有利于输电阻塞管理。 第二十条为保证市场安全，电力监管机构应当规定市场最高和最低限价。最高和最低限价一般按年核定。 第二十一条为保证市场正常运作及电力系统安全，电力监管机构应当制定市场干预和中止的条件及相关处理方法。 第六章输电服务 第二十二条电网经营企业应当无歧视开放输电网，为市场主体提供安全、优质、经济、可靠和连续的输电服务。 第二十三条电网经营企业应当严格执行国家规定的输电电价，并接受电力监管机构的监督检查。 第二十四条输电阻塞管理方法应根据电网结构和市场交易方式确定。 第二十五条为规避输电阻塞产生的风险，经电力监管机构批准，可以进行输电权交易。
电力市场改革背景下的电力辅助服务分担共享机制研究 发表时间：2019-03-27T15:13:53.170Z 来源：《电力设备》2018年第29期作者：陈孝文苏育红陈宁吕志鹏李蕊[导读] 摘要：本文分析了国内外电力辅助服务开展的情况，指出了我国在服务分担共享存在的问题，并有针对性的提出了机制设计对策，力求供电、售电及用户三方均自愿参与服务分担共享的良好局面。 （海南电网有限责任公司信息通信分公司海南省海口市 570203）摘要：本文分析了国内外电力辅助服务开展的情况，指出了我国在服务分担共享存在的问题，并有针对性的提出了机制设计对策，力求供电、售电及用户三方均自愿参与服务分担共享的良好局面。 关键词：电力改革；辅助服务；分担共享；机制自2006年国家电力监管委员会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行管理办法》以来，电力辅助服务在各省陆续建立了电力辅助服务补偿机制，取得了较好的效果。为进一步加快电力辅助服务分担共享市场化机制，国家能源局于2017年11月又下发了《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》。随着电力市场改革化的进一步推进，电力辅助服务分担共享势在必行，本文首先简述了国内外相关研究进展 情况，接着分析了国内在电力辅助服务推行过程中存在的问题，最后有针对性提出了分担共享机制对策，以期为今后建设提供理论基础。 1.国内外开展情况介绍 电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、输送和使用外，由发电企业和电网经营企业提供的其他服务，主要包括调频、调峰、无功支持、备用及自动发电控制等，在我国分为基本辅助服务和有偿性辅助服务。电力辅助服务由系统需求决定，系统协调方式、电力生产构成、管理模式、运行标准、监控系统及量测等因素直接导致国内外电力辅助服务分担共享机制有别。 1.1国外开展情况 国外电力辅助服务相对成熟，通过市场竞价提高辅助服务的质量和效率，降低电力系统的总体运行成本。不同国家的电力辅助服务的类别、交易和组织方式、竞价与结算均不相同。国外电力辅助服务市场主要特点表现为：电力辅助服务主要通过电力市场获得，辅助服务的成本通过销售电价由用户承担；调峰不纳入电力辅助服务市场；建立统一透明的电力备用容量交易平台，还原备用容量的商品属性；新能源企业不承担接入引发的辅助服务成本。 1.2国内开展现状 长期以来，我国电力辅助服务长期采用计划机制，辅助服务的调用和结算均采用计划性的考核和补偿方式，难以有效反映辅助服务的真实价值，难以充分调动市场成员的积极性。我国电力辅助服务主要采用强制摊派，辅助服务为不付费或基于成本进行补偿的定价方法，这种定价机制的核心是考虑全成本并准确核算。全国范围内，局部地区陆续开展辅助服务量测和补偿的市场化，但受限于机制不够完善及市场意识淡漠，没有成熟的市场模式和分担共享机制的实践支撑，电力辅助服务分担共享仍任重道远。 2我国辅助服务分担共享存在的问题 2.1辅助服务市场不健全 我国电力辅助服务以调峰辅助服务居多，服务产品设计类型少，未考虑主能量市场的因素。由于我国幅员辽阔，各省市的电能形式分布不尽相同，系统设计过于庞杂且花费时间过长，主要以省为主体进行辅助服务设计，造成区域保护严重，不利于跨区交易调度。出于地方保护主义，很多省份均建有自备电厂，定位不清，如如蒙西电网存在火电、燃气机组和风电等多种供电形式，自备电厂发展迅速，比例较高，电网运行时对其调度困难，自备电厂参与市场辅助服务与否直接影响电网良性安全运行，也关乎市场公平环境。 2.2考核补偿平衡兼容有待加强 电厂参与电力辅助服务分担共享的成本不尽相同，而考核补偿“一刀切”，无法平衡各电厂提供辅助服务的成本差异，难以从根本上激励不同电厂主体参与市场分担共享的热情。不同形式的电能并网时序不明，特别水电、风电、光伏发电等受季节影响较大的电厂。一种形式的电能大规模并网必然导致其他形式电能机组调峰调频辅助服务增加，直接增加发电能耗和发电成本，而未任何辅助服务费用补偿。电厂和电网运行考虑角度不尽相同，电网调度安排电厂机组承担辅助服务任务更多从电网安全稳定角度考虑，而电厂则从成本层面考核。 2.3服务质量区分细则有待完善 全国发电设备利用小时逐年下降，占全国供电70%以上的火电企业参与调峰的成本不断增加，直接影响了企业效益。我国辅助服务资金主要来源于辅助服务质量考核，差额部分则由发电厂按机组分担，而每个电厂的服务成本不尽相同，导致服务质量存在较大差异，亟需细化完善服务质量区分机制。 3辅助服务分担共享机制建立对策 3.1完善服务定价体系 科学合理将上网电价分解为电量电价和辅助服务电价。不同发电机组提供辅助服务能力不尽相同，承担辅助服务负担千差万别，直接影响成本高低。电网调度侧要丰富电力调度手段，尽力做好辅助服务，不断优化调度提升管理水平。供电侧存在投资成本、安全成本、发电效率成本，要完善辅助服务成本的测算和分析机制，准确弄清服务变动成本，厘清供电侧定价体系。 我国在服务共享分担应逐步推进，制定合理的阶段性全成本核算规划。初期阶段主要完善现有辅助服务参与对象、补偿标准；中期扩大辅助服务试点范围和交易品种，逐步放宽报价限制，有序探索多品种辅助服务联合交易；远期阶段则可以采用实时竞争定价，无功和黑启动辅助服务采用双边或投标市场。 3.2创设公平辅助服务标准 目前，各省电力辅助服务考核和补偿差别较大，造成地区性不公平，一些指标设计明显不符合国家节能总体要求，存在明显的地方保护主义。对于清洁电能，大多数采取保障性消纳，不参与电网调峰。从其他电能供应主体角度而言，按照“谁受益、谁承担”的原则，会造成心态失衡。在实际考核和补偿时，并没有更多的政策倾斜，在上层机制设计时，要构建供电、售电及用户参与的辅助服务分担共享机制，指标设计及权重分配要科学合理，促使电厂加强运行管理并能产生明显效益，发挥各类型发电企业参与辅助服务的积极性。因此，在构建服务分担共享机制时，要设计出三方公平的辅助服务标准，充分利用市场化机制，让供电、售电和用户均自愿参与进来，约定各自的辅助服务权利与义务。 3.3加快服务市场化建设
河北售电运营与市场现状分析 通过对售电行业和市场的了解与学习，研习售电市场规则、联系电厂与用电企业客户、了解市场行情、学习政府文件、收集整理行业资料、与业内人士沟通等，对于售电市场运营有了粗浅的认识。 第一部分售电市场整体概况 通过对于售电市场的全面了解，找准自己企业在市场的定位，做到能扬长避短，掌握好参与市场经营的切入点。 ■售电公司的市场作用 售电公司参与市场的基本方式，一方面作为市场交易主体，从电力批发中长期市场和现货市场中购买电能量；另一方面，作为零售商，向中小电力用户出售电能量。 中小电力用户考虑到其用电需求规模和技术支持水平情况，一般没有能力也没有必要参与电力批发市场。在市场化环境下，售电公司将成为中小电力用户的有效代表，在整个电力市场运行过程中，售电公司充当中小电力用户和电力批发市场之间的媒介，帮助中小电力用户避免直接面对电力批发市场中的价格波动；另外，售电公司代表中小用户参与电力批发市场，将中小用户的需求反映在电力批发市场的供需环境中。 综上所述，售电公司参与电力市场的核心竞争力在于两点： 第一是如何通过各种营销策略，获取更多的终端电力用户，为自己确定一个相对稳定的客户群体
第二是如何通过各种购电策略，以尽可能低的成本和风险购买足够的电力来满足自己的客户群体用电需求。其中产生的售电收益和购电成本的差额，即是售电公司的利润所在。 ■售电公司类型及利益主体分析 售电公司按资源背景，大致可以分为以下四类：电网资产型售电公司、电厂窗口型售电公司、用户窗口型售电公司、独立的售电公司 电网资产型售电公司：从电网公司剥离出来的供电局，此类企业可以在自身已有的优势上，通过扩大经营区域，同时通过电力交易中心向发电厂直接采购电量，并给电网缴纳过网费而扩大盈利。 电厂窗口型售电公司：隶属发电企业中央或地方能源集团（五大发电集团等），直购电试点时，发电企业已经具备了售电功能，通过给电网缴纳过网费，甚至自己建设电网，直接向用户售电，扩大盈利空间。
我国电力辅助服务发展历程 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。伴随着我国电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了从无偿提供到计划补偿、再到市场化探索的两个转变过程。本文主要阐述了辅助服务市场建设基本情况，重点分析了辅助服务的市场品种、市场主体、组织方式、出清价格、出清方式以及市场衔接等特点。 我国电力辅助服务发展历程 无偿提供向计划补偿方式转变。“两个细则”首次明确了我国电力辅助服务的基本补偿规则。2002年以前，在我国垂直一体化的电力体制下，我国电力辅助服务基本是无偿提供的。厂网分开后，为保障电力系统安全、优质、经济运行，规范辅助服务管理，原国家电力监管委员会于2006年印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），要求各区域电监局结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，制订实施细则。2011年华北电监局率先发布并网发电厂辅助服务管理细则，随后各区域电监局相继印发本区域的“两个细则”。“两个细则”规定了我国电力辅助服务的基本内容，其原则为“按需调用、择优调用”，“谁受益、谁承担”。我国电力辅助服务由此进入计划补偿阶段。 计划补偿方式向市场化方向转变。调峰辅助服务市场是“两个细则”市场化的突破。随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式已不能满足电网运行需求。在调峰空间极为有限的条件下，东北地区率先开展电力调峰辅助服务市场探索。2014年10月，东北电力调峰辅助服务市场启动运行，这是国内首次以市场方式开展电力调峰辅助服务尝试。2015年3月，《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》（简称“9号文”）提出以市场化原则“建立辅助服务分担共享新机制”以及“完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制”。2017年，国家能源