配套电力辅助服务市场：调频市场、备用市场、调峰市场

调频市场、省备用市场、调峰市场 Part 5.5-备用市场简介 备用辅助服务市场 备用是指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。分为旋转备用和非旋转备用，备用辅助服务市场一般指旋转备用，即规定时间内（一般为10分钟）可供调用的备用容量。通常采用“日前出清，实时按需调用”的交易机制。 与能量市场的衔接机制 5.5-备用市场交易流程(协调出清） 备用市场结算： 备用市场出清： 日前电力调度机构根据申报信息，在考虑安全校核的条件下依据机组组合和调频市场出清结果，按机组报价从低到高依次出清，直至出清容量满足该时段备用需求。满足备用需求的最后一台机组报价为备用市场出清价格。 日清月结 收益：备用容量提供者每日收益为各交易时段收益之和，一个交易时段内的备用市场收益为：中标备用容量*日前备用出清价格分摊：除备用中标机组外的所有发电企业和市场用户分摊 5.5-备用市场交易流程(联合出清) 备用市场结算： 备用市场出清： 日前电力调度机构根据备用市场需求及报价，运行日的电网运行边界条件以及电网和机组运行约束条件，与日前电能量市场联合出清，以成本最小化为目标，得到机组备用计划、备用辅助服务出清价，以机组日前现货市场报价低于所在节点的节点电价，但是未能中标的部分作为日前现货市场机会成本，根据备用辅助服务出清价、日前现货市场机会成本，计算得到日前备用辅助市场结算电价，以日前备用计划、日前备用辅助服务市场结算电价为依据，向中标的备用资源支付费用。 日清月结 收益：备用容量提供者每日收益为各交易时段收益之和，一个交易时段内的备用市场收益为：中标备用容量*日前备用结算价格其中，日前备用结算价格=备用市场出清价格+机组日前市场机会成本分摊：除备用中标机组外的所有发电企业和市场用户分摊第5页 与省间现货市场衔接 省内现货与省间现货衔接 Part 6.1-建设背景 口建设背景 我国已建设并规划了多条特高压输电通道，为跨区域省间富余可再生能源电力现货市场建设提供了输送路径。 6.2-基本规 >2021年11月1日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改【2021]】837号），同意国家电网有限公司按照省间电力现货交易规则组织实施2021年11月22日，国家电网有限公司正式印发《省间电力现货交易规则（试行）》（国家电网调【2021592号），报送国家发改委、国家能源局，并通过公司平台对公众发布。 6.2-基本规则 交易范围：初期，在国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司覆盖范围内开展试点。 市场定位：本规则所称省间电力现货交易，主要是指在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易。 6.2-基本规则 市场成员 市场淮入 市场主体由各地方政府主管部门负责准入，可在任一电力交易机构注册，一地注册、全国共享。 2．市场主体已在电力交易机构完成市场注册手续，并需具备电量分时计量条件。 3.市场主体在参与省间电力现货交易前需阅知《省间电力现货交易风险提示书》，并签订《省间电力现货交易承诺书》（承诺书内容包括买卖双方的权利与义务、不可抗力、争议解决、调整和违约等）。 4.满足政府主管部门其他相关准入条件。 6.2-基本规则 应用场景： 电能量交易： 电能量交易指发电企业与购电主体之间开展的以电能量为标的物的交易行为。 当出现富余电能时，发电企业将富余电能卖给有购入需求的市场主体 6.3-基本流程-日前市场 6.3-基本流程-日内市场 ·日内以2小时为一个固定交易周期组织省间日内现货交易。 6.4-省间现货与省内现货衔接 省间与省内现货市场需要在功能定位、交易时序、偏差处理、安全校核及阻塞管理等方面做好统筹衔接省间、省内市场采取“分层申报协调出清”模式。省内依据省间送受电预计划以及本网运行实际，形成省内开机方式和发电计划的预安排，在此基础上组织省间现货交易。省间交易形成的量、价等结果作为省内交易的边界，省内交易在此基础上开展。 建议省间现货市场开展日前、日内交易，省内现货市场开展日前、实时交易。 6.4-省间现货与省内现货衔接 容量成本回收机制 7.1-容量成本回收机制的定义 由于在单一电能量市场中确保系统可靠性所需的发电机组全年运行时间短，收回成本的机会时间有限，所以单一电能量市场需要引入容量成本回收机制。 容量成本回收机制主要分为稀缺定价机制、容量成本补偿机制和容量市场三类 容量市场：以市场竞争的方式形成容量价格实现发电容量成本回收是竞争性电力市场的有机组成。 容量成本补偿机制：通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本1的合理补偿。 稀缺定价机制：在系统电能和备用稀缺的情况下提高电能价格。制定现货市场价格上限时，充许系统短时出现极高的价格尖峰。 建设容量市场的原因：容量成本补偿机制“市场化”程度不足 容量市场以可靠性装机容量为交易标的，是一种采用市场的方式进行容量补偿的机制，使可靠的发电机组或等同的需求响应负荷能够获得在不确定性较高的能量市场和辅助服务市场以外的稳定经济收入，从而鼓励机组建设。 7.2-容量市场 容量市场和现货市场的关系：电力现货市场的有效推进需要建立容量市场来调节 来满足电源投资激励。 市场结算机制及流程 Part 8.1-结算内容 电能量结算价格 ·现货市场通过集中竞价交易、优化出清并按现货市场结算机制形成的每个交易时段的市场结算电价·发电侧结算价格为节点边际电价或分区/系统边际电价·用户侧结算价格为节点边际电价或分区/系统边际电价或加权平均价 输配电价 ·按准许成本合理收益的原则由政府价格主管部门核定 辅助服务价格 ·调频、备用等辅助服务价格。按谁收益、谁承担原则分摊。发用两侧共同承担 市场运行各类费用 ·成本补偿费用·容量补偿费用·不平衡资金 1、结算职责 （1）电网企业负责向电力交易机构提供每天每小时机组上网电量和历史上网电量、参与现货结算市场用户每天每小时的实际用电量和历史用电量，以及政府核定上网电价等结算准备数据；负责批发市场、零售市场的统一结算付费。 （2）交易中心负责结算系统开发运维、电费计算与复核、出具批发市场和零售市场结算凭据。 （3）调度机构负责向电力交易机构提供日前、实时市场出清结果，负责向市场主体出具辅助服务市场结算依据。 2、结算周期 交易结算以小时（或15分钟）为基本计算时段，采用“日清月结”的工作模式，即按日进行交易结果计算，按月发布市场化交易结算凭证。 8.2-结算原则 3、市场电量结算方法 现阶段，实时市场采用事前定价方式进行结算，即：结算价格为实时市场出清价格，结算电量为实际发、用电量。 8.2-结算原则 4、结算电价 （1）发电侧结算电价为所在物理节点的节点电价/分区电价 （2）用户侧采用统一的结算电价，一般为发电侧加权平均电价。 钟共4个）的算术平均值。 5、结算不平衡资金 电力现货市场不平衡资金包括：补偿费用、考核费用、阻塞盈余、双轨制偏差费用和其他（退补联动电费、分摊未付款项以及四舍五入差额等），按照“谁受益、谁承担”的原则，在市场主体间进行合理分摊和返还。 8.3-结算费用 【电力批发市场结算费用） 发电企业电费收入=市场化电费+容量补偿电费等售电公司和电力批发用户的电费支出=市场化电费+输配电费+政府性基金及附加等电网企业代购工商业用户的电费支出=代理购电电费+输配电费+政府性基金及附加等其中，市场化电费包括电能量费用、辅助服务补偿与分摊费用、不平衡资金的分摊与返还费用等 【电力零售市场结算费用】 电力零售用户的电费支出根据零售合同约定价格、用户实际用电量以及约定结算方案计算售电公司的收入为代理用户在零售市场支付的电费总额与售电公司在批发市场支付的电费总额的差额 第24页 8.4-结算流程 、中长期交易结果在日前市场开市前进行分解上报，分解原则根据交易规则而定。 电力调度机构D-1日完成日前市场出清，D日完成实时市场出清。 三、电力交易机构D日获取当日的日前现货交易结果，D+1日获取D日实时现货交易结果。 结算流程 四、电网企业以机组和用户编号为最小单位，将机组分时电量和用户分时电量推送给电力交易机构 8.4-结算流程 五、电力交易机构计算市场主体D日的临时结果结算电费，经审核后，发布给市场主体进行查询确认。 六、电力交易机构每月根据上月每日批发市场结算结果、零售申报结算结果以及历史月份的退补结算结果，出具上月月度临时出清结果，并发布市场主体查询确认。 结算流程 七、电力交易系统每月形成上月月度结算正式结果，并发布到电网企业和市场主体。各市场主体根据正式结算依据，按照合同约定或相关法律法规的规定与电网企业完成结算。 8.5-结算不平衡资金 *不平衡费用的两大特点：①市场运行难以避免；②无法找到具体承担主体。 不平衡资金：是结算中没有明确承担主体，需要向全部或部分市场主体分摊或返还的费用。 不平衡资金分类： 不平衡资金的处理方法： 1.双轨制不平衡资金 1.平衡池分组处理：按某种分组原则分组，对每组资金池统一分摊。2.每项费用分别处理：对每项不平衡费用，分别采用不同的分摊方法。 在市场和计划双轨制下，由于优先购电量与优先发电量之间存在规模和时段上的不平衡，电网企业购电售电出现“高买低卖”或“低买高卖”引起的偏差费用。 分摊或返还到全部或部分市场主体的措施： 1.费用分摊周期： 平衡账户，累计清算，按季度、年度等较长周期以清算方式进行分摊平衡结算，当期分摊，在每个结算周期直接进行不平衡结算。 2.阻塞盈余费用 因输电阻塞需要调整电能交易计划而引起的系统总购电成本费用的增加部分。 2.费用分摊方向： 收取类费用：需求响应补偿、机会成本补偿和运行成本补偿等返还类费用：阻塞盈余费、收取的考核费用等 3.成本补偿费用 运行成本补偿费用包括机组启动费用、空载费用和必开机组成本补偿费用。 3.费用分摊对象： 市场化用卢、市场化机组、非市场化用户（定期将这部分费用滚动到目录电价，周期较长，一般减少采用非市场化用户的分摊方法）、偏差机组（实时市场出清电量与实际发电量偏差超过一定阅值的市场用户）、偏差用户（日前市场出清电量与实际用电量偏差超过一定阅值的市场用户）、外部市场主体。 机会成本补偿费用是当机组参与调频、备用等辅助服务市场或因可靠性原因被调度指令干预，偏离最佳经济调度点运行而带来的电能输市场上的损失成本 4.其他费用（包括偏差考核、计量偏差等） 第27页 电力现货技术支持体系 电力现货市场技术支持体系 支撑电力现货市场运营的计算机、网络与通信设备和各功能原件的统称 依据电力现货市场运营规则，实现市场注册、竞价出清、结算、分析等现货市场运营全业务功能 调度机构通过系统开展市场组织、管理及监管分析交易主体通过系统开展交易报价、交易结果查询。 为市场主体提供了一个公开、透明、高效、便捷的交易平台 系统面向用户所提供的各自业务功能集合，支撑完成各项业务操作。包括申报发布数据管理，市场数据及模型管理，市场风险管控、模拟推演、分析、监管支持等 应用功能层 为应用功能层实现提供公共计算服务支撑，主要把核心算法和公共组件封装包括核心出清算法服务、安全校核计算服务、数据管理服务等 应用服务层 为系统运行提供基础支撑组件和服务，包括数据访问服务、消息总线、通信总线、图形画面、告警管理、日志管理、系统管理、权限管理、报表工具、安全防护等 基础平台层 基础设备层 为系统运行提供基础软硬件，包括应用服务器、存储设施、数据库软件、操作系统 电力现货市场技术支持体系 电力现货技术支持系统进行第三方检验 第三方检验：对系统的市场出清功能进行第三方标准算例校核，