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第三十七条 【坏数据处理】调度自动化系统采集的实时数据及电能计量数据出现数据跳变、召唤失败等坏数据异常时,分别由电力调度机构和电网企业按相关规定进行数据处理,并于披露。
第三十八条 【数据不可用处理】当实时采集装置、计量装置等数据出现不可用时,结算电量由市场运营机构组织市场各方协商解决。
第三十九条 【交易费用管理】调峰服务交易费用实行专项管理,按照收支平衡方式统一结算。
条 第四十条 【价格机制】初期,燃煤机组深度调峰按照其各档中实际调用燃煤机组平均申报价格结算,启停调峰按照实际调用机组的申报价结算,储能调峰按照实际调用电储能设施平均申报价格结算。后期结合试运行情况,加强对比分析。
根据市场运行情况,对上述申报价格设置限值。初期,深度调峰、启停调峰、储能调峰申报价格(含税,下同)要求见下表。各市场主体所承担的调峰服务分摊费用设置限值,初期按照不超过该发电企业当日上网电量对应收入的 10%计算。随着市场发展将动态调整市场限价有关规定。
为最大化消纳清洁能源,可能存在局部区域燃煤机组提供调峰服务的情况,由此产生的这部分燃煤机组各档位深度调峰结算价按照全网当天对应档位深度调峰平均结算价执行;若当天未调用全网其余燃煤机组提供对应档位深度调峰,则这部分燃煤机组深度调峰结算价按该区域调用的平均申报价结算。
调峰辅助服务申报价格限价表
第四十一条 【交易结算原则】深度调峰、启停调峰、储能调峰等纳入统一结算平衡体系,根据实际运行日各交易时段深度调峰容量、启停机台次以及成交价格等计算和统计,按月结算。
第四十二条 【交易费用结算】电力调度机构在每月初将公示无异议后的交易费用及分摊结果提供电力交易机构,电力交易机构负责按月出具调峰服务交易结算依据。
第四十三条 【调峰市场费用支付】电网企业根据电力交易机构出具的调峰服务交易结算依据,与各市场主体随同月度电量电费一起及时足额进行调峰市场资金结算。
第二节 交易费用计算
第四十四条 【总交易费用计算】调峰服务提供方每月获得的深度调峰、启停调峰、储能调峰总费用计算方法为:
月度总费用=月度深度调峰交易费用+月度启停调峰交易费用+月度机组电储能交易费用=∑每日各交易时段机组深度调峰交易费用+∑每次机组启停调峰交易费用+∑每日各交易时段电储能设施储能调峰交易费用
第四十五条 【各交易时段深度调峰交易费用计算】每日各交易时段调峰服务提供方获得的深度调峰交易费用计算方法为:
各交易时段深度调峰交易费用=∑(该交易时段机组深度调峰容量×该交易时段机组深度调峰容量成交价格)上述公式中,若电厂在实时调用阶段作为一个调用对象,则以该电厂的深度调峰容量进行统计计算。
为规范燃煤机组深度调峰响应及时率,做如下补充规定:
参与深度调峰的燃煤机组在单位计量周期内未到达其申报的最小发电出力,且在 30 分钟内未达到调度机构所下达的负荷率要求时,纳入“两个细则”中发电计划曲线执行偏差考核。
第四十六条 【每次日启停调峰交易费用计算】每次启停调峰交易费用计算方法为:
每次启停调峰交易费用=∑所有机组启停调峰交易报价以下情形适用特殊计算方法:
(一)启停调峰交易过程中,机组实际解列时间与电力调度机构下令的正式解列时间偏差每超过 1 个小时,则扣减应支付该笔启停调峰交易费用的 30%,直至扣减为零。
(二)启停调峰交易过程中,机组实际并网时间与电力调度机构下令的正式并网时间偏差每超过 1 个小时,则扣减应支付该笔启停调峰交易费用的 20%,直至扣减为零。
第四十七条 【各交易时段电储能设施储能调峰交易费用计算】每日各交易时段调峰服务提供方获得的电储能设施储能调峰交易费用计算方法为:
各交易时段电储能设施储能调峰交易费用=∑(该交易时段电储能设施实际充电平均功率×该交易时段电储能设施成交价格)
为规范电储能设施储能调峰及时率,做如下补充规定:
参与储能调峰的电储能设施在 5 分钟内未按调度指令调整其充电功率的,视为调峰不合格,相应时段电储能交易费用不予结算。
第四十八条 【免于特殊计算方法的条件】机组因电网或现场事故异常等原因按照调度机构指令要求或按照现场规程要求调整出力,而影响其提供调峰服务时,发电企业可向电力调度机构申请免于按第四十四至第四十六条中有关处罚或考核。电力调度机构可通过技术支持系统受理,及时、如实处理有关申请,并在交易平台公开披露办理情况。
第三节 交易费用分摊
第四十九条 【分摊基本原则】初期,调峰市场交易费用分摊将以市场主体交易日上网电量为基准,并考虑不同电源峰谷差率进行分摊;后期逐步过渡至开展调峰市场交易时段上网电量分摊模式。
第五十条 【分摊计算方案】市场主体以交易日对应上网电量比例计算分摊金额,分摊公式如下:
市场主体应承担调峰服务分摊金额=(该市场主体交易日上网电量×Ki)/(Σ参与分摊的各市场主体交易日上网电量×Ki)×交易日调峰服务总费用
其中,Ki 为该市场主体调峰影响系数,其计算公式为:
市场主体单日调峰影响系数 Ki=当日系统实际峰谷比/(该市场主体当日高峰时段平均负荷/该时段主体当日低谷时段平均负荷)
其中,不同月份峰谷时段由调度机构根据当月预测数据提前公布。为避免特殊情况,作如下补充规定:
(1)若当日低谷时段某电源平均负荷为 0,而高峰时段平均负荷不为 0,则其影响系数 Ki 取值为 0.6。
(2)若当日低谷时段某电源平均负荷不为 0,而高峰时段平均负荷为 0,则其影响系数取当日所有市场主体中影响系数最大值。
(3)若当日低谷与高峰时段电源平均负荷均为 0,则影响系数 Ki 取值为 1。
第五十一条 【分摊限价处理】若某市场主体调峰服务分摊费用超过规定费用限值,则按照其限值结算。不足部分由调峰辅助服务提供方按照原结算费用比例分摊。
第六章 信息披露
第五十二条 【信息披露原则】市场运营机构进行披露信息应遵循真实、及时、透明的原则,遵循电力市场信息披露相关规定。公平对待市场主体,无歧视披露公开信息。
第五十三条 【信息披露内容】调峰市场信息披露内容包括正常运行信息和特殊运行信息。
正常运行信息分为日信息、月度信息以及年度信息,内容主要为市场主体调峰服务调用情况和费用分摊情况。
特殊运行信息用于发生市场干预时段的市场运行情况,根据发生市场干预的具体情况进行披露。
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北极星售电网获悉,近日,国家能源局云南监管办公室发布了关于公开征求《云南电力调峰辅助服务市场交易规则(试行)(征求意见稿)》意见的通知,其中提到,云南调峰市场交易采用“日前报价和预安排,日内正式出清,按需按序调用”的组织方式。原则上应先将基本调峰、水电机组启停调峰资源用尽后,需将
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7月17日,福建省全社会用电最大负荷年内第4次创历史新高,达5336万千瓦,比增4.14%。为保障迎峰度夏期间电力运行平稳有序,福建能源监管办认真贯彻落实国家能源局关于进一步发挥市场监管作用全力保障迎峰度夏电力供应的工作要求,分析供需形势、跟踪燃料供应,研判保供举措、布置保供工作。一是落实保
近日从国家电网公司华中分部获悉,2024年上半年,华中省间电力调峰及备用辅助服务市场交易量17.6亿千瓦时,同比增长116%,市场持续保持高增长态势。自2020年4月开市以来,市场累计完成交易量55亿千瓦时,已经成为惠及华中四省,共促电力保供、可再生能源消纳的区域性电力资源互济平台。上半年,在年初
11月12日,广西发改委发布关于对《关于动态调整峰谷分时电价机制的方案》公开征求意见的公告。根据通知,时段划分调整为:峰时段(8小时):16:00—24:00;平时段(8小时):00:00—1:00,7:00—12:00,14:00—16:00;谷时段(8小时):1:00—7:00,12:00—14:00。尖峰电价执行时间和时段不变,为每年7
11月5日,江苏发改委印发《关于大力实施绿电“三进”工程提高绿电交易和消纳水平的通知》,拟推进绿电进江苏、绿电进园区、绿电进企业三大工程。文件指出,一方面,要加强存量特高压输电通道利用水平和清洁能源输送占比;另一方面,加强增量特高压输电项目的规划研究,推动适应大规模新能源输送等创新
10月31日,全国新能源消纳监测预警中心公布9月各省级区域新能源并网消纳情况,9月光伏发电利用率光伏97.9%,风电96.8%。详情如下:根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号),为引导新能源理性投资、有序建设,现将2024年9月各省级区域新能源并网
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日前,泉州市鲤城区发展和改革局公布分布式光伏接入电网承载力信息,2024年第四季度分布式光伏并网可开放容量146.82MW。原文如下:泉州市鲤城区发展和改革局关于发布泉州市鲤城区分布式光伏接入电网承载力信息的通告根据《泉州市发展和改革委员会等7部门关于推动泉州市分布式光伏发电项目高质量发展的
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10月14日,黑龙江省发展和改革委员会关于进一步完善峰谷分时电价政策措施有关事项的通知。根据通知,峰谷时段划分对每日用电时段划分进行调整,具体为:高峰时段:7:00-8:00、9:00-11:30、15:30-20:00;低谷时段:12:00-14:00、23:30-5:30;其余为平时段。本通知自2025年1月1日起执行。全文见下:黑
10月11日,青海省能源局公布“关于支持青海零碳产业园区绿电供应工作的提案”——青海省能源局关于省政协十三届二次会议第2024182号提案答复的函。桑文俊委员:您提出的“关于支持青海零碳产业园区绿电供应工作的提案”收悉,现答复如下:一、关于同意青海省目前的正常发电小时数以外的弃风弃光电量设置
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日前,全国新能源消纳监测预警中心发布《2024年8月全国新能源并网消纳情况》。根据《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号),为引导新能源理性投资、有序建设,现将2024年8月各省级区域新能源并网消纳情况公布如下。*蒙东地区监测结果包含锡盟特高压
10月31日,贵州省能源局对拟下达2024年可再生能源电价附加补助地方资金预算分配情况进行公示,8个风光项目进入补助名单,总规模435.5MW,分配总金额584万元。详情见下:关于拟下达2024年可再生能源电价附加补助地方资金预算的公示贵州省能源局门户网站http://nyj.guizhou.gov.cn发布时间:字体:小中大
10月22日,贵州省能源局关于印发《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案(试行)》的通知,通知指出,鼓励以配建形式存在的新型储能项目,通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时,可选择转为独立储能项目。风光水火储多能互补一体化项目(含风光储、风光水储、风光火储、风光水火储等多能互补及
10月14日,贵州省能源局下达贵州省2024年度风电光伏发电建设规模项目计划(第二批)的通知,通知指出,总装机345万千瓦,其中光伏600MW,风电285万千瓦。光伏项目:风电项目:原文如下:贵州省能源局关于下达贵州省2024年度风电光伏发电建设规模项目计划(第二批)的通知各市(州)能源主管部门,贵州
9月23日,贵州省工业和信息化厅、中共贵州省委金融委员会办公室、贵州省发展和改革委员会等八部门印发《贵州省推动建材行业稳增长促转型增效益的实施意见》,文件指出,启动“十五五”新型建材产业发展规划前期工作和重大项目谋划工作,开展全省光伏压延玻璃产业规划布局专项研究。以下为原文:各省直有
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9月13日,凯里市人民政府发布公告,中清先进电池制造(黔东南)有限公司6GW高效电池智能制造项目首次环境影响评价信息公开。公告显示,中清先进电池制造(黔东南)有限公司规划新建6GW高效电池智能制造项目。项目总投资30亿,性质为新建,建设地点位于贵州省黔东南苗族侗族自治州凯里市黔东南高新技术
为扎实推进贵州分布式光伏备案接网推进情况专项监管工作,近日,贵州能源监管办会同省能源局赴毕节市,就分布式光伏项目备案、接网、交易、结算等工作情况进行现场督导。下一步,贵州能源监管办将按照国家能源局有关工作部署,认真做好分布式光伏备案接网推进情况专项监管,为推动贵州分布式光伏有序健
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