《东北电力调峰市场化补偿管理办法》编制说明-宣贯版(2)

《东北电力调峰辅助服务市场监管办法》编制说明监管办法编制小组2014年8月Page2主要内容一、《监管办法》编制意义、基本原则及主要特色二、《监管办法》核心规则三、说明算例四、2013年历史数据测算情况五、《监管办法》执行效果预估编制意义：一、《监管办法》编制意义、基本原则及主要特色充分发挥经济杠杆的作用，通过市场化手段优化配置调峰资源，让有限的资源发挥最大的效能，以实现下列目标：大幅减少弃风和未来可能出现的弃核，提升清洁能源接纳能力。解决目前突出的电网调峰困难问题。“保电网、保供热、保民生”。进一步优化现有能源结构，提升资源利用效率。所有并网电厂都有参与电网调峰的责任和义务，只有通过电力调峰才能保证每一度电都是满足用户需求的50Hz标准电力，才能销售给终端用户获得收益。对于不承担或不能承担电网调峰义务的电源，没有理由无偿享受其他电源代替承担的调峰义务，理应到调峰市场购买调峰服务。要实现调峰辅助服务的市场化配置，首先需要确定所有电源的基本调峰义务，在基本调峰义务之外的调峰服务就属于可以拿到市场出售的有偿服务。基本原则：一、《监管办法》编制意义、基本原则及主要特色既然要采用经济手段，就不可能不涉及价格问题。但所涉及的电力价格影响范围严格限定在调峰辅助服务范畴内，只有在电网调峰安全受到影响时，才会产生一个Δ电价增量，不会在每一度电价格上都附加这个Δ电价增量，因此不应理解为改变了基础电价。可再生能源法要求电网企业全额收购可再生能源发电电量，并没有要求“全额全价收购”，可再生能源法的初衷一定是从全社会的角度强调清洁能源的节能减排作用，而不是重在保障个体企业的效益最大化。基本原则：一、《监管办法》编制意义、基本原则及主要特色尝试引入一定的市场化机制，在发电企业提供调峰辅助服务时体现公平、自愿的原则，并争取实现全电网调峰成本最低。根据火电机组调峰深度的不同，采用“阶梯式”补偿及分摊机制，按照非线性比例“多减多得、少减多罚”的原则加大奖罚力度，以激励发电企业加大提供调峰辅助服务的意愿。涵盖火电机组深度调峰、启停调峰及跨省调峰支援多种有偿调峰辅助服务形式。充分考虑了东北电网现实的热电企业民生供热以及风电、核电企业清洁能源接纳等政治任务；东北电网各类发电企业现有盈亏情况及承受能力等客观因素；设置了分摊费用封顶上限等保护措施。主要特色：一、《监管办法》编制意义、基本原理及主要特色二、《监管办法》核心规则有偿调峰辅助服务按照补偿方式分为运行调峰有偿辅助服务、启停调峰有偿辅助服务、跨省调峰有偿辅助服务。运行调峰有偿调峰辅助服务启停调峰有偿调峰辅助服务跨省调峰有偿调峰辅助服务有偿调峰辅助服务调峰辅助服务分为基本（无偿）调峰辅助服务以及有偿调峰辅助服务。二、《监管办法》核心规则介绍水电生物风电核电电源结构火电共三种类型光伏火电机组、生物质发电机组(100MW及以上容量)能够提供基本及有偿调峰辅助服务，参与市场化管理。水电机组暂认为能够提供100%的基本调峰能力，不参与市场化管理。风电场、光伏电站作为间歇性电源不具备提供调峰辅助服务能力，参与市场化管理。核电目前暂按不提供日内调峰辅助服务考虑，参与市场化管理。各类机组提供调峰辅助服务的能力及是否参与市场化管理二、《监管办法》核心规则1.火电机组运行调峰辅助服务基本调峰义务的市场平衡点机组容量52%基本调峰辅助服务区间调峰率≤48%有偿调峰辅助服务区间48%调峰率基本调峰辅助服务指机组调峰率小于等于48%时所提供的辅助服务；有偿调峰辅助服务指机组调峰率大于48%或按调度要求进行启停调峰所提供的服务。在后续“调峰市场”运行过程中，可根据“调峰市场”实际运行情况，经东北能源监管局批准后，对基本调峰定义区间进行调整。二、《监管办法》核心规则2.日前报价（每周报价）发电企业须在日前提交有偿调峰辅助服务报价，《监管办法》暂对报价设置区间限制，通过报价的高低来确定次日各电厂提供有偿调峰辅助服务的先后顺序。火电厂调峰率报价下限（元/kWh）报价上限（元/kWh）48%＜调峰率≤55%00.455%＜调峰率≤60%0.40.6调峰率＞60%0.60.8运行调峰有偿辅助服务报价区间二、《监管办法》核心规则每个火厂在每个区间内自愿浮动报价，调度机构对报价按由低到高的顺序排序，得到的排序结果作为调峰电力调用的依据。价格由低至高A火电厂B火电厂C火电厂D火电厂0.6元0.8元0.4元0.31元0.78元0.53元0.35元0.47元0.68元0.39元0.57元0.64元0.32元0.44元0.73元第三档调峰率60%第二档55%调峰率≤60%第一档48%调峰率≤55%①④②③①②③④①②③④二、《监管办法》核心规则3.日内实时调用调峰辅助服务的日内调用应遵循“保证电网安全前提下的按序调用”原则。优先于基本调峰辅助服务有偿调峰辅助服务在总原则不变的前提下，调度机构有权根据电网安全运行的实际情况适度调整调峰辅助服务的调用次序。优先于低价调峰辅助服务高价调峰辅助服务二、《监管办法》核心规则4.运行调峰有偿服务的阶梯式补偿及边际出清电价补偿费用根据调峰深度处于不同档位的情况采用“阶梯式”补偿机制，结算价格为各档实际出清价格，即当日单位统计周期内实际发生调峰补偿的最高报价。价格由低至高A火电厂B火电厂C火电厂D火电厂第一名第二名第三名第四名出清电价0.6元0.4元0.53元0.47元0.57元0.44元第二档55%调峰率≤60%假设实际运行中调用到第二档0.4元～0.6元区间，根据竞价排名调用，最终调用到A电厂满足调峰需求，则最终第二档出清价格为0.53元。二、《监管办法》核心规则假设A火电厂提供了深度调峰有偿调峰辅助服务，其发电曲线如下图所示，则以每档出清电价与积分电量计算每档补偿，三档补偿总计为其补偿费用。某火电厂负荷率A火电厂45%52%40%第三档有偿调峰电量×第三档实际出清电价第二档有偿调峰电量×第二档实际出清电价第一档有偿调峰电量×第一档实际出清电价总和为A火电厂补偿费用火厂A实际发电曲线二、《监管办法》核心规则5.运行调峰有偿辅助服务的阶梯式分摊运行调峰有偿辅助服务费用由核电厂、风电场、负荷率大于52%的火电厂按照每计量周期内折算后电量比重进行分摊：1）为鼓励火电厂深度调峰，已进行深度调峰并获得补偿的火电厂此时刻所发电量不参与分摊；2）对火电厂采用“阶梯式”折算方式，根据实际负荷率的不同，分三档加权折算系数（具体方法见下图）；3）风电场参与分摊电量为实发电量；4）核电厂参与分摊电量为负荷率大于52%以上部分电量。二、《监管办法》核心规则深度调峰有偿调峰辅助服务的补偿费用分配比例依据:(1)负荷率大于52%的火电厂的全电量；（2）核电厂负荷率超过52%以上的电量；（3）风电场的全电量。图中：获补偿电厂为A火电厂、B火电厂、C火电厂，分摊费用电厂为D火电厂、核电厂、风电场。A火电厂B火电厂C火电厂D火电厂52%风电场核电厂补偿金二、《监管办法》核心规则假设D火电厂为分摊考核金的电厂，其发电曲线如下，以调峰率高低分为三档并对D火电厂的分摊电量作以修正，最终以修正后的分摊电量来分摊总考核金。负荷率70%80%52%×2×1.5×1总和为D火电厂修正后分摊电量D火电厂D厂实际发电曲线二、《监管办法》核心规则6.启停调峰有偿辅助服务启停调峰有偿辅助服务的界定暂按“仅在最小开机方式以下的应急调峰计为有偿启停调峰”，实行一次性定额补偿，按月进行统计和结算。火电机组启停调峰补偿价格为实际出清价格。实际发生启停调峰机组的补偿费用在其它发电企业间根据月度运行调峰有偿辅助服务分摊费用比例进行分摊。机组额定容量级别（万千瓦）日前报价上限（万元/次）105020803012050～6020080～100300二、《监管办法》核心规则7.对热电、风电、核电等企业的分摊保护政策为不严重影响发电企业的经营，对热电厂、风电场、核电厂均考虑了一定的分摊保护措施：1）非供热电厂或不处于供热中期的供热电厂分摊金额上限＝火电厂实际发电量×（火电脱硫标杆电价×0.5）；2）处于供热中期的供热电厂分摊金额上限＝（火电厂实际发电量－最大可发电量×52%）×（火电脱硫标杆电价×0.5）；3）风电场分摊金额上限＝风电场实际发电量×火电脱硫标杆电价；风电场利用小时数≤1700时，按100小时分档，每降低100小时风电场分摊金额打一折；4）核电厂只有负荷率52%以上部分电量参与分摊。二、《监管办法》核心规则7.对热电、风电等企业的分摊金额上限保护因风电场利用小时数低而进行分摊金额修正，或当火电厂或风电场分摊金额达到保护上限，导致补偿金额存在缺口时，通过以下方式进行平衡：1）上年度新机并网差额资金的50%部分原则上纳入调峰辅助服务范畴，用以填补调峰补偿金额缺口；2）差额资金填补后如果还存在缺额部分，则在获得补偿的发电企业间根据实发电量比重进行免除。二、《监管办法》核心规则8.跨省调峰有偿辅助服务在某省区因调峰原因出现弃风时,按照规定东北网调将根据其他省区调峰情况，组织跨省调峰辅助服务，跨省调峰辅助服务价格初步定为0.3元/kWh，由东北公司统一进行计算和发布。0.3元/kWh二、《监管办法》核心规则8.跨省调峰有偿辅助服务跨省调峰辅助服务仅对提供支援省区发生的有偿调峰辅助服务部分进行补偿，对于发生的无偿的基本调峰义务区间内的跨省支援不进行跨省补偿。支援省区获得的补偿费用首先用于支付省内火电机组运行调峰有偿辅助服务补偿费用，支付后如有缺额则按照运行调峰辅助服务费用分摊原则在本省内进行分摊。被支援省区的跨省调峰辅助服务分摊费用按省区内机组的深度调峰辅助服务分摊费用比例进行分配。容量低谷出力公式结果（一小时电量）火厂A60万30万（60×52%-30）×0.4补偿0.48万-0.067火厂B60万22万60×（52%-40%）×0.4+（60×40%-22）×0.6补偿4.08万-0.573火厂C60万36万分摊电量36万分摊1.83万火厂D（供热中期）60万38万分摊电量38万分摊1.93万封顶罚金（42-60×52%）×0.38×0.5分摊1.29万（封顶-0.64）核电厂E100万80万分摊电量80-100×77%=3万分摊0.15万风电厂F20万13万分摊电量13万分摊0.66万为了说明调峰辅助服务补偿、分摊金的计算过程，我们拟提供一组实例详细说明。如下表所示：（60万×52%=31.2万）三、算例说明上年度新机并网差额资金的50%A火电厂B火电厂C火电厂D火电厂52%风电场核电厂补偿金三、算例说明三、算例说明跨省支援实例分析K省和P省均对Q省进行了支援，跨省调峰辅助服务费用计算方式如下：跨省调峰支援电量（kWh）省内电厂调峰补偿费用（元）公式结果K省60万30万60×0.3=18万30万K省从Q省获得18万元跨省调峰辅助服务费用，支付K省电厂调峰补偿费用，剩余12万元由K省其他电厂分摊。P省60万10万60×0.3=18万10万P省从Q省获得10万元跨省调峰辅助服务费用，支付P省电厂调峰补偿费用，其余跨省调峰支援电量为无偿支援。Q省-120万-18+10=28万元共支付28万元跨省调峰辅助服务费用，由省内电厂按与运行调峰辅助服务费用相同分摊方式进行分摊。四、2013年历史数据测算情况为检验《监管办法》相关规则及参数设置的合理性，编制小组以机组负荷率52%为补偿临界点，根据2013年历史数据，对三省一区的预期执行效果进行了测算。以蒙东地区为例：蒙东地区火电厂全年总补偿费用约7099.4万元，火电厂平均补偿金额1014万元，最高补偿金额2907万元；蒙东地区火电厂分摊3902.6万元，平均分摊金额390万元，最高分摊金额1147万元；风电场分摊3196.8万元，平均分摊金额55万元，最高分摊金额167万元。辽宁、吉林、黑龙江三省测算结果与蒙东地区相近。2013年火电发电量3378亿千瓦时，折合分摊金额0.00058元/度。（万元）蒙东辽宁吉林黑龙江合计补偿总费用7099132257285307230681火电分摊