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西北区域发电机组并网运行管理和辅助服务市场运行情况 2019-5-19 西北电网发电厂并网运行管理和辅助服务补偿实施细则执行情况一西北区域辅助服务市场建设运行情况二三青海共享储能试点情况西北电网发电厂并网运行管理和辅助服务补偿实施细则执行情况 01 西北电网概况西北电网覆盖陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省（区），是我国供电面积最大（ 310万平方公里，约占国土面积的三分之一）、主网电压等级最高（ 750千伏）的区域电网。西北电网调度口径总装机达到 2.52亿千瓦，火电占一半，水电 3000多万，新能源已经突破 1/3，目前风电接近 5000万，光伏 4000多万，还有一些燃气其他发电类比例很小。 2018年，西北全网新能源发电量 1352.01亿千瓦时，同比增长 22.50；新能源发电量占总发电量比例达到 17.60，同比提高 1.68个百分点；弃电量 215.51 亿千瓦时，同比降低 27.71；弃电率 13.75，同比降低 7.52个百分点。全网风电利用小时数 1902小时，同比增加 232小时，全网光伏利用小时数 1372小时，同比增长 119小时。 2018年新能源受阻主要集中在河西以西电网（主要包括新疆电网及甘肃西部电网），占总受阻电量的 90，其中受阻最大的三个区域为新疆中东部（含天中直流配套）、甘肃河西、新疆北疆地区，受阻率最高的是新疆北疆。两个细则 2006年 11月，国家电监会印发了发电厂并网运行管理规定（电监市场 [2006]42号）和并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场 [2006]43号），这个两个文件正式开启了我国电力辅助服务补偿机制建设的前期探索。此后，各地依照这两个文件的精神，制定了本区域的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（简称 “ 两个细则 ” ），对提供辅助服务的发电机组给予一定的经济补偿。西北区域在原国家电监会发布的两个文件基础上，已先后颁布了 4个版本的 “ 两个细则 ” 。第一版 “ 两个细则 ” 在 2009年 4月颁布开始实施，后来分别在 2012年 1月、 2015年 10月、 2018年 12月颁布了第二版、第三版、第四版 “ 两个细则 ” 。 2018年“两个细则”执行结果 2018年西北电网及分中心直调电厂 “ 两个细则 ” 考核、补偿、分摊占比单位万元 2018年，西北电网五省（区）累计考核 322760.8万元，累计补偿 531718.5万元 ,累计分摊 210538万元，是全国六大区域电网中考核、补偿、分摊额度最大的区域电网。考核补偿分摊省份总量直调厂占比总量直调厂占比总量直调厂占比陕西 58794.9 7817.62 13.30 138591.6 36549.48 26.37 -79686.3 -14906.8 18.71 甘肃 31197.1 4239.32 13.59 56806.7 21052.84 37.06 -25568.3 -3194.6 12.49 青海 26950.1 6615.6 24.55 37470.6 15683.16 41.85 -19748.4 -9646.6 48.85 宁夏 46230.8 11829.69 25.59 103516.5 36148.12 34.92 -57225.9 -15886.1 27.76 新疆 164205.8 1050.35 0.64 208104.7 7022.83 3.37 -28309.1 -617.3 2.18 西北 322760.8 31552.6 9.78 531718.5 116456.4 21.90 -210538 -44251.4 21.02 2019年一季度“两个细则”执行结果一季度，西北电网五省（区）累计考核 787733分，累计补偿 899877分。各省考核补偿分数趋于接近，除新疆、甘肃考核略大于补偿外，其他省份补偿都多余考核，考核补偿总分整体持平。 2019年 1、 2、 3月西北电网及五省“两个细则”考核、补偿、分摊占比单位分考核补偿分摊省份总分占比总分占比总分陕西 211934.4209 26.9 292814.761 32.54 -80880.3414 甘肃 143920.937 18.27 103327.723 11.48 40593.2125 青海 90979.194 11.55 99920.889 11.1 -8941.747 宁夏 127630.0562 16.2 198293.129 22.04 -70663.0728 新疆 213268.808 27.07 205520.1998 22.84 7748.629 合计 787733.4161 100 899876.7018 100 -112143.3197 2019一季度新能源“两个细则”执行结果超短期预测和可用功率统计考核为新增考核项目，各省考核分值占比较大的为风光功率预测考核。 2019年 1-3月西北电网及五省“两个细则”新能源考核、补偿占比单位分省份考核总分新能源考核占比补偿总分新能源补偿占比考核分补偿分陕西 211934 37103 17.51 292815 5346 1.83 甘肃 143921 85377 59.32 103328 2515 2.43 宁夏 127630 63177 49.50 198293 8289 4.18 青海 90979 65838 72.37 99921 6361 6.37 新疆 213269 107435 50.38 205520 0 0 新版 “两个细则 ”亮点（ 1）适应性更强。首次增补新能源 AGC、快速频率响应、 SVC、无功等涉网性能指标；增补火电机组深度调峰期间涉网性能指标。更加适应新形势和新要求。（ 2）规范性更强根据最新国标、行标细化各项条款；提高管理类考核分值。（ 3）合理性更强参考装机容量，对各项目的考核补偿分值进行上限设置；对新能源功率预测考核进行分阶段打折；使各发电企业不出现极端情况下的重大利益调整。（ 4）更加公平公正考虑到发电企业装机容量不同，设置分值时按照装机容量和项目合格率进行考核补偿，避免出现大小机组分值倒挂的现象。（ 5）适应市场化进程需要根据各省（区）辅助服务市场化进程进行规则适应性调整，运用市场规则进行规范管理。新能源 “两个细则 ”运行分析（ 1）权责对等、奖优罚劣 1-2月，五省（区）共有约 120家新能源企业 “ 两个细则 ” 最终结果为正，即取得奖励，这些场站均为管理水平较高、考核分值较低的企业，同时积极参与一次调频等改造工作，获得了系统给予的经济补偿。同时对于管理、运行水平较差的企业，考核力度增加了，实现了奖优罚劣的目的。（ 2）考核下降、总体向好近几个月新能源考核量总体逐步下降，原因一是企业进一步加强管理，加强了功率预测能力和数据上传管理工作，取得良好成效，二是经过摸索逐步适应了新指标、新公式。预计 3-6月后，可用功率统计考核一项分值可大幅降低，超短期预测考核分值会有所降低，可视实际情况适度恢复折扣。西北区域辅助服务市场建设运行情况 02 辅助服务市场建设近年来，通过完善发电厂并网运行考核和辅助服务补偿规则，以及实施热电联产机组调峰能力核定等工作，调动了发电企业提供辅助的积极性，保障了民生供热和电网安全稳定运行，促进了新能源消纳。但随着新能源并网容量不断增长，集中供热需求持续增加，电网调峰能力、新能源消纳等矛盾日益突出，单纯通过计划手段和调度指令要求发电企业提供辅助服务的效果和潜力愈加有限，亟需建立市场化的电力辅助服务新机制，充分调动发电企业参与调峰等工作的积极性和主动性。基于各方面实际情况，西北能源监管局 2017年起陆续开展了宁夏、西北区域、青海和陕西省的电力辅助服务市场建设工作。从西北电力系统运行情况来看，调峰资源紧张、新能源弃电问题突出是当前面临的主要问题，因此辅助服务市场建设以有偿调峰作为切入点，遵循总体规划、有序实施的原则，成熟一个品种引入一个品种，最终形成公平开放、有效竞争的电力辅助服务市场。跨省调峰市场区域调频市场与现货市场衔接融合宁夏、甘肃、新疆调峰市场青海、陕西调峰市场西北已运行的辅助服务市场宁夏电力辅助服务市场新疆电力辅助服务市场甘肃电力辅助服务市场西北省间调峰市场交易品种机组通过停机备用，将自身低谷时段电力空间定向出让给新能源发电，将非低谷时段电量出让给其他机组的交易。停机备用交易随时可调用的，能够在弃风、弃光时段用电，为电网提供调峰服务的用电负荷项目。可调节负荷交易电储能交易火电开机机组通过调减出力，使火电厂机组平均负荷率小于有偿调峰基准时提供辅助服务的交易。深度调峰交易蓄电设施通过在低谷或弃风弃光时段吸收电力，在其他时段释放电力，为电网提供调峰辅助服务的交易。市场运行情况 29台机组完成深度调峰试验，非供热期可增加调峰能力约 140万千瓦。其中 9台机组具备 60以上调峰能力，最低可带至额定容量的 30。 66 33 66 60 106 33 33 66 34 35 20 35 33 35 13.2 13.2 20 7 28 6.6 6.6 9.9 1.5 11.5 4 7 6.6 7 大坝电厂国华宁东京能宁东灵武电厂灵武二期六盘山热电厂马莲台电厂石嘴山二厂石嘴山一厂吴忠热电西夏热电西夏二期中宁二电厂中卫热电宁夏电网火电机组调峰能力（万千瓦） 50调峰能力深调能力市场运行情况发电企业分摊情况 0.031 0.026 0.025 0.00000 0.01000 0.02000 0.03000 0.04000 火电光伏风电度电分摊金额（元 /千瓦时）新能源场站分摊排名 01 银川第四光伏电站 389万元 02 新梁第一风电场 157万元 03 宁东第十五光伏电站 156万元分摊金额与装机容量密切相关分摊金额前三位新能源场站容量均在 200MW以上火电度电分摊金额高于新能源火电分摊电量按负荷率向上修正，新能源分摊电量按照上年利用小时数向下修正，因此火电度电分摊金额高于新能源火电机组调峰能力较建立市场前增加约 140万千瓦，实际调用最大深调能力 102万千瓦（ 8月 2日）。增加深调电量 1.8亿千瓦时，降低新能源弃电率约 0.6个百分点，新能源最大电力达到 1002万千瓦（ 10月 25日），再创新高。火电企业获得调峰补偿费用 8234万元，通过市场化手段充分调动了火电企业参与调峰的积极性和主动性。提升了调峰能力 1424 525 5645 1599 3466 2937 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 5月 6月 7月 8月 9月 10月 2018年深调电量（万千瓦时） 763 772 843 915 903 872 955 933 772 1002 791 600 800 1000 1200 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 2018年新能源最大出力（万千瓦） 1 市场运行情况应用成效市场机制对火电机组进行灵活性改造提供了合理补偿，为消纳新能源电量腾出了市场空间。试运行 6个月以来，通过增发新能源电量节约燃煤 5.46万吨，减少二氧化碳排放 13.61万吨，二氧化硫排放 0.41万吨，氮氧化物排放 0.20万吨。 0.20 0.41 13.61 5.46 0.00 5.00 10.00 15.00 氮氧二氧二氧煤节能减排成效（万吨）促进了节能减排 2 二氧化碳 0.872kg 氮氧化物 0.0131kg 煤 0.35kg 二氧化硫 0.0263kg 1kWh 电能市场运行情况应用成效完善了市场体系探索建立市场化的辅助服务共享分担机制，是中发 9号文明确提出的改革任务，也是我区电改综合试点的重要内容之一。电力辅助服务市场具有 “ 实时电力 ” 特性，是对电力中长期交易的有益补充，并为未来电力现货市场的建设奠定基础。 3 市场运行情况应用成效青海共享储能试点情况 02 2017年 10月，国家发展改革委、财政部等五部委联合发布的关于促进储能技术与产业发展的指导意见指出，要构建储能共建共享的新业态，支撑能源互联网的发展。在青海省电力辅助服务市场建设过程中，我们将电网侧共享储能作为创新点，交易模式分为双边交易、集中交易和委托电网运行。双边交易指由储能设施投资运营方与风电场、光伏电站市场主体开展双边协商确定调峰交易时段、电价和交易电力电量，并由调度机构核准执行的交易。集中交易指由储能电站根据市场需求通过向辅助服务交易平台提交包含交易时段、交易电力、交易电量、交易价格等内容的交易意向，由电力调度机构进行安全校核后，通过市场化竞价机制出清，确认执行的交易。如双边交易或者竞价交易后储能设施仍有剩余充电能力，在电网需要调峰资源的情况下调度机构可以按照电网调用储能调峰价格调用储能设施参与青海电网调峰。共享储能 -电储能参与青海电力辅助服务市场 2019年 4月 21日至 30日，采取市场合约方式，由国网青海省电力公司组织 1家储电方储能企业、 2家售电方新能源企业开展共享储能调峰辅助服务市场化交易试点。储电方为鲁能多能互补储能电站（ 50兆瓦， 100兆瓦时），售电方为国投华靖格尔木光伏电站（ 50兆瓦）和龙源格尔木光伏电站（ 50兆瓦）。交易期间，售电方在出力受限时，调度机构利用 AGC进行控制，将售电方原本要弃的电量存储在储电方共享储能系统中，在用电高峰和新能源出力低谷时释放电能。共享储能 -电储能参与青海电力辅助服务市场网侧共享储能的意义一是有利于提高储能电站的利用率。二是有利于提高储能项目收益。三是有利于形成推进独立辅助服务提供商的身份，为下一步参与更多的辅助服务品种打下基础。共享储能 -电储能参与青海电力辅助服务市场谢谢 Thanks for Your Time