儲能在電力輔助服務(wù)中的應(yīng)用-市場規(guī)則及兩個細則分析

1、儲能在電力輔助服務(wù)中的應(yīng)用市場規(guī)則及市場分析市場概述1.1.市場概述一1.1.市場概述一基本服務(wù)次調(diào)頻基本調(diào)峰基本無功調(diào)節(jié)達不到指標要求/考核罰款電力輔助服務(wù)有償服務(wù)自動發(fā)電控制(AGC)有償調(diào)峰有償無功調(diào)節(jié)自動電壓控制(AVC)旋轉(zhuǎn)備用達不到指標要求,考核罰款;高于指標,進行補償 .2、市場概述區(qū)域及規(guī)則 .2、市場概述區(qū)域及規(guī)則儲能在電力輔助服務(wù)中的應(yīng)用主要為調(diào)頻和調(diào)峰,根據(jù)各地政策不同及是否市場化，儲能的具體應(yīng)用模式與盈利模式有所不同。未市場化區(qū)域市場化區(qū)域遵循兩個細則遵循市場化規(guī)則考核規(guī)則發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則補償規(guī)則并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細則東北電皈營規(guī)則（試行）甘肅省電力輔

2、助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）東調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則寧夏電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則山東電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）華北區(qū)域華東區(qū)域華中區(qū)域西北區(qū)域東北區(qū)域蒙西電網(wǎng)南方區(qū)域山西省電力茅密爾弱設(shè)試點方案新疆電力輔扮服勞帀場運宮竝則（試行）福建省電力輔助服務(wù)（調(diào)峰）交易規(guī)則（試行）1.3.市場概述-應(yīng)用模式獨立調(diào)頻:獨立調(diào)峰:儲能（r聯(lián)合調(diào)頻聯(lián)合電廠豐歸J聯(lián)合調(diào)峰應(yīng)用模式允許區(qū)域南網(wǎng)五省、山西、江蘇南網(wǎng)五省、山西、寧夏、甘肅、新疆、東北、福建、江蘇無區(qū)域限制1. .市場概述1. .市場概述調(diào)頻儲能盈利模式獨立調(diào)頻聯(lián)合調(diào)頻補償收益+價差套利市場化收益+價差套利補償收益分成市場化收益分成獨立調(diào)峰聯(lián)合調(diào)

3、峰補償收益+價差套利市場化收益+價差套利補償收益分成市場化收益分成允許區(qū)域廣西、云南、海南、貴州、江蘇山西無區(qū)域限制（主要為未市場化區(qū)域）山西、廣東、山東（調(diào)頻與調(diào)峰只能選其一）廣西、云南、海南、貴州、江蘇山西、寧夏、甘肅、新疆、東北、廣東、福建無區(qū)域限制（主要為未市場化區(qū)域）山西、寧夏、甘肅、新疆、東北、廣東、福建、山東1. #.市場概述1. .市場概述小結(jié)：對于儲能電站可以獨立參與輔助服務(wù)（市場）的區(qū)域：目標市場：補償高、市場化區(qū)域?qū)τ谥荒苈?lián)合電廠參與輔助服務(wù)的區(qū)域:目標市場：考核嚴（電廠考核費用高）、補償標準高區(qū)域二考核規(guī)則21、考核規(guī)則一AGC考核21、考核規(guī)則一AGC考核各省要求AG

4、C功能的機組區(qū)域火電機組要求南網(wǎng)單機200MW及以上華北單機200MW及以上西北單機200MW及以上（其中新疆、青海100MW）華東省調(diào)及以上直調(diào)并網(wǎng)機組華中單機100MW及以上東北單機200MW及以上家西單機200MW及以上2.1.考核規(guī)則AGC考核2.1.考核規(guī)則AGC考核AGC考核標準調(diào)節(jié)容量區(qū)域要求指標考核標準（每降低一個百分點）南網(wǎng)/華北/西北最小技術(shù)出力額定出力調(diào)節(jié)容量缺額10000兀彷千瓦（每月）華東/華中100MW（含）200MW:75%100%200MW（含）300MW:66%100%300MW（含）600MW:60%100%600MW及以上：55%100%每日按5萬kwh（

5、調(diào)節(jié)容量、調(diào)節(jié)性能任一不滿足記考核）東北額定容量的40%1000元/萬千瓦蒙西/21考核規(guī)則AGC考核21考核規(guī)則AGC考核AGC考核標準月可用率月可用率考核標準:單機AGC月可用率=（AGC月可用小時數(shù)/機組月并網(wǎng)小時數(shù)）x100%廠級AGC月可用率二（AGC月可用小時數(shù)/（全月日歷小時數(shù)全廠停運小時數(shù)）x100%區(qū)域要求指標考核標準（每降低一個百分點）南網(wǎng)煤電、生物質(zhì)和水電為85%燃氣和燃油機組為95%機組額定容量（MW）xO.l小時華北98%機組額定容量（MW）xO.Ol小時西北98%1000元/萬干瓦華東/華中90%5萬kwh東北98%1000元/萬干瓦蒙西98%機組額定容量（MW）x

6、O.Ol小時2.1、考核規(guī)則2.1、考核規(guī)則蒙西同華北蒙西同華北AGC考核標準一區(qū)域標準調(diào)節(jié)速率（每分鐘額走功率的百分數(shù)）燃煤機組：1.5%,南網(wǎng)循環(huán)流化床機組：1%燃氣燃油機組：3%,直吹式制粉系統(tǒng)的汽包爐:1.5%帶中間儲倉式制粉系統(tǒng)：2%華北循環(huán)流化床機組和燃用特殊煤種:1%超臨界走壓運行直流爐機組:1%其他類型直流爐機組：1.5%燃氣機組:4%直吹式制粉系統(tǒng)的汽包爐:1.5%西北帶中間儲倉式制粉系統(tǒng)：2%循環(huán)流化床機組和燃用特殊煤種:1%超臨界走壓運行直流爐機組:1%其他類型直流爐機組:1.5%燃氣機組:20%華東上海直吹式制粉系統(tǒng)機組:1.0%中儲式制粉系統(tǒng)機組:2.0%直吹式制粉系

7、統(tǒng)機組:1.0%中儲式制粉系統(tǒng)機組:2%30萬kw級循環(huán)流化床機組:0.7%10萬kw級循環(huán)流化床機組:0.3%燃氣機組（9F機組）:4%燃氣機組（9E機組）：5%華中2.0%（直吹式制粉系統(tǒng)機組為1%）東北采用直吹式制粉系統(tǒng)：1%采用中儲式制粉系統(tǒng)：2%AGC考核AGC考核性能考核指標標準調(diào)節(jié)精度標準響應(yīng)時間1%1%直吹式制粉系統(tǒng):S1分鐘中儲式制粉系統(tǒng)：40s有考核”但無具體指標有考核”但無具體指標3%采用直吹式制粉系統(tǒng)：3%采用中儲式制粉系統(tǒng)：3%1%直吹式制粉系統(tǒng)：si分鐘中儲式制粉系統(tǒng)：40svl分鐘21考核規(guī)則AGC考核21考核規(guī)則AGC考核以響應(yīng)時間.調(diào)節(jié)速率調(diào)節(jié)精度為考核指標南

8、網(wǎng)：AGC月度考核電量二一（AGC調(diào)節(jié)響應(yīng)時間合格率xO5+調(diào)節(jié)速率合格率xx0.25）x機組額定容量xO5小時?？己藛蝺r:上一年平均上網(wǎng)電價華北:機組AGC調(diào)節(jié)性能不滿足指標要求f按下列考核電量（K1K2K31f不考核）調(diào)節(jié)速率考核電量二（-Ki）xPnX1（小時）xk1調(diào)節(jié)精度考核電量二（1-K2）xpNX1（/J0）xak2K21,不考核）調(diào)節(jié)速率考核電量二（1-KJxPnX1（小時）xak1響應(yīng)時間考核電量二（1-K3）XPNX1（小時）xak3K31調(diào)節(jié)精度考核電量二K2）xPnx1（小時）xak2K21K二宴際調(diào)節(jié)i束率1U標準調(diào)節(jié)速率k調(diào)節(jié)偏差量曠允許調(diào)節(jié)偏差量IZ實際響應(yīng)時間廠

9、標準響應(yīng)時間響應(yīng)時間考核電量二（1-K3）xPnX1（小時）xk3東北：調(diào)節(jié)速率達不到要求的運行機組在具投入運行的時段按照其調(diào)節(jié)速率的缺額每小時考核1000元/萬干瓦。調(diào)節(jié)精度缺額每小時考核1000元/精度單位；AGC機組的響應(yīng)時間達不到要求的，按未達到要求的次數(shù)每次考核1000元；K31考核單價:標桿上網(wǎng)電價以調(diào)節(jié)速率.調(diào)節(jié)精度為考核指標（不考核響應(yīng)時間）考核單價:本電廠當(dāng)月上網(wǎng)平均電價華中：火電機組AGC調(diào)節(jié)性能（調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度）不滿足任一要求f每日按5萬kwh記為考核電量華東:以機組投入AGC時的平均調(diào)節(jié)精度和實際測試所得的AGC機組平均調(diào)節(jié)速率作為考核標準QAGc=(i-K2)xp

10、NxtxaAGC、t考核為2小時，agc為1考核單價:機組上網(wǎng)電價qiagc=(o.8-a)xpnxt考核xaagc(A0.8)k二一實際諫-率2u基木速率t考核為2小時Q2agc=1Io（戶實際一卩目標）必卜aAGC(Av0.8)T為AGC每日投運時間以調(diào)節(jié)速率.響應(yīng)時間為考核指標（不考核調(diào)節(jié)精度）西北:對于火電機組:按照不同機組標準,調(diào)節(jié)速率每降低0.2%按15000元/月考核;AGC機組的響應(yīng)時間必須達到規(guī)走要求f達不到要求的按5000元/次考核調(diào)節(jié)速率二Abs（目標出力當(dāng)前出力）/機組額定有功功率/（目標出力達到時間-命令下發(fā)時間）x100%AGC響應(yīng)時間z從調(diào)度機構(gòu)下達AGC命令算起

11、,到AGC機組開始執(zhí)行命令止22、考核規(guī)則調(diào)峰考核基本調(diào)峰考核標準基本出力范圍（額定容量為基準）南網(wǎng)燃煤、生物質(zhì)機組:50%100%燃氣燃油機組：0-100%華北火電機組：50%100%西北華東網(wǎng)調(diào)上海江蘇、浙江安徽福建57-100%40%100%100%57700%100%非供熱燃煤火電機組：50%100%燃氣機組：0-100%華中燃煤機組及熱電聯(lián)產(chǎn)（非供熱期）:50%100%燃氣機組：0100%東北內(nèi)蒙火電非供熱機組：60700%供熱機組非供熱期:60-100%火電機組：50%100%調(diào)節(jié)深度趣大的越難完成z從而更加需要儲能聯(lián)合完成22、考核規(guī)則調(diào)峰考核22、考核規(guī)則調(diào)峰考核調(diào)峰考核標準區(qū)

12、域日考核電量1提前申報）日考核電量1【未申報:南網(wǎng)IP當(dāng)日遐最御fi-P實廂岀力豪閔fil心（小時）調(diào)幢艇力下舉-P申18岀力下頑72（小時）基本調(diào)峰考核月（次）考核考核單價華北（I卩銘牌岀力上附P申報出力上限1+1P欝本調(diào)能力下限一卩申報出力下限1）X1（小時）*0.2（舊繭度錯令靈離血一P實際岀力鍛高備I+1P極要班畛調(diào)統(tǒng)駆瑚-P實際出力低I）X24環(huán)時）X0.2西北.逼銘牌！ii力_P申授出力上限I+1P基本瞬能力下眼A申報出力下限1）*丁i為196個時間段;T為時間段劃分（1Smin）實際調(diào)峰能力與上報調(diào)峰能力不符每次按額定容量考核華東（I卩銘牌出力上眼一P申報岀力上限l+IP基本調(diào)峰

13、能力下限一P申報出力下展1）幻|：小時）Q2P實際出力JR離值1+IP遍屢要求戛本調(diào)峰赧低值1P丈融力1）X24小時jX0.2O.OIxP葩Xt運產(chǎn)（12（月）上海300MW及以上公用燃煤機組最低可調(diào)出力不能達到40%時z按機組額定容量每天考核華中缺額容播x調(diào)度要求調(diào)峰時間（小時）X2（次）東北缺額出力所在省區(qū)上一年平均上網(wǎng)電價機組上網(wǎng)電價0.05兀/干瓦時+10000元/萬千瓦機組上網(wǎng)電價出力4055%:100元仍干瓦出力5570%:200元仍千瓦出力7085%:300元仍干瓦出力85%:500元仍干瓦本電廠當(dāng)月上網(wǎng)平均電價4000元/萬干瓦*（I弓銘牌出力上限一蒙西P申報出力上限I+卩基本

14、調(diào)幔疑力下限PrfcaQLirdTTEIJX1f/|R寸）*0.2（IP凋虞指令U離值一卩珮出力64扁值I斗$調(diào)度要求林調(diào)峰顯低伯I）x24（小時）x（X2標桿上網(wǎng)電價22考核規(guī)則調(diào)峰考核22考核規(guī)則調(diào)峰考核調(diào)峰考核標準有償調(diào)峰考核三補償規(guī)則3.1.補償規(guī)則補償原則調(diào)節(jié)容量補償費用二調(diào)節(jié)容量服務(wù)供應(yīng)量xRl（元/兆瓦時）調(diào)節(jié)電量補償費用二AGC實際調(diào)節(jié)電量（兆瓦時）xR2（元/兆瓦時）AGC投調(diào)頻控制模式的對調(diào)節(jié)電量進行補償，其它模式對調(diào)節(jié)電量無補償服務(wù)貢獻補償：日補償費用二日調(diào)節(jié)深度xKpdxYAGC可用率補償：可用率達到98%以上,每提高1%,按0.5分/萬干瓦補償調(diào)節(jié)容量補償：按日統(tǒng)計機

15、組的實際最大出力和最小出力,計算調(diào)節(jié)容量貢獻電量補償：按日統(tǒng)計機組AGC投運期間貢獻電量累計量（每次貢獻電量代數(shù)和）基本補償：每月AGC投運率X可調(diào)節(jié)容塑調(diào)用補償：按照AGC調(diào)節(jié)容笊被調(diào)用時增發(fā)或少發(fā)的電社補償AGC補償費用GC貢獻?計（MWh）X50元/MWh貢獻量二實際有功出力變化量X300秒X300秒/本次調(diào)節(jié)時間可用時間補償：可用率達到98%以上,按月度可用時間補償調(diào)用補償：投入調(diào)頻模式期間,按調(diào)整電量補償月可用時間補償：可用率達到98%以上，補償電量標準為005MWh/小時服務(wù)貢獻補償：日補償電量二日調(diào)節(jié)深度xKpdxO.02調(diào)頻補償補償單價R1:廣東12”廣西5,云南5,貴州10#

16、海南10R2:廣東80,廣西20,云南40,貴州80z海南80單位：元/MWhYAGC為補償標準：25元/MW可用率補償：50元/兆瓦調(diào)節(jié)容量補償：20元/兆瓦貢獻電量補償：300元/MWh（貢獻電量累計值為正時）基本補償：240元/兆瓦（華東網(wǎng)調(diào)調(diào)度廠480元/兆瓦（省市調(diào)度）調(diào)用補償：節(jié)能發(fā)電調(diào)度地區(qū)増發(fā)電量50元/MWh少發(fā)電量1007L/MWh年度發(fā)電計劃調(diào)度地區(qū)增發(fā)/少發(fā)10元/MWh（華東網(wǎng)調(diào)調(diào)度）,50元/MWh（省市調(diào)度）50元/MWh可用時間補償：20元/小時調(diào)用補償：120元/MWh標桿上網(wǎng)電價3.2、補償規(guī)則-3.2、補償規(guī)則-南網(wǎng)補償原則按照比基本調(diào)峰少發(fā)的電量進行補償

17、：華北按照比基本調(diào)峰少發(fā)的電量進行補償西北按照比基本調(diào)峰少發(fā)的電量進行補償華東按照比基本調(diào)峰少發(fā)的電量進行補償華中按照比基本調(diào)峰少發(fā)的電量進行補償額定容量40%50%之間的，按照3xR4（元/兆瓦時）的標準補償；額定容量40%以下的，按照6xR4（元/兆瓦時）的標準補償。東北按照非常規(guī)調(diào)峰電量補償（比基本調(diào)峰少發(fā)的電量進行補償）非常規(guī)調(diào)峰電量二（Py本時段平均出力基本調(diào)峰范圍xPn）x本時段時間蒙西補償電量二（人xt調(diào)峰時間0際發(fā)電量）X0.7Pi為機組基本調(diào)峰標準（MW）深度調(diào)峰補償補償單價3R4:廣東60,廣西30,云南24,貴州18z海南456R4:廣東120,廣西60,云南48,貴州3

18、6,海南90單位：元/MWh50元/MWh300元/MWh節(jié)能發(fā)電調(diào)度的地區(qū)：100元/MWh年度發(fā)電計劃調(diào)度的地區(qū)：50元/MWhlOOjL/MWh300元/MWh標桿電價(282.9元/MWh)3.3.補償規(guī)則一3.3.補償規(guī)則一區(qū)域補償原則南網(wǎng)燃煤機組、生物質(zhì)機組:每次按裝機容量R3的標準補償燃氣、燃油機組:每次按裝機容量0.05xR3的標準補償華北按機組容量補償西北按機組容量補償燃煤機組在24小時內(nèi)完成啟停,按每臺次補償華東燃氣機組在24小時內(nèi)完成啟停,按機組容量補償華中按機組容量補償東北10萬kw燃煤火電機組每臺次補償6萬兀z其它機組按發(fā)電容量比例系數(shù)進行補償,發(fā)電容量比例系數(shù)二Pn

19、（萬干瓦）門0萬干瓦啟停調(diào)峰補償費用二6萬元x發(fā)電容量比例系數(shù)蒙曲燃煤火電機組：100MW及以下：補償電暈二PnxI小時100MW以上：補償電量二Pnx15小時啟停調(diào)峰補償補償單價R3:廣東2500z廣西2000,云南2000z貴州2500z海南20000.05R3:廣東125z廣西100f云南100,貴州125,海南100單位：元/MW單機容量100MW以下（含）：500元/MW單機容量100MW以上:1000元/MW燃煤機組（72小時內(nèi)完成啟停調(diào)峰）：2000元/MW燃氣機組：10元/MW燃煤機組：單位：萬元100師及以下100P200MW200P300W3006(WTC8小時810151

20、820ST12小時101518203012TC18小時151820304018TC24小時1820304050燃氣機組：260元/MW火電機組單機容量100MW及以下：500元/MW火電機組單機容量100MW以上：IOOOtu/MW燃氣機組；50JL/MW燃煤機組100MW:6萬元標桿電價（282.9元/MWh）四市場化規(guī)則I中標單元因自身原因退出AGC或綜合調(diào)頻性能指標日平均值k小于0.5取消里程補償與中標時段容量補償；未參與報價或報價未出清的提供AGC服務(wù)的參照兩個細則考核中標單元因自身原因退出AGC或綜合調(diào)頻性能指標日平均值k小于0.5取消里程補償與中標時段容量補償；未參與報價或報價未出

21、清的提供AGC服務(wù)的參照兩個細則考核獨立調(diào)頻：額定功率15MWZ持續(xù)充放電時間15分鐘;單個聯(lián)合調(diào)頻:容量應(yīng)達到機組額定容量3%或9MW及以上，持續(xù)充放電時間15分鐘4.1、市場化規(guī)則山東調(diào)頻市場廣東纟源機組、電儲能業(yè)、電力用戶省調(diào)管理的并網(wǎng)發(fā)電廠（火電、風(fēng)電、光伏、核電）、跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線省級及以上調(diào)度機構(gòu)調(diào)管的并網(wǎng)發(fā)電單元允許第三方輔助服務(wù)提供者與上述發(fā)電單元聯(lián)合作為調(diào)頻服務(wù)提供者交易周期交易組織市場容量周次集中競價，邊際出清開機總?cè)萘康?5%左右日前交易集中競價，邊際蘋日前交易集中競價，邊際漏市場申報可用調(diào)頻容量（MW）,調(diào)頻報價（7E/MW）機組容量、調(diào)頻報價調(diào)頻報價（tc/MW）、調(diào)頻容

22、量不需申報為默認標準調(diào)頻容量標準調(diào)頻容量：m初（發(fā)電單元標準調(diào)節(jié)速率X5分鐘發(fā)電單元容量X7.5%）報價限制510元/MW下限為0交易申報前公布市場調(diào)整X(Kpi=s1,KPi$Kpsatvrauon1f)50.5+r)VX(Kp-Kp),.PsaturationPminKPminWKpiKpsat“aticn排序價格（元/MW）二初始報價（元排序價格由低到高排序,滿足市場容量的最后一個報價為市場出清價。報價相同時，P值高者優(yōu)先成交市場出清報價由低到高排序,滿足市場容量的最后一個報價為市場出清價。價格優(yōu)先、時間優(yōu)先、按需調(diào)度市場結(jié)算調(diào)頻輔助服務(wù)收益二事后的調(diào)節(jié)深度x性能指標x當(dāng)日調(diào)頻市場出清邊

23、際價格費用由所有發(fā)電企業(yè)按照實際上網(wǎng)電費分攤AGC服務(wù)貢獻日補償費用調(diào)頻里程排序價格（元/兆瓦）二調(diào)頻里程報價（元/兆瓦）/PP=fci/fcmax第i臺發(fā)電單元的綜合調(diào)頻性能指標為竝z所有發(fā)電單元的綜合調(diào)頻性能指標中最大I直為kmax將J非序價格由低到高排序，滿足市場容量的最后一個報價為市場出清價。報i介相同時，p值高者優(yōu)先成交已成交的發(fā)電單元仍不滿足系統(tǒng)調(diào)頻需求時，按排序價格從低到高依次調(diào)用報價未出清的發(fā)電單元，相關(guān)收益按其申報的排序價格結(jié)算。若所有報價的發(fā)電單元中標后仍然不滿足控制區(qū)調(diào)頻容量需求，調(diào)度機構(gòu)可按照價格上限征用未報價發(fā)電單元提供調(diào)頻服務(wù)。月度補償二調(diào)頻里程豐K+AGC容員甘償

24、R月庫老城里程樸惜二仲標發(fā)電單元）R月缺G館鮭述芷用汀”卩（所有提供AGC服務(wù)的發(fā)電單元）n為每月調(diào)頻市場總的交易周期數(shù)Di為調(diào)頻里程Pi為結(jié)算價格Ki為綜合調(diào)頻性能指標平均值；m為每月總調(diào)度時段數(shù)，Cj為AGC容此Tj為調(diào)頻|艮務(wù)時長p為AGC容塑豐“嘗標準慘照兩個細則）VI偏差考核減少的有償調(diào)峰電量X出清電價X2減少的有償調(diào)峰電量X出清電價X2山東賣方火電福建東北甘肅寧夏新疆火電、核電、跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線燃煤火電、核電火電火電火電火電市場主體買方所有發(fā)電企業(yè)火電、風(fēng)電、光伏、核電、跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線低谷時段在運機組風(fēng)電、核電、未達到有償調(diào)峰基準的火電風(fēng)電、光伏、水電、未達到有償調(diào)峰基準的火電機組風(fēng)電、

25、光伏、未達到有償調(diào)峰基準的火電機組風(fēng)電、光伏、未達到有償調(diào)峰基準的火電機組交易方式日前組織日內(nèi)調(diào)用日前報價,甘肅清日前報價,日內(nèi)組交易組織市場申報賣方買方雙向報價、集中競爭、統(tǒng)一仔非遞減容童線，且不走非遞增容童線且不走報價限制市場出清市場結(jié)算總供給曲線眾歯高依次調(diào)用；總需求曲線由高到低依次調(diào)用。調(diào)用到滿足市場總需求的最后一個賣方報價與買方報價的平均值為市場出清價買賣雙方按市場出清價與增發(fā)電量/調(diào)峰電量進行結(jié)算山東60%負荷率70%50%負荷率60%40%負荷率50%30%負荷率40%20%負荷率30%10%負荷率20%0S負荷率10%坍的檔借火電廠負報價下限報價上限于頤怕位荷率宀,元/|）（元

26、/kwh）第一檔405（-下調(diào)奩帛第二檔40,報價檔位日前調(diào)用或日內(nèi)調(diào)用日前組織、日內(nèi)調(diào)整單向報彳際出清報價上限（元/kwh）（元/kwh）非供熱期I第一檔會第二檔偏差考核分檔限制彳福建乙降過程中供熱期/、aIIJA/.I下調(diào)容量比率i（0,5%纟（5%z10%Hy（10%,15%JI(15%,20洵20%及以上第一檔第二檔M100M200M400M500M600時期報價檔位火電廠類型火電廠負荷率報價下限（元/kwh）報價上限（元/kwh）供暖期第一檔純凝火電40-50%00.22熱電機組40-45%第二檔全部火電45%0.220.50.22非供暖期PxJJ第一檔純凝火電40-45%0熱電機組

27、40-50%第檔全部火電二7凹3+W丄330344.楊柳青熱老41070400.45114329.新奇井嫌氣Q951052.493259541.京陽熱電Q793073.06154-12Q大同發(fā)電有限僉司去627645.771355676臨港燃氣熱電廠我605829.3137553.國盅馥宏熱電心576234.22275502.AlzIw-I40ggyLrnI4A4,z亠廣東省統(tǒng)調(diào)電廠2018年AVC補償（萬元）冷備用補償（力元、補償匯總（萬元）J0053.0353月份并網(wǎng)運行-rli-rrl/.212018年2月份河南省“兩個細則”結(jié)算情況電廠名稱凈收入（萬元）并網(wǎng)運行考樓費用（萬元輔助服務(wù)考

28、核費用（萬元）考核返還費用（萬元輔助月費用白沙廠-7.27233.05380.816463.昌峽廠-9.69453.75820.07170.(汝湖廠-1.75270.17230.01910(達興廠000德勝廠-3231612.78380.4558.：調(diào)順電廠11.88930.3940.718271.定能廠17.32391.33080.1833.飛來峽廠-10.087700.12270.(楓樹壩廠-5.04700.06110.(福能廠18.67970.14670.045222.高步廠21.252900.073727.海門廠75.50031.5914.6921465荷樹園50.22005(荷樹園B

29、-40.18731.14741.449981.恒益廠-38.91630.21810.704719.電廠名稱考核電量考核費用補償費用分攤/返還結(jié)算費用安陽電廠（1-2#）165.29-64.120.02-9.79-73.88安陽電廠（9-10#）20.96-8.1342.00-4.9628.91辰華電廠82.56-32.0293.47-15.2046.25德平電廠1#5.22-2.0326.31-1.4522.84多寶山電廠48.40-18.7797.82-12.0766.97豐鶴電廠22.68-8.30116.23-9.5097.94輅渣電廠0.000.000.000.000.00河潤電廠59

30、.23-22.9735.90-21.50-857恒源電廠4.87-1.390.00-3.925.81華豫電廠（1-2#）126.29-48.990.47-7.335585華豫電廠（3-4#）18.29-7.09130.79-13.23110.48駿龍電廠94.46-36-640.01-9.94-46.57開封電廠（1-2tt）4.35-1.6999.S7-9.7488.44康盛電廠9.27-3.590.00-7.00-10.59單位：電量：萬千瓦時，費用：萬元五收資清單若涉及電池放置用地租賃若涉及電池放置用地租賃51收資清單削峰填谷項目開發(fā)經(jīng)理項目詳細地址公司基本信息序號I類別名稱細項備注次接

31、線圖（標注電表編號及安裝位置）低壓側(cè)是否有可用的備用間隔圖紙配電接線圖證件業(yè)主營業(yè)執(zhí)照負荷用電情況電費打折變壓器變壓器場地集裝箱備案證備案證原則性同意函或申請受理回執(zhí)電網(wǎng)接入接入批復(fù)10近一年的供電公司電費發(fā)票（含有峰谷平電價及用電量數(shù)據(jù)）；若有負荷曲線或日用電記錄需提供日工作時間安排、節(jié)假日是否有工作安排、每個月全額用電的天數(shù)、年工作天數(shù)假期期間的用電量，占全額用電量的比例每日峰/谷/平最大負荷、每天最大負荷出現(xiàn)的時間段可接入儲能系統(tǒng)的變壓器容量；變壓器最大負荷企業(yè)近三年電力規(guī)劃,是否有變壓器擴容需求離配電房最近的室外場地，按標準40尺或20尺集裝箱提供可用面積荷載分析股權(quán)質(zhì)押協(xié)議抵押權(quán)人同

32、意函租賃合同由智慧能源公司結(jié)構(gòu)技術(shù)初步核定1.EPC合同2股權(quán)轉(zhuǎn)讓協(xié)議；3股東承諾書4印鑒監(jiān)管協(xié)議。若土地、房屋有抵押情況52、收資清單調(diào)頻項目幵發(fā)經(jīng)理項目詳細地址公司基本信息序號類別名稱細項要求1圖紙接線圖次接線圖（標注電表編號及安裝位置）低壓側(cè)是否有可用的備用間隔2證件業(yè)主營業(yè)執(zhí)照3調(diào)頻服務(wù)日調(diào)頻里程（MW/天）年利用天數(shù)性能指標調(diào)整因子調(diào)頻初始報價范圍日充電電量、充電電價投資分享比例4技術(shù)改造需技術(shù)改造的設(shè)備技術(shù)改造金額5床度調(diào)峰（若有此項服務(wù)則需提供）電廠機組額定功率機組最小技術(shù)出力調(diào)節(jié)系數(shù)供熱期和非供熱期利用天數(shù)日調(diào)峰里程深度調(diào)峰補償檔位表投資分享比例6場地集裝箱離配電房最近的室外場

33、地，按標準40尺或20尺集裝箱，提供可用面積荷載分析由智慧能源公司結(jié)構(gòu)技術(shù)初步核定7備案證備案證8電網(wǎng)接入原則性同意函或申請受理回執(zhí)接入批復(fù)接入方案9股權(quán)質(zhì)押協(xié)議:L.EPC合同2股權(quán)轉(zhuǎn)讓協(xié)議;3股東承諾書4印鑒監(jiān)管協(xié)議。10抵押權(quán)人同意函若土地、房屋有抵押情況11租賃合同若涉及電池放置用地租賃5.3、收資清單數(shù)據(jù)中心項目醪開發(fā)經(jīng)理項目詳細地址公司基本信息序號類別名稱細項備注1圖紙接線圖一次接線圖（標注電表編號及安裝位置）低壓側(cè)是否有可用的備用1可隔2證件業(yè)主營業(yè)執(zhí)照3UPS品牌型號UPS數(shù)量UPS技術(shù)參數(shù)電壓等級；充電功率;放電功率備電時間要求冗余配置要求例如是否要求UPS2x100%熱備份4機架單臺機架功率機架數(shù)量機架負荷率5負荷電費單近一年的供電公刁電費發(fā)票（含有峰谷平電價及用電量數(shù)據(jù)）;若有負荷曲線或日用電記錄需