甘肃省电力调峰辅助服务市场运营规则 (试行)开始征求意见

第四章 实时深度调峰交易

第十五条 实时深度调峰交易是指火电厂运行机组通过调减出力，使火电机组平均负荷率小于有偿调峰基准时提供服务的交易。火电机组提供实时深度调峰服务，须能够按照电力调度机构的指令，满足AGC调节速率要求，平滑稳定地调整机组出力。

第十六条 负荷率是火电机组发电电力与机组额定容量之比，以15分钟为单位统计周期计算机组的平均负荷率。平均负荷率小于有偿调峰补偿基准时获得补偿;平均负荷率大于有偿调峰补偿基准时参与分摊调峰补偿费用;平均负荷率等于调峰补偿基准时不参与补偿及分摊。

火电厂机组额定容量以电力业务许可证(发电类)为准。

第十七条 火电机组(含供热机组)有偿调峰基准为其额定容量的50%，有偿调峰基准点应是一个体现市场供求关系的动态平衡点。

第十八条 实时深度调峰交易的购买方是风电、光伏、水电以及出力未减到有偿调峰基准的火电机组。

第十九条 下列情况不参与调峰辅助服务市场补偿及分摊

(一)机组启停;

(二)火电厂自身原因减出力至有偿调峰基准以下;

(三)电网安全约束条件限制;

(四)电网事故处理时;

第二十条 单位统计周期(15分钟)是交易量计算的基本时间单位，在每个统计周期中计算火电机组调峰补偿费用和分摊电量。

第二十一条 实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，火电企业在不同时期分两档浮动报价，具体分档及报价上、下限参见下表：

第二十二条 实时深度调峰交易模式为日前申报、日内调用。由电力调度机构按电网运行需要，依据日前竞价结果由低价到高价在日内依次调用(竞价相同时按申报深度调峰电力等比例调用)。

第二十三条 实时深度调峰交易按照各档有偿调峰电量及对应市场出清价格进行结算。其中，有偿调峰电量是指火电厂在各有偿调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准形成的未发电量，市场出清价格是指单位统计周期内同一档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价。

第二十四条 火电厂获得补偿费用根据开机机组不同时段调峰深度所对应的阶梯电价进行统计，计算方式如下：

公式：火电厂实时深度调峰获得费用=

第二十五条 实时深度调峰有偿服务补偿费用，由省内负荷率大于深度调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站、水电厂共同分摊。

(一)火电厂分摊方法：参与分摊的火电厂根据交易期内实际负荷率的不同，分三档依次加大分摊比重，进行“阶梯式”分摊。具体分摊金额按照以下方式计算：

公式：火电厂调峰分摊金额=【火电厂修正后发电量/(省内参与分摊的所有火电厂总修正后发电量+省内参与分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量+水电修正发电量)】×调峰补偿总金额

火电厂修正后发电量=

其中，火电厂发电量按不同负荷率区间进行分档，负荷率高于有偿调峰基准但小于60%部分为第一档，负荷率在60%至70%之间部分为第二档，负荷率高于70%部分为第三档，对应三档的修正系数分别为k1=1、k2=1.5、k3=2。

(二)风电场、光伏电站分摊方法：参与分摊的风电场、光伏电站按照修正后发电量比例进行分摊，修正后发电量根据风电场、光伏电站上一年度利用小时数与保障性收购小时数之差进行阶梯式修正。具体分摊金额按照以下方式计算：

公式：风电场、光伏电站调峰分摊金额=【风电场、光伏电站修正电量/(省内参与分摊的所有火电厂总修正后发电量+省内参与分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量+水电修正发电量)】×调峰补偿总金额

修正电量=风电场、光伏电站实际发电量×修正系数p

修正系数p以保障性收购利用小时数(参考《国家发展改革委 国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》发改能源[2016]1150号)为基准进行修正(文件中未提及地区按最低标准计算)，上年度利用小时数较保障性收购利用小时数每降低100小时(取整)，分摊电量系数减小10%。若上年度利用小时数高于等于保障性收购利用小时数，则p=1。

新并网新能源电厂按照上年度平均利用小时数进行修正。

(三)水电厂分摊方法：参与分摊的水电厂根据修正发电量进行分摊。具体分摊金额按照以下方式计算：

公式：水电厂调峰分摊金额=【水电厂修正发电量/(省内参与分摊的所有火电厂总修正后发电量+省内参与分摊的所有风电场、光伏电站修正后总发电量+水电修正发电量)】×调峰补偿总金额

水电厂修正后发电量=实际发电量×修正系数(供热期间修正系数为0.2，非供热期间修正系数为0.5)

供热期为每年11月1日至次年的3月31日。

第二十六条 风电场、光伏电站、水电厂和火电厂深度调峰分摊金额均设置上限，当单位统计周期内风电场、光伏电站、水电厂和火电厂通过上述分摊办法计算得出的应承担费用大于分摊金额上限时，按分摊金额上限进行支付。

公式：火电厂分摊金额上限=火电厂实际发电量×火电当月平均上网电价×0.25

风电场、光伏电站分摊金额上限=风电场、光伏电站实际发电量×火电当月平均上网电价×0.8

水电厂分摊金额上限=水电厂实际发电量×水电厂当月平均上网电价×0.25

每月发电厂分摊费用最高不超过当月结算电费。

第二十七条 因某发电企业支付费用达到上限，导致实时深度调峰分摊费用存在缺额时，由其余未达到支付上限的发电企业按其修正后发电量比例承担，按如下方法循环计算：

公式：未达到支付上限各发电企业承担的费用缺额=(发电企业修正后发电量/省内未到达支付上限发电企业总修正后发电量)×实时深度调峰费用总缺额

新并网新能源机组按照上年度平均利用小时数进行修正。

第二十八条 全部参与分摊的发电企业支付费用均达到上限后，实时深度调峰费用仍存在缺额时，缺额部分由实际负荷率低于有偿调峰基准的火电厂在其获得费用中消减，消减费用按如下方法计算：

公式：各火电厂的缺额消减费用=(各火电厂获得实时深度调峰费用/全省实时深度调峰总费用)×实时深度调峰费用总缺额

第五章 火电调停备用交易

第二十九条 火电调停备用交易是指通过停运火电机组为新能源消纳提供调峰容量的交易。包含火电月度计划停备、火电应急启停交易。

第三十条 火电月度计划停备是指在火电月度机组组合中安排的停机备用或按调度指令超过72小时的停机备用，按1千元/万千瓦˙天进行补偿，补偿时间不超过7天。

第三十一条 火电机组在停备期间不得擅自开展检修工作，否则取消停备所应得补偿资金。

第三十二条 火电应急启停交易是指调度机构按照日内电网安全运行实际需要，按照各机组日前单位容量报价由低价到高价依次主动调停火电机组(不超过72小时)，为电网提供的调峰服务。

第三十三条 火电应急启停交易的出让对象是风电、光伏、水电及未达到有偿调峰基准的火电厂。

第三十四条 火电企业按照机组额定容量对应的应急启停调峰服务报价区间浮动报价，各级别机组的报价上限见下表：

第三十五条 应急启停交易根据各级别机组市场出清价格按台次结算，市场出清价格是指当日实际调用到的最后一台应急启停的同容量级别机组的报价。

第三十六条 火电应急启停调峰服务费按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。具体支付费用按照以下方式计算：

公式：各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站应急启停调峰费支付费用=(各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用)×应急启停总费用

第六章 可中断负荷交易

第三十七条 可中断负荷在市场初期暂定义为随时可调用的集中式电采暖负荷，能够在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目。

第三十八条 参与调峰辅助服务交易的可中断负荷用户最小用电电力须达到1万千瓦及以上，且能够将实时用电信息上传至省调，并接受调度机构指挥。

第三十九条 可中断负荷用户在调峰辅助服务平台开展集中交易。

可中断负荷用户向调峰辅助服务平台申报交易时段、15 分钟用电电力曲线、意向价格等内容。市场初期，可中断负荷电力用户申报补偿价格的上限、下限分别为 0.2元/千瓦时、0.1 元/千瓦时。

第四十条 可中断负荷交易模式为日前申报、日内调用。由电力调度机构根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低价到高价在日内依次调用。

第四十一条 当可中断负荷用户如约履行合同时，电网企业按以下方式计算参与可中断负荷用户交易的补偿费用：

可中断负荷用户获得的调峰服务费用=Σ调用电量×申报价格

可中断负荷用户交易的补偿费用按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。具体支付费用按照以下方式计算：

公式：各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站可中断负荷用支付费用=(各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用)×可中断负荷用户获得的调峰服务总费用

第七章 电储能交易

第四十二条 电储能交易是指蓄电设施通过在弃风弃光时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。电储能可在电源侧或负荷侧为电网提供调峰服务。

第四十三条 鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在 1 万千瓦及以上、持续充电时间 4 小时以上。

第四十四条 火电企业(含供热企业)在计量出口内(也可引进第三方)投资建设储能调峰设施，可与机组联合参与调峰，按实时深度调峰交易管理执行。在风电场、光伏电站计量出口内建设的电储能设施，由电力调度机构监控、记录其实时充放电状态，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。

第四十五条 发电企业计量出口内的储能设施也可自愿作为独立的电力用户参与调峰服务市场。

第四十六条 用户侧电储能设施须将实时充放电等信息上传至省调，并接受调度指挥。

第四十七条 电储能用户在调峰辅助服务平台开展集中交易。

电储能用户需向调峰服务平台提交包含交易时段、15 分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，市场初期电储能用户申报价格的上限、下限分别为 0.2元/千瓦时、0.1 元/千瓦时。

第四十八条 电储能交易模式为日前申报、日内调用。由电力调度机构根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低价到高价在日内依次调用。

第四十九条 当电储能用户如约履行合同时，电网企业按以下方式计算用户侧电储能设施的补偿费用：

电储能设施获得的调峰服务费用=Σ调用电量×申报价格

电储能用户交易的补偿费用按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。具体支付费用按照以下方式计算：

公式：各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站支付电储能用户费用=(各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用)×电储能设施获得的调峰服务总费用

第八章 市场组织与竞价

第五十条 每个工作日8时前，有意愿提供实时深度调峰服务的火电厂申报次日报价及机组有功出力可调区间。其中，最大出力应考虑机组因自身原因造成的受阻电力。

第五十一条 每个工作日8时前，有意愿参与电力调峰服务市场集中交易且满足要求的电储能、可中断负荷用户向调峰辅助服务平台申报交易期间意向价格、日用电曲线，包括用电时段及每 15 分钟用电功率曲线。

第五十二条 每个工作日8时前，有意愿提供应急启停调峰服务的火电厂向调峰辅助服务平台申报机组应急启停价格。

第五十三条 调峰辅助服务平台每个工作日16时前发布经安全校核后的次日深度调峰申报电力及价格汇总结果。