山西电力辅助服务市场化建设试点方案出台

第三章 山西省可再生能源调峰辅助服务市场交易

第一节 通 则

第十二条 可再生能源调峰辅助服务市场中的交易量暂不计入出让方发电设备的年度总电量。

第十三条 火电厂基本调峰辅助服务是指火电机组单位统计周期内，平均负荷率小于或等于调峰辅助服务市场参与基准时，所提供的调峰辅助服务。

其中，平均负荷率=火电机组单位统计周期内平均发电出力/火电机组签订的调度并网协议中确认的最大发电能力×100%;

火电调峰率=1-平均负荷率。

可再生能源调峰辅助服务市场参与基准的参考值见下表：时期火电厂类型可再生能源调峰辅助服务市场

参与基准非供热期纯凝火电机组负荷率50%热电机组负荷率50%供热期纯凝火电机组负荷率50%热电机组12月、1月、2月负荷率60%11月、3月负荷率55%可再生能源调峰辅助服务市场参与基准可根据实际情况进行调整。

第十四条 单位统计周期是计算交易电量的基本时间单位，通常以1小时为一个单位进行统计。在每个统计周期内计算可再生能源调峰辅助服务购售双方收支费用。

第二节 实时深度调峰辅助服务交易

第十五条 可再生能源调峰辅助服务市场中的实时深度调峰辅助服务交易(以下简称实时深度调峰交易)是指预计出现弃风、弃光情况时，火电机组实时调减出力，使平均负荷率小于可再生能源调峰辅助服务市场参与基准而提供辅助服务的交易。平均负荷率大于或等于可再生能源调峰辅助服务市场参与基准时，火电机组提供的调峰辅助服务属于其应承担的基本义务。

第十六条 实时深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式组织。火电机组为实时深度调峰交易的出售方，可再生能源发电机组为实时深度调峰交易的购买方。

第十七条 火电机组平均负荷率小于有偿调峰基准时，申报愿意继续下调的非递减容量-电价曲线不得超过三段。可再生能源发电机组申报为避免弃风、弃光所需要购买的非递增容量-电价曲线不得超过三段。

第十八条 申报截止后，市场运营机构将所有火电机组的报价曲线累加形成的市场总供给曲线应为递增曲线;将所有可再生能源发电机组的报价曲线累加形成的市场总需求曲线应为递减曲线。

第十九条 实时深度调峰交易在日内调用时，由市场运营机构根据电网运行需要，按照市场总供给曲线由低到高依次调用火电机组进行深度调峰，按照市场总需求曲线由高到低依次安排可再生能源发电机组进行增发。火电机组深调侧与可再生能源发电机组增发侧分别按价格优先原则进行，两侧之间无需一一对应。

第二十条 实时深度调峰交易每小时出清一次。每个单位统计周期内，由电力调度机构计算火电机组的深度调峰电量(即火电机组因提供深度调峰辅助服务所少发的电量)、火电边际价格(即实际调用到的最后一台深度调峰机组的报价)、可再生能源发电机组的增发电量(即可再生能源发电机组因购买深度调峰辅助服务所避免的弃风、弃光电量)以及可再生能源发电机组边际价格(即实际增发到的最后一台可再生能源发电机组的报价)。单位统计周期内市场出清价格为火电边际价格与可再生能源发电机组边际价格的平均值。当可再生能源发电机组边际价格小于火电边际价格时，认为该单位统计周期内交易未达成。

第二十一条 提供深度调峰辅助服务的火电机组按照单位统计周期内的市场出清价格获得收益，购买深度调峰辅助服务的可再生能源发电机组按照单位统计周期内的市场出清价格支付费用。交易未达成时，不调用火电机组进行深度调峰，不安排可再生能源发电机组进行增发，也不进行相关市场结算。火电补偿费用不足时，缺额部分由各可再生能源发电机组根据其增发电量比例分摊。

第二十二条 鼓励供热电厂或第三方投资建设储能调峰设施。火电企业或第三方在计量出口内建设的电储能设施视为深度调峰设施，可参与实时深度调峰市场。

第二十三条 可再生能源发电机组的增发电量应不大于火电企业的深度调峰电量。对未达到调峰标准的火电企业按照《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》和《华北区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》进行考核。在一个统计周期内，火电企业两次及以上出力大于其申报深度调峰能力的50%，或少发电量大于其申报电量的10%时，认为其提供深度调峰辅助服务失败，可及时中止调峰辅助服务交易，已发生的深度调峰电量不予补偿。

提供深度调峰辅助服务失败后的火电机组若要再次参与实时深度调峰辅助服务市场，需经过3小时的深度调峰能力测试。测试通过后，方可再次参与。

第三节 需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰

第二十四条 山西省可再生能源调峰辅助服务市场建立初期，需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰是指具有蓄能设施、主要在低谷时段用电、可在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目与售电企业业务。

第二十五条 参与可再生能源调峰辅助服务市场的需求侧响应用户和售电企业的最小用电电力须达到1万千瓦以上，且能够将实时用电信息报送电力调度机构，并接受电力调度机构的统一调度指挥。

第二十六条 需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰交易在省内开展，交易周期为日及以上，交易模式以双边协商交易为主、集中竞价交易为辅。

第二十七条 需求侧响应用户和售电企业可与可再生能源发电机组开展中长期双边协商交易。双边协商交易双方需向市场运营机构提交包含交易时段、每15分钟一点的用电功率曲线、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。山西省可再生能源调峰辅助服务市场建立初期，双边协商交易价格的上限原则上为省内火电标杆电价。

第二十八条 需求侧响应用户和售电企业也可在可再生能源调峰辅助服务市场交易平台开展集中竞价交易，需向市场运营机构申报交易时段、每15分钟一点的用电功率曲线、意向价格等内容，由市场运营机构对外发布。山西省可再生能源调峰辅助服务市场建立初期，电力用户申报补偿价格的上限为0.4元/千瓦时。

第二十九条 可再生能源发电机组根据市场运营机构发布的交易信息，申报电力、电价。可再生能源发电机组的申报电价低于需求侧响应用户与售电企业的申报电价时，视为无效申报。

第三十条 可再生能源发电机组按照申报价格由高到低的顺序与需求侧响应用户或售电企业匹配成交，直至可再生能源发电机组的申报价格小于或等于需求侧响应用户或售电企业的申报价格，或者成交电力大于或等于需求侧响应用户或售电企业的申报电力。集中竞价交易的成交价格为可再生能源发电机组申报价格与需求侧响应用户或售电企业申报价格的平均值。如最后成交的多个可再生能源发电机组报价相同，则按其申报电力比例成交。

第三十一条 可再生能源发电机组购买到的需求侧响应用户或售电企业电力为其对应时段的新增发电空间。在低谷时段的调电过程中，市场运营机构将可再生能源发电机组的交易电力在原基础上进行叠加。除发生危及电网安全运行等特殊情况外，电网企业须保证可再生能源发电机组交易电力的发电空间。

由于可再生能源发电机组自身原因未发出的交易电力视为已完成，后期不予追补。如交易约定时段电网未因调峰引起弃风、弃光，视为交易已完成。可再生能源发电机组由于电网安全及不可抗力原因未发出交易电力，视为该期间交易暂停。

第三十二条 电力调度机构将交易结果与执行结果全部发送至电力交易机构，由电力交易机构出具结算凭证。

第三十三条 市场运营机构按以下方式计算各市场主体的结算费用：

需求侧响应用户或售电企业获得的辅助服务费用=Σ交易电量×成交价格

可再生能源发电机组支付的费用=Σ交易电量×成交价格

当需求侧响应用户或售电企业低谷时段的实际用电量大于合同电量时，交易电量为合同电量，仅对合同电量部分进行补偿;当需求侧响应用户或售电企业低谷时段的实际用电量小于合同电量时，交易电量为可中断负荷用户低谷时段实际用电量。

第三十四条 参与可再生能源调峰辅助服务市场的售电企业、电力用户应能够在单位统计周期内进行有效的计量。

第四节 山西省可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易

第三十五条 山西省可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易是指为减少弃风、弃光，通过日内有偿调整山西省与周边省份联络线交易计划，实现调峰能力缺乏省份向调峰能力富裕省份购买调峰辅助服务。

第三十六条 当山西省或周边省份因调峰出现弃风、弃光时,由市场运营机构代理，向区域市场运营机构或周边省份的市场运营机构申请购买或出售可再生能源调峰辅助服务。区域市场运营机构或周边省份的市场运营机构可根据其调峰能力剩余情况，开展跨省跨区调峰辅助服务交易。

第三十七条 可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易总量为联络线实际交换电量与联络线日前计划电量之差。跨省跨区购买可再生能源调峰辅助服务的省份仅需为售出省份提供的深度调峰辅助服务有偿部分支付费用。

第三十八条 日内可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易价格参照跨省跨区交易价格，暂由购售双方市场运营机构协商确定。

第三十九条 可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易购售双方费用在各单位统计周期内与双方省内电力调峰辅助服务费用一并统计和结算。

山西省售出的可再生能源跨省跨区调峰辅助服务费用(无偿跨省调峰支援部分不发生费用)优先用于支付省内已售出实时深度调峰辅助服务的市场主体。

山西省购入可再生能源跨省跨区调峰辅助服务产生的费用由省内已购入实时深度调峰辅助服务的市场主体，按照各自已发生的省内实时深度调峰辅助服务费用比例进行分摊。

第五节 市场组织与竞价

第四十条 每月5日前，有关发电企业、需求侧响应用户、售电企业将双边协商达成的需求侧响应调峰、售电企业移峰调峰提交市场运营机构，通过电力调度机构安全校核后执行。

第四十一条 每日10-11时，有意愿参与可再生能源调峰辅助服务市场且满足准入条件的需求侧响应用户、售电企业向市场运营机构上报次日用电计划，包括用电时段和每15分钟一点的用电功率曲线。

第四十二条 每日10-11时，有意愿参与实时深度调峰辅助服务交易的火电厂、可再生能源发电机组向市场运营机构上报次日的交易意愿。其中，火电机组的最大出力应考虑机组因自身原因造成的受阻电力，并不得高于核准容量;最小出力不得高于最小运行方式核定出力。

第四十三条 每日10-11时，可再生能源发电机组上报购买需求侧响应用户、售电企业不同调峰辅助服务的意愿报价。

第四十四条 在可再生能源调峰辅助服务市场日前报价结束后，电力调度机构进行安全校核。首先排除不满足电网安全约束条件的市场参与申请(包括需求侧响应用户和售电企业申请)，然后按顺序对申请购买需求侧响应调峰、售电企业移峰调峰的发电企业进行报价排序和安全校核。在以小时为单位的统计周期内，通过安全校核的发电企业按照报价由高到低的次序购买申请的可再生能源调峰辅助服务，直至交易全部售出或已无企业申购。

第四十五条 市场运营机构每日15时前发布安全校核及需求侧响应调峰和售电企业移峰调峰的集中竞价交易结果。每日15-16时，达成交易的双方通过电力交易平台远程签署交易合同，作为日后的结算依据。

第四十六条 市场运营机构在编制次日发电计划时，应将已达成需求侧响应调峰和售电企业移峰调峰交易的发电空间预留给参与交易的风电企业。

第六节 调峰辅助服务日内调用

第四十七条 遵循按需调用、价格优先、按序调用的要求，对不同调峰辅助服务按照经济性原则进行调用，优先调用无偿与低价的调峰辅助服务资源。

第四十八条 为保证电网安全运行，在特殊情况下电力调度机构可以根据电网调峰需求采取临时增加运行机组调峰深度或安排机组应急启停调峰等措施。

第四十九条 发电企业负责厂内设备的运行与维护，确保能够根据调度指令提供符合规定标准的调峰辅助服务。

第五十条 非计划停运或因自身原因影响出力至可再生能源辅助服务市场参与基准以下的火电机组不视为提供应急启停调峰和实时深度调峰辅助服务。