甘肃省电力辅助服务市场运营规则(修订稿)：调频市场交易采用日前报价、日内出清模式-第2页-北极星售电网

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（三）电网安全约束条件限制；

（四）电网事故处理时。

第二十条实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，火电企业分两档浮动报价，具体分档及报价上、下限参见下表：

第二十一条实时深度调峰交易根据电网调峰需求及网络阻塞情况，编制全网或区域（河东区域、河西区域、酒泉区域）日前调用预计划，日内由电力调度机构按电网运行情况，进行全网或区域（河东区域、河西区域、酒泉区域）调用，调用依据日前竞价结果，与各类调峰资源统一排序，由低价到高价依次执行（竞价相同时按申报深度调峰电力等比例调用），并以日内调用的最后发电机组报价作为市场出清价格。

第二十二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。

第二十三条火电厂获得补偿费用根据开机机组不同调峰深度所对应的阶梯电价进行统计，计算方式如下：

第二十四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。因电网阻塞原因，启动区域实时深度调峰时，区域内火电分摊费用仅在区域内各火电厂执行。

（一）火电厂分摊方法：参与分摊的火电厂根据深度调峰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＝[火电厂修正发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总修正发电量＋省内参与分摊的所有风电场、光伏电站总修正发电量+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×调峰补偿总金额

（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、光伏电站上一年度发电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、光伏电站修正发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总修正发电量＋省内参与分摊的所有风电场、光伏电站总修正发电量+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×调峰补偿总金额

风电场、光伏电站修正发电量=风电场、光伏电站月度实际发电量×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），上年度发电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发电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发电量＋省内参与分摊的所有风电场、光伏电站总修正发电量+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×调峰补偿总金额

水电厂修正发电量＝月度实际发电量×修正系数（11月1日至次年3月31日修正系数为0.2，其余时间修正系数为0.5）

第二十五为规范市场交易行为，对因自身原因导致日内调峰能力低于日前上报深调能力且偏差大于2MW的火电厂进行相应的考核：

考核罚金＝减少的有偿调峰电量×出清电价×2

减少的有偿调峰电量=（调度指令-实际出力）的积分电量

考核罚金优先用于辅助服务市场补偿费用。

第五章火电调停备用交易

第二十六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。

第二十七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。

第二十八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。

第二十九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（24小时＜停运时间＜72小时，竞价相同时按电厂月度发电计划剩余电量由少及多依次调用），为电网提供的调峰服务。

第三十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。

第三十一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：

第三十二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。

第三十三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

第六章需求侧资源交易

第三十四条需求侧资源为随时可调用的，能够在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目。

第三十五条需求侧资源用电价格按照国家有关电价政策执行。

第三十六条参与调峰辅助服务交易的需求侧资源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。

第三十七条需求侧资源用户在调峰辅助服务平台开展集中交易。

需求侧资源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，需求侧资源电力用户申报补偿价格的上限为0.2元/千瓦时。

第三十八条需求侧资源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，根据日前竞价结果与各类调峰资源统一排序，由低价到高价在日内依次调用。

第三十九条当需求侧资源用户如约履行合同时，电网企业按以下方式计算需求侧资源用户的补偿费用：

需求侧资源用户获得的调峰补偿费用=Σ调用电量×申报价格

需求侧资源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、光伏电站支付需求侧用户的费用＝（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）×需求侧资源用户获得的调峰服务总费用

第七章电储能交易

第四十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。电储能既可在电源侧也可在负荷侧，或以独立市场主体为电网提供调峰等辅助服务。

第四十一条鼓励发电企业、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。

第四十二条火电企业（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。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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