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第三十七条 【坏数据处理】调度自动化系统采集的实时数据及电能计量数据出现数据跳变、召唤失败等坏数据异常时，分别由电力调度机构和电网企业按相关规定进行数据处理，并于披露。
第三十八条 【数据不可用处理】当实时采集装置、计量装置等数据出现不可用时，结算电量由市场运营机构组织市场各方协商解决。
第三十九条 【交易费用管理】调峰服务交易费用实行专项管理，按照收支平衡方式统一结算。
条 第四十条 【价格机制】初期，燃煤机组深度调峰按照其各档中实际调用燃煤机组平均申报价格结算，启停调峰按照实际调用机组的申报价结算，储能调峰按照实际调用电储能设施平均申报价格结算。后期结合试运行情况，加强对比分析。
根据市场运行情况，对上述申报价格设置限值。初期，深度调峰、启停调峰、储能调峰申报价格（含税，下同）要求见下表。各市场主体所承担的调峰服务分摊费用设置限值，初期按照不超过该发电企业当日上网电量对应收入的 10%计算。随着市场发展将动态调整市场限价有关规定。
为最大化消纳清洁能源，可能存在局部区域燃煤机组提供调峰服务的情况，由此产生的这部分燃煤机组各档位深度调峰结算价按照全网当天对应档位深度调峰平均结算价执行；若当天未调用全网其余燃煤机组提供对应档位深度调峰，则这部分燃煤机组深度调峰结算价按该区域调用的平均申报价结算。
调峰辅助服务申报价格限价表
第四十一条 【交易结算原则】深度调峰、启停调峰、储能调峰等纳入统一结算平衡体系，根据实际运行日各交易时段深度调峰容量、启停机台次以及成交价格等计算和统计，按月结算。
第四十二条 【交易费用结算】电力调度机构在每月初将公示无异议后的交易费用及分摊结果提供电力交易机构，电力交易机构负责按月出具调峰服务交易结算依据。
第四十三条 【调峰市场费用支付】电网企业根据电力交易机构出具的调峰服务交易结算依据，与各市场主体随同月度电量电费一起及时足额进行调峰市场资金结算。
第二节 交易费用计算
第四十四条 【总交易费用计算】调峰服务提供方每月获得的深度调峰、启停调峰、储能调峰总费用计算方法为：
月度总费用=月度深度调峰交易费用+月度启停调峰交易费用+月度机组电储能交易费用=∑每日各交易时段机组深度调峰交易费用+∑每次机组启停调峰交易费用+∑每日各交易时段电储能设施储能调峰交易费用
第四十五条 【各交易时段深度调峰交易费用计算】每日各交易时段调峰服务提供方获得的深度调峰交易费用计算方法为：
各交易时段深度调峰交易费用=∑（该交易时段机组深度调峰容量×该交易时段机组深度调峰容量成交价格）上述公式中，若电厂在实时调用阶段作为一个调用对象，则以该电厂的深度调峰容量进行统计计算。
为规范燃煤机组深度调峰响应及时率，做如下补充规定：
参与深度调峰的燃煤机组在单位计量周期内未到达其申报的最小发电出力，且在 30 分钟内未达到调度机构所下达的负荷率要求时，纳入“两个细则”中发电计划曲线执行偏差考核。
第四十六条 【每次日启停调峰交易费用计算】每次启停调峰交易费用计算方法为：
每次启停调峰交易费用=∑所有机组启停调峰交易报价以下情形适用特殊计算方法：
（一）启停调峰交易过程中，机组实际解列时间与电力调度机构下令的正式解列时间偏差每超过 1 个小时，则扣减应支付该笔启停调峰交易费用的 30%，直至扣减为零。
（二）启停调峰交易过程中，机组实际并网时间与电力调度机构下令的正式并网时间偏差每超过 1 个小时，则扣减应支付该笔启停调峰交易费用的 20%，直至扣减为零。
第四十七条 【各交易时段电储能设施储能调峰交易费用计算】每日各交易时段调峰服务提供方获得的电储能设施储能调峰交易费用计算方法为：
各交易时段电储能设施储能调峰交易费用=∑（该交易时段电储能设施实际充电平均功率×该交易时段电储能设施成交价格）
为规范电储能设施储能调峰及时率，做如下补充规定：
参与储能调峰的电储能设施在 5 分钟内未按调度指令调整其充电功率的，视为调峰不合格，相应时段电储能交易费用不予结算。
第四十八条 【免于特殊计算方法的条件】机组因电网或现场事故异常等原因按照调度机构指令要求或按照现场规程要求调整出力，而影响其提供调峰服务时，发电企业可向电力调度机构申请免于按第四十四至第四十六条中有关处罚或考核。电力调度机构可通过技术支持系统受理，及时、如实处理有关申请，并在交易平台公开披露办理情况。
第三节 交易费用分摊
第四十九条 【分摊基本原则】初期，调峰市场交易费用分摊将以市场主体交易日上网电量为基准，并考虑不同电源峰谷差率进行分摊；后期逐步过渡至开展调峰市场交易时段上网电量分摊模式。
第五十条 【分摊计算方案】市场主体以交易日对应上网电量比例计算分摊金额，分摊公式如下：
市场主体应承担调峰服务分摊金额=（该市场主体交易日上网电量×Ki）/（Σ参与分摊的各市场主体交易日上网电量×Ki）×交易日调峰服务总费用
其中，Ki 为该市场主体调峰影响系数，其计算公式为：
市场主体单日调峰影响系数 Ki=当日系统实际峰谷比/(该市场主体当日高峰时段平均负荷/该时段主体当日低谷时段平均负荷)
其中，不同月份峰谷时段由调度机构根据当月预测数据提前公布。为避免特殊情况，作如下补充规定：
（1）若当日低谷时段某电源平均负荷为 0，而高峰时段平均负荷不为 0，则其影响系数 Ki 取值为 0.6。
（2）若当日低谷时段某电源平均负荷不为 0，而高峰时段平均负荷为 0，则其影响系数取当日所有市场主体中影响系数最大值。
（3）若当日低谷与高峰时段电源平均负荷均为 0，则影响系数 Ki 取值为 1。
第五十一条 【分摊限价处理】若某市场主体调峰服务分摊费用超过规定费用限值，则按照其限值结算。不足部分由调峰辅助服务提供方按照原结算费用比例分摊。
第六章 信息披露
第五十二条 【信息披露原则】市场运营机构进行披露信息应遵循真实、及时、透明的原则，遵循电力市场信息披露相关规定。公平对待市场主体，无歧视披露公开信息。
第五十三条 【信息披露内容】调峰市场信息披露内容包括正常运行信息和特殊运行信息。
正常运行信息分为日信息、月度信息以及年度信息，内容主要为市场主体调峰服务调用情况和费用分摊情况。
特殊运行信息用于发生市场干预时段的市场运行情况，根据发生市场干预的具体情况进行披露。
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近日，大唐贵州水城区杨梅100MW风电项目二次招标公开招标结果公告，电气风电成功中标该项目，将为其提供陆上卓越平台机组，双方在风电领域的合作得以持续拓展与加深。相关链接：电气风电中标大唐100MW风电项目电气风电与大唐集团已有十余年的合作历史，有着深厚的合作基础，双方是长期的战略合作伙伴。
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