日前，華中能源監管局印發關于《川渝一體化電力調峰輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》公開征求意見的公告，為助力成渝地區雙城經濟圈建設，按照《國家能源局關于印發<2021年能源監管工作要點>的通知》要求，華中能源監管局會同四川能源監管辦組織起草了《川渝一體化電力調峰輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》,現向社會公開征求意見。

歡迎有關單位和社會各界人士于2021年8月20日前以電子郵件方式（郵箱：schzj@nea.gov.cn），就《川渝一體化電力調峰輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》提出寶貴意見建議。

第一章 總 則

第一條 為落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及配套文件精神，發揮市場在資源配置中的決定性作用，進一步實現調峰資源跨省互濟，促進清潔能源消納，制定本規則。

 

第二條 本規則依據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9 號)及相關配套文件、《國家能源局關于印發積極推進跨省跨區電力輔助服務補償機制建設工作的通知》（國能綜監管〔2014〕456號）、《國家能源局關于印發完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案的通知》（國能發監管〔2017〕67 號）以及國家有關規定制定。 

　

第三條 本規則適用于四川、重慶兩省市間開展的電力調峰輔助服務。

第四條 在省級電網出現預測調峰資源不足或者無法完全消納本省可再生能源時，由市場運營機構及時啟動電力調峰市場。

第五條 本規則所指電力調峰服務為省間降荷調峰服務。省內調峰資源優先滿足省內調峰需求，富余能力參加省間調峰交易。

第六條 省間調峰交易主要包括日前和日內市場，后續結合市場發展情況可開展中長期交易。

第七條 堅持市場化導向，市場主體自主自愿參與市場，按照“誰提供、誰受益，誰接受、誰承擔”的原則，公開、公平、公正運營。

第八條 國家能源局華中監管局（以下簡稱“華中能源監

管局”）會同國家能源局四川監管辦公室（以下簡稱“四川能源監管辦”）負責川渝一體化電力調峰輔助服務市場監督和管理，負責監管本規則的實施。

第二章 市場成員

第九條 市場成員包括市場運營機構和市場主體。市場運營機構為電力交易機構和電力調度機構，市場主體包括發電企業、電網企業。市場初期，買方、賣方發電企業申報和摘牌信息由省級調度機構匯集和轉發。根據市場開展情況，逐步將儲能設施、需求側資源等納入輔助服務市場。

第十條 市場主體：

（一）買方：負備用不足省的發電企業。

（二）賣方：調峰資源富余省的單機容量100兆瓦及以上統調燃煤發電企業。

（三）輸電方：電網企業。

第十一條 電力交易機構的權利和義務：

（一） 協同電力調度機構建設和運營川渝一體化電力調峰輔助服務市場。

（二） 建設、運行和維護相關交易技術支持系統。

（三） 提供市場主體交易注冊服務。

（四） 負責市場主體交易申報。

（五） 提供電力交易結算依據。

（六） 按規定披露和提供信息。

（七） 向能源監管機構報送市場運行信息。

（八） 法律法規及相關市場規則所賦予的其他權利和義務。

第十二條 電力調度機構的權利和義務：

（一） 會同電力交易機構建設和運營川渝一體化電力調峰輔助服務市場。

（二） 建設、運行和維護相關調度技術支持系統。

（三） 負責對市場交易進行安全校核。

（四） 及時、準確、嚴格執行市場出清結果。

（五） 負責向電力交易機構提供市場出清結果、執行情況等市場交易結算所需信息。

（六） 向能源監管機構報送市場運行信息。

（七） 法律法規及相關市場規則所規定的其他權利和義務。

第十三條 發電企業的權利和義務：

（一） 負責建設和維護發電側終端。

（二） 按市場規則參與川渝一體化電力調峰輔助服務市場。

（三） 根據市場出清結果履行電力交易合同。

（四） 獲得公平的輸電服務。

（五） 按規定提供信息，獲得市場交易相關信息。

（六） 法律法規及相關市場規則所規定的其他權利和義務。

　

第十四條 電網企業的權利和義務

（一） 按照市場規則參與川渝一體化電力調峰輔助服務市場。

（二） 為市場主體提供公平的輸電服務，按規定收取輸電費。

（三） 按照結算關系與有關市場主體進行結算。

（四） 按規定披露和提供信息。

（五） 承擔保密義務，不泄露市場信息。

（六） 法律法規及相關市場規則所規定的其他權利和義務。

第十五條 參與川渝一體化電力調峰輔助服務市場交易的市場主體應具有獨立法人資格、獨立財務核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體，依法取得電力業務許可證（發電類），并在相關電力交易機構注冊。

第三章 省間調峰交易

第十六條 省間調峰交易是指省內火電機組已達到最小運行方式且省內調峰資源用盡后，負備用不足省的發電企業與調峰資源富余省的發電企業之間開展的日前、日內省間交易。

第十七條 燃煤發電企業參與省間調峰交易的減發電量視為已發電量，按電價從高到低的順序依次從中長期合同電量成分中扣除。

第十八條 省間調峰交易由買方申報調峰需求，電力不低于5萬千瓦。

第十九條 賣方申報調峰電價曲線。賣方申報價格為該發電企業參與省間降負荷調峰交易的交易價格。市場運行初期，賣方申報價格下限暫定為0.12元/千瓦時，根據市場運行情況對賣方申報價格下限適時進行調整。

第二十條 市場運營初期采用“賣方集中競價統一邊際價格出清、買方摘牌”交易模式，后續結合市場發展，可探索買方掛牌、賣方摘牌以及雙方報價、撮合成交等交易模式。

第二十一條“賣方集中競價統一邊際價格出清、買方摘牌”交易機制：

（一）在滿足電網安全約束的條件下，以購買調峰服務成本最小為目標，將賣方各時段報價從低到高排序，直至滿足該時段調峰需求，形成統一邊際預出清價格及中標電力，成交價為最后中標發電企業對應邊際出清價。當存在多個發電企業申報價格等于邊際出清價時，中標電力按該價格下各發電企業申報電力比例分配。

（二）買方發電企業根據預出清結果按照自愿原則，通過摘牌方式成交，形成最終出清價格及中標電力，當存在多個買方發電企業時按調峰需求比例分配。

第四章 日前市場組織流程

第二十二條 運行日（D）為執行日前市場交易計劃的自然日。競價日（D-1）為運行日前一日，遇有節假日則提前到節前最后一個工作日。市場主體在競價日進行申報，并通過日前市場出清形成運行日交易結果。

第二十三條 競價日T-90分鐘前（T為交易起始執行時刻，下同），買方根據需要申報全天96點調峰輔助服務需求，并進行合理性校驗，保證電網能夠安全可靠送出。

第二十四條 競價日T-75分鐘前，賣方將在滿足省內調峰需求后的富余調峰電力曲線、電價曲線向電力交易機構進行申報。

第二十五條 競價日T-45分鐘前，跨省電力調度機構組織市場出清，形成考慮安全約束的出清電力曲線，將出清電力曲線納入省間聯絡線日前計劃，下發相關省級電力調度機構和直調發電企業。

第二十六條 競價日T-30分鐘前，省級電力調度機構根據跨省電力調度機構下發的跨省聯絡線日前計劃、統調發電企業出清結果，編制網內機組日前發電計劃。

第二十七條 競價日T-15分鐘前，跨省電力調度機構在輔助服務市場技術支持系統發布交易出清全部結果。當存在多個買方發電企業時按調峰需求比例分配。

第五章 日內市場組織流程

第二十八條 日內省間調峰市場啟動條件為，在日前市場出清基礎上，賣方還存在日前市場未中標的調峰能力，當買方在日內還存在調峰需求即可啟動。日內省間調峰市場允許買方隨時申報調峰需求，市場運營機構綜合考慮跨省聯絡線運行等情況啟動日內市場。

第二十九條 日內市場價格信息采用賣方日前報價信息，賣方不再申報日內市場報價信息。

第三十條 運行日（D）T-60分鐘前，買方申報調峰需求。

第三十一條 運行日（D）T-30分鐘前，跨省電力調度機構組織市場集中出清，按照日前市場出清機制相同的規則進行出清，形成考慮安全約束的出清結果，下發跨省聯絡線調整計劃、直調電廠和賣方機組發電計劃。

第三十二條 運行日（D）T-15分鐘前，省級電力調度機構根據跨省電力調度機構下發的跨省聯絡線調整計劃、統調發電企業出清結果，更新網內機組發電計劃。

第三十三條 運行日（D）T-15分鐘前，跨省電力調度機構在調峰輔助服務市場技術支持系統發布交易出清全部結果。

第六章 偏差考核

第三十四條 電力調度機構應嚴格執行市場出清后的聯絡線計劃。各發電企業應做好中標機組的運行和維護工作，嚴格執行市場出清結果。

第三十五條 若買方發電企業實際出力與市場出清結果出現偏差，所在省級調度機構應調整其他發電企業發電計劃，確保省間聯絡線上本市場交易結果嚴格執行，各發電企業減發和增發電量月內滾動平衡。

第三十六條 賣方發電企業因機組缺陷等自身原因在輔助服務市場中標時段每15分鐘發電量偏差超過日內發電計劃對應發電量2%時，按如下原則處理：

（一）當調峰實際電量大于調峰中標電量時，按照市場出清結果結算，多調部分不予補償。

（二）當調峰實際電量小于調峰中標電量時，對調峰缺額電量部分進行考核，考核罰金如下：

考核罰金=調峰缺額電量×市場出清價×M

調峰缺額電量=（機組出清電力-實際出力）*時段 

M為懲罰系數，市場初期取M=0.3，后續可以根據市場運行情況進行調整。當調峰缺額電量由其他發電企業提供時，由電網企業將考核罰金補償給參與聯絡線功率調整的其他發電企業，計算公式如下：

補償費用=考核罰金×參與聯絡線功率調整的機組額定容量/參與聯絡線功率調整的機組總額定容量。

第三十七條 因不可抗力因素、電網安全約束、電力供需平衡等非市場主體自身原因造成的調峰偏差，免除市場運營機構和市場主體責任。

第七章 計量與結算

第三十八條 電力調度機構負責提供調峰輔助服務市場出清結果、交易執行情況，電力交易機構出具交易結算依據，電網企業按電費結算關系對發電企業開展電費結算。

第三十九條 川渝一體化電力調峰輔助服務市場費用實行月清月結、優先結算，與當月電費結算同步進行。

第四十條 川渝一體化電力調峰輔助服務市場交易輸電費按國家標準執行。

第四十一條 賣方省間調峰收益計算公式如下：

賣方省間調峰收益= 單位計費周期內機組交易電量×對應邊際出清價格

第四十二條 買方發電企業收益計算公式如下：

買方發電企業收益=省間調峰摘牌價×增發電量

其中，增發電量為省間調峰對應的增發電量，省間調峰摘牌價為根據市場出清價格換算的上網結算價格，計算公式如下：

省間調峰摘牌價=賣方中長期交易合同最高價-調峰賣方出清價-各環節輸電價

第八章 信息披露與報送

第四十三條 市場運營機構應通過調峰輔助服務相關技術支持系統發布市場相關信息。

第四十四條 川渝一體化電力調峰輔助服務市場信息分為日交易信息、月度交易信息、年度交易信息，內容包括調峰需求信息、調峰供應信息、市場出清信息、市場結算信息。

第四十五條 調峰需求信息：買方向市場平臺申報調峰購買需求，市場平臺發布該調峰需求信息。

第四十六條 調峰供應信息：賣方向市場平臺申報可售容量及電價，市場平臺發布調峰總供應信息。

第四十七條 市場出清信息：市場出清后，市場平臺發布調峰輔助服務出清結果，包含且不限于市場主體、中標時段、中標調峰電力、出清價格等信息。

第四十八條 市場結算信息：市場結算信息包括所有市場主體參與調峰輔助服務電價、電量、電費等情況。

第四十九條 市場運營機構應在每個工作日12:00前發布前一日或前幾日（如遇節假日）交易信息。對市場信息有異議的發電企業應在信息發布后2小時內提出核對要求。調度機構在接到核對要求后的4小時內予以答復，并發布最終的統計結果，作為市場結算依據。

第五十條 每月15日前，市場運營機構向相關市場主體出具上月跨省調峰交易結算依據。

第五十一條 每月20日前，市場運營機構應將上月川渝一體化電力調峰輔助服務市場運營情況以正式文件報華中能源監管局和四川能源監管辦。報告內容包括但不限于調峰服務需求、提供和執行情況，市場主體、中標時段、中標調峰電力、出清電價、輸電價格等。

第九章 市場監管

第五十二條 華中能源監管局會同四川能源監管辦對川渝一體化電力調峰輔助服務市場運行進行監管，可采取現場或非現場方式對本規則實施情況開展檢查；對市場運營機構和市場主體違反有關規定依法依規進行處理。主要內容包括：

（一）市場運營機構和市場主體執行市場運營規則情況。

（二）市場主體的集中度和市場力情況。

（三）不正當競爭、串通報價和違規交易行為。

（四）市場履約等信用情況。

（五）市場信息披露和報送情況。

（六）相關技術支持系統建設、維護和運行的情況。

（七）其他法律法規所規定的必要情況。

第五十三條 發生以下情況時，華中能源監管局會同四川能源監管辦可對市場進行干預，也可授權市場運營機構進行臨時干預：

（一）市場主體濫用市場力、串謀及其它違規情況導致市場秩序受到嚴重擾亂。

（二）技術支持系統發生故障，導致市場交易無法正常進行。

（三）因惡劣天氣、節假日及其它不可抗力等原因造成負荷突變、電網運行方式發生重大變化，導致市場無法正常進行。

（四）影響電力系統安全穩定運行的其他情況。

第五十四條 市場干預的主要手段包括但不限于：

（一）調整市場限價。

（二）調整市場準入和退出條件。

（三）調整市場交易電量。

（四）暫停市場交易，待處理和解決問題后重新啟動。

第五十五條 當市場恢復至可正常開展市場交易時，華中能源監管局、四川能源監管辦及時取消市場干預，并授權市場運營機構向市場主體發布市場恢復信息。

第五十六條 市場主體對市場交易、調用、統計及結算等情況存在異議時，首先向電力調度機構或電力交易機構提出復核書面申請，由上述機構按規定復核。復核后還存在異議時，可向華中能源監管局或四川能源監管辦提出復議書面申請，由華中能源監管局會同四川能源監管辦依據相關辦法處理。

第十章   附則

第五十七條 本規則由華中能源監管局會同四川能源監管辦負責解釋及修訂。

第五十八條 本規則自發布之日起實施，有效期三年。