华东调峰辅助服务市场规则：电化学储能电站可作为市场主体

近日华东能监局发布关于公开征求《华东电力调峰辅助服务市场运营规则（修订稿）》意见的公告，提出电化学储能电站分段申报日前96点调峰（充电）“电力-电价”曲线， 申报电价的最小单位为1元/兆瓦时，申报电力的最小单位为50兆瓦 ，不足50兆瓦部分按单段申报，分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。

按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的，购入调峰辅助服务费用由电网企业向所有消纳的发电企业、电化学储能电站分摊。

跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担，按相关规定执行。

卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态，则费用结算与发电机组相同。如果处于充电状态，卖出调峰辅助服务电化学储能电站（充电）费用结算=出清中标充电电量×（出清电价+输配电价+政府性基金及附加），由卖出调峰辅助服务电化学储能电站向电网企业支付。

原文如下：

关于公开征求

《华东电力调峰辅助服务市场运营规则（修订稿）》

意见的公告

为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）等文件要求，结合华东电力调峰辅助服务市场运行情况，我局对《华东电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》（华东监能市场〔2018〕102号）进行了修订，形成《华东电力调峰辅助服务市场运营规则（修订稿）》，现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议。

此次征求意见的时间为2021年12月1日至2021年12月31日。相关意见建议请传真至021-63372330。

附件:

华东电力调峰辅助服务市场运营规则

（修订稿）

第一章总则

第一条为保障华东电网安全运行，缓解华东电网各省（市）调峰资源不均、部分省（市）调峰资源不足问题，建立市场化的电力调峰辅助服务跨省调剂机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，全面提升华东电网消纳清洁能源能力，特制定本规则。

第二条本规则依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)及其相关配套文件、《电力监管条例》(国务院令第432号)、《国家能源局关于印发2017 年能源体制改革工作要点的通知》(国能法改〔2017〕80号)、《国家能源局关于印发〈完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案〉的通知》（国能发监管〔2017〕67号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）以及国家相关法规政策制定。

第三条华东电力调峰辅助服务市场为负备用市场，通过市场化方式实现负备用跨省调剂。省（市）电网在省（市）内调峰资源无法满足电网运行需求时，通过华东电力调峰辅助服务市场购买省（市）外调峰资源。

第四条华东电力调峰辅助服务市场坚持市场化导向，坚持“公开、公平、公正”原则，确保市场运作规范透明。

第五条国家能源局华东监管局（以下简称华东能源监管局）负责华东电力调峰辅助服务市场的监督与管理。国家电网有限公司华东分部调度控制中心（以下简称华东网调）负责华东电力调峰辅助服务市场的日常运行。

第六条在省（市）电网出现日前预测调峰资源不能满足电网运行需求时，由需求省（市）调度机构触发启动华东电力调峰辅助服务市场。

第二章市场成员管理

第七条华东电力调峰辅助服务市场主体

（一）买方：调峰资源不足的省（市）电网企业。

（二）卖方：调峰资源富足省（市）、省级及以上电力调度机构调度管辖所有调峰能力不低于额定容量50%的30万千瓦及以上燃煤火电机组、电价市场化的抽水蓄能机组及电化学储能电站，适时扩大至其它发电机组。

（三）输电方：相关电网企业。

第八条发电企业、电化学储能电站职责

（一）根据发电机组最低技术出力、电化学储能最大充放电能力、省（市）调度机构安排的发电（或充电）曲线及满足电网安全约束的可售容量进行报价。

（二）负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场电厂侧报价终端。

（三）执行市场出清结果。

第九条电网企业职责

（一）为市场主体提供公平的电网接入服务和输配电服务。

（二）国家电网有限公司华东分部（简称华东分部）负责分别与卖方所在电网企业和买方电网企业结算。

（三）华东分部和卖方所在电网企业按照现行结算关系负责与中标机组结算。

（四）根据能源监管机构确定的费用分摊原（细）则，将调峰辅助服务费用分摊至与相关发电企业、电化学储能电站。

第十条调度机构职责

（一）华东网调负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场技术支持系统。省（市）调度机构负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场省（市）侧配套技术支持系统。

（二）华东网调负责按市场规则运营华东电力调峰辅助服务市场。省（市）调度机构配合华东网调运营华东电力调峰辅助服务市场。

（三）省（市）调度机构负责日前发用电平衡预测，在预计调峰资源不足时申报调峰购买需求。

（四）华东网调、省（市）调度机构负责核定参与市场机组的可售容量，考核中标机组的执行情况。

（五）华东网调、省（市）调度机构负责调度管辖范围内电网安全校核。

（六）华东网调、省（市）调度机构负责披露和提供信息。

第三章报价与出清

第十一条买方省（市）电网企业申报日前的调峰购买需求96点曲线，申报电力的最小单位是50兆瓦。

第十二条卖方发电企业、电化学储能电站分段申报日前96点调峰（充电）“电力-电价”曲线，申报电价的最小单位为1元/兆瓦时，申报电力的最小单位为50兆瓦，不足50兆瓦部分按单段申报，分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。

第十三条华东电力调峰辅助服务市场采用统一边际电价出清机制，分96点出清。

（一）将每个时段卖方发电企业、电化学储能电站申报电价从高到低排序，直至满足该时段的负备用需求，出清电价为最后中标的发电企业、电化学储能电站申报电价，如报价相同，中标结果按申报电力比例分配。

（二）如有卖方发电企业、电化学储能电站因省间联络线输送能力、调峰机组变负荷速率、调峰机组深度调峰最小持续时间、日内深度调峰最大调用次数等约束不能成交的，由排序在后的发电企业、电化学储能电站递补。

（三）多个省（市）有调峰需求时，按总需求进行出清，并将出清结果按照省（市）调峰需求比例向中标机组分配。

第四章市场组织流程

第十四条工作日15:00前，华东网调接收国家电力调度控制中心（以下简称国调中心）下发的跨区联络线送电计划，完成次日检修计划审批，将相关断面限额录入安全校核系统。

第十五条工作日15:15前，华东网调根据国调中心下发的跨区域通道日前计划，编制省间联络线计划，下发各省（市）调度机构。

第十六条工作日15:30前，买方调度机构申报每一时段（96点）调峰辅助服务需求，并进行合理性校验和安全校核，保证电网能够安全可靠送出。

第十七条工作日15:50前，卖方调度机构组织直调发电企业、电化学储能电站完成市场报价，并对电厂、电化学储能电站申报的调峰（充电）能力进行合理性校验和初步安全校核，在确保发电企业、电化学储能电站申报的调峰（充电）电力满足电网安全约束后，提交至华东网调。

第十八条工作日16:15前，华东网调组织调峰辅助服务市场集中出清，形成考虑安全约束的出清结果，将出清结果纳入省间联络线日前计划，下发各省（市）调度机构。

第十九条工作日16:45前，买方调度机构接收华东网调下发的联络线关口计划，编制省（市）内机组次日发电计划，经安全校核后下发执行。

第二十条工作日16:45前，卖方调度机构根据华东网调下发的联络线关口计划和调峰辅助服务市场出清结果，将市场成交电力曲线纳入省（市）内平衡，编制省（市）内机组次日发电计划，经安全校核后下发执行。

第二十一条工作日17:00前，华东网调在华东电力调峰辅助服务市场技术支持系统中发布市场出清结果。

第五章电量电费结算

第二十二条华东电力调峰辅助服务市场执行日清月结，优先结算。跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担，按相关规定执行。

第二十三条华东电力调峰辅助服务市场交易结算报表经市场主体核对无异议后进行结算。

第二十四条购入调峰辅助服务省（市）费用结算=出清外送电量×出清电价，由卖出调峰辅助服务省（市）电网企业向购入调峰辅助服务省（市）电网企业支付。

第二十五条卖出调峰辅助服务机组费用结算=出清机组中标上网电量×出清电价，由卖出调峰辅助服务发电企业向所在省（市）电网企业支付，并相应扣抵机组持有的合同电量，即执行时减少发电机组的合同电量，结算时发电机组按原有合同电量电价以及本次合同电量电价分别计算电费后相抵扣。

卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态，则费用结算与发电机组相同。如果处于充电状态，卖出调峰辅助服务电化学储能电站（充电）费用结算=出清中标充电电量×（出清电价+输配电价+政府性基金及附加），由卖出调峰辅助服务电化学储能电站向所在省（市）电网企业支付。国家另有规定的，则按国家规定执行。

初期暂不考虑跨省输电费用和网损，根据电网发展和市场情况再予调整。

第二十六条每月15个工作日前，华东网调向华东能源监管局报送调峰辅助服务市场交易结算报表（没有交易不用报送）。

第六章费用分摊

第二十七条购入调峰辅助服务费用由省（市）电网企业向相关发电企业、电化学储能电站等收取，可以通过纳入当地调峰辅助服务市场、“两个细则”分摊调峰辅助服务费用，也可按相应能源监管机构制定分摊细则分摊调峰辅助服务费用，或者按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用。

第二十八条根据华东电力调峰辅助服务市场的结算原则，省（市）购买调峰辅助服务费用的分摊结算执行日清月结。

第二十九条省（市）调度机构负责按照相关能源监管机构确定的分摊原（细）则计算相关发电企业、电化学储能电站分摊费用。购入调峰辅助服务费用分摊结算报表按月公示5个工作日，经市场主体核对无异议后结算，或经相应能源监管机构审核后结算。

第三十条每月15个工作日前，省（市）调度机构向相关省（市）能源监管机构报送调峰辅助服务费用分摊结算报表（未发生调峰辅助服务费用分摊不用报送）。

第三十一条按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的，购入调峰辅助服务费用由省（市）电网企业向所有在本省（市）消纳的发电企业（省级及以上调度机构调度管辖发电厂）、电化学储能电站（处于放电状态）分摊。

（一）发电企业、电化学储能电站分摊的该省（市）调峰辅助服务费用=发电企业、电化学储能电站的分摊电量×（发电企业、电化学储能电站在该省（市）的上网电价或落地电价-华东电力调峰辅助服务市场出清电价）。

（二）发电企业、电化学储能电站的分摊电量=该省（市）在华东电力调峰辅助服务市场成交的出清外送电量×分摊比例。

（三）分摊比例为该发电企业、电化学储能电站按照自身调峰不足而多发电量占所有在该省（市）消纳的发电企业调峰不足而多发电量之和的比例。发电企业、电化学储能电站自身调峰不足而多发的电量指在省（市）购买调峰辅助服务的每个时段内，该发电企业、电化学储能电站的发电利用率大于在该省（市）消纳的所有发电企业的平均发电利用率部分的电量。

1.发电利用率=该时段发电企业、电化学储能电站的实际发电出力/该时段发电企业的最大可调出力（电储能电站最大放电功率）。

2.平均发电利用率=该时段的在该省（市）消纳的所有发电企业的实际发电出力之和/该时段的在该省（市）消纳的所有发电企业的最大可调出力之和。

3.因电网安全约束等原因造成发电企业、电化学储能电站无法减出力而多发的电量应从发电企业、电化学储能电站的发电利用率大于所有发电企业的平均发电利用率部分的电量中予以扣除。

（四）在计算发电企业、电化学储能电站分摊费用时，发电企业、电化学储能电站在该省（市）的上网电价或落地电价计算口径如下。

1.发电企业、电化学储能电站在该省（市）的上网电价或落地电价为含税，含脱硫、脱销、除尘，不含可再生能源补贴电价。超低排放电价单独结算的，则不在计算范围；不单独结算的，则在计算范围。

2.发电企业、电化学储能电站在该省（市）的上网电价或落地电价为其在省（市）购买调峰辅助服务时段内所有合同（包括优先发电合同和市场化交易合同等）的加权平均电价。省（市）购买调峰辅助服务时段内合同不能准确分出的，按照当月该发电企业、电化学储能电站所有合同加权平均电价计算（电化学储能电站对应放电合同加权平均电价）。

3.若发电企业在省（市）无批复上网电价，按省（市）燃煤发电基准价作为其在省（市）的上网电价计算分摊费用。

4.若发电企业、电化学储能电站在该省（市）的上网电价或落地电价小于等于华东电力调峰辅助服务市场出清电价，则不需分摊费用。

（五）省（市）外来电中若存在打捆送入省（市）的情况，在结算分摊费用时，按相应打捆方式计算分摊和结算费用。

（六）根据华东电力调峰辅助服务市场分96点报价出清的机制，省（市）在华东电力调峰辅助服务市场中购买调峰辅助服务的费用按照每15分钟一个时段分摊，每个交易日的分摊计算在实际交易日结束后进行。

（七）实际交易日结束后，购买调峰辅助服务的省（市）调度机构根据国调中心、华东网调提供的在该省（市）消纳的省（市）外发电企业的交易日的实际落地电力曲线和最大可调出力曲线（如无法明确，取当日落地最大电力），结合省（市）内发电企业的交易日的实际发电出力曲线和最大可调出力曲线等，计算在该省（市）购买调峰辅助服务的时段内，每个在该省（市）消纳的发电企业应分摊的费用。

第七章市场监管与干预

第三十二条华东能源监管局对调峰辅助服务市场实施监管，可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查，对市场主体和市场运营机构违反有关规定的依法依规进行处理。

第三十三条发生以下情况时，华东能源监管局可对市场进行干预，也可授权华东网调进行临时干预：

（一）市场主体滥用市场力、串谋及其它违规情况导致市场秩序受到严重扰乱。

（二）华东电网辅助服务市场平台发生故障，导致市场交易无法正常进行。

（三）因恶劣天气、节假日及其它不可抗力等原因造成负荷突变、电网运行方式发生重大变化，导致市场交易无法正常进行。

第三十四条当全网负备用不足时，华东网调按事故应急模式进行停机和负备用支援。当全网负备用足够但买方无法买到足够负备用时，华东网调和省（市）调度机构对具有调峰能力的卖方机组按剩余可售容量的比例进行直接调用。

第三十五条市场干预的主要手段包括但不限于：

（一）调整有偿调峰基准。

（二）调整市场限价。

（三）调整市场准入和退出。

（四）暂停市场交易，待处理和解决问题后重新启动。

第三十六条为保证市场健康发展，防止市场成员恶性竞争，保障电网安全稳定运行和发电企业利益，初期对卖方发电企业报价设立限价。

（一）卖方机组发电负荷率在50%及以上时，报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的55%；卖方机组发电负荷率在50%以下时，报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的45%。

（二）当全网负备用足够但买方无法买到足够负备用，华东网调和省（市）调度机构对具有调峰能力的卖方机组按剩余可售容量的比例进行直接调用，结算价格按华东四省一市最低燃煤发电基准价的75%执行。

第三十七条因调峰辅助服务交易、调用、统计及结算等情况存在争议的，提出争议方应在争议发生半年内向华东能源监管局提出书面申请。华东能源监管局依据电力争议调解办法进行处理。

第八章执行与考核

第三十八条各发电企业、电化学储能电站应做好调峰辅助服务市场中标机组、电站的运行和维护工作，执行市场出清结果。

第三十九条当中标机组、电站执行出清结果出现偏差时，由所在省（市）调度机构优先安排调度管辖范围内其它机组承担偏差部分。

第四十条调峰辅助服务市场中标机组未能执行出清结果，省（市）调度机构负责按照《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》进行考核。

第九章信息发布

第四十一条调峰市场信息分为日信息以及月度信息，内容包括调峰需求、供应、市场出清、结算等。

第四十二条调峰需求信息：日前经过电力电量平衡后，调峰资源不足的省（市）调度机构向市场平台申报日前调峰购买需求，申报内容为日前96点调峰需求，市场平台发布该调峰需求信息。

第四十三条调峰供应信息：日前经过电力电量平衡后，调峰资源富余的省（市）调度机构核定调度管辖范围内市场成员机组日前96点可售容量，市场平台发布该调峰供应信息。

第四十四条调峰市场出清信息：市场出清后，市场平台发布日前调峰辅助服务市场出清结果信息，包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清价格等信息。

第四十五条调峰市场结算信息：结算信息内容应体现所有市场成员的调峰服务提供、需求和执行情况，包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清电价、输电价格等信息。

第四十六条华东网调应在每月第2个工作日12:00前发布上月调峰市场月度信息。各市场主体如对月度信息有异议，应于第7个工作日17:00点前向华东网调提出核对要求，逾期不予核对。华东网调于第10个工作日发布确认后的统计结果。

第十章附则

第四十七条本规则由华东能源监管局负责解释。

第四十八条华东能源监管局根据市场实际运行和电力体制改革建设情况，组织对相关标准和条款进行修改。

第四十九条本规则自发布日起实施。《国家能源局华东监管局关于印发华东电力调峰辅助服务市场试点方案和华东电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）的通知》（华东监能市场〔2018〕102号）以及之前印发的与华东电力调峰辅助服务市场相关文件相应废止。

END

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