湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022版）(征求意见稿)出台

11月18日，国家能源局湖南监管办公室公开征求《湖南省电力辅助服务市场交易规则（2022版）(征求意见稿)》意见的公告，文件指出，服务买方是指湖南电网范围内电力调度机构管辖且装机容量大于10兆瓦及以上的火电、水电、风电、光伏等并网发电主体及市场化电力用户。

应逐步扩大服务买方范围，推动省内所有发电侧并网主体、省外输入电能主体、非市场化电力用户等公平承担电力辅助服务义务和责任。

火电（水电）发电机组进入商业运营时纳入，风电、光伏等自并网发电之日起纳入。

原文如下：

湖南省电力辅助服务市场交易规则(2022版)

（征求意见稿）

第一章 总 则

第一条【依据】为推动湖南电力市场建设，规范电力辅助服务市场交易，保障湖南电网安全、稳定、优质、经济运行,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）《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61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）和《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号）等有关文件，遵循“谁受益、谁承担”“公开、公平、公正”的原则，制定本规则。

第二条【电力辅助服务定义】电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务。

第三条【交易品种】本规则交易品种包括深度调峰交易、启停调峰交易、旋转备用交易和紧急短时调峰交易。已纳入本规则的，在《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》（以下简称“两个细则”）中不再重复考核、补偿；未纳入本规则的，仍执行“两个细则”相关规定。

第四条【市场监管】国家能源局湖南监管办公室（以下简称“湖南能源监管办”）会同湖南省发展和改革委员会（以下简称“省发展改革委”）、湖南省能源局（以下简称“省能源局”）依法对湖南电力辅助服务市场实施监管。

第二章 市场成员

第五条【市场成员】市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构。

第六条【市场主体】市场主体分为电力辅助服务卖方（以下简称“服务卖方”）与电力辅助服务买方（以下简称“服务买方”）。

第七条【运营机构】市场运营机构是指国网湖南省电力有限公司电力调度控制中心（以下简称“调控中心”）和湖南电力交易中心有限公司（以下简称“交易中心”）。

第八条【服务卖方】服务卖方包括火电、抽水蓄能、独立储能及负荷侧市场主体等。

负荷侧市场主体包括参与电力辅助服务市场交易的传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。

第九条【准入条件】独立储能、负荷侧市场主体准入条件：

（一）具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体，或是经法人单位授权的非独立法人主体。

（二）符合国家及行业相关安全、环保及技术标准。

（三）独立储能应当与调控中心签订并网调度协议，符合并网标准，并经并网验收合格。

（四）独立储能并网容量应不小于5兆瓦/10兆瓦时。

（五）负荷侧市场主体应当具备上报充用电计划、接受和分解调度指令、电力（电量）计量、清分结算等能力，保证交易正常开展、收益合规传导。

（六）负荷侧市场主体中直接参与用户可调节容量不小于1兆瓦，连续响应时间不低于1小时；聚合商可调节容量不小于10兆瓦，连续响应时间不低于1小时。

第十条【服务买方】服务买方是指湖南电网范围内电力调度机构管辖且装机容量大于10兆瓦及以上的火电、水电、风电、光伏等并网发电主体及市场化电力用户。

应逐步扩大服务买方范围，推动省内所有发电侧并网主体、省外输入电能主体、非市场化电力用户等公平承担电力辅助服务义务和责任。

火电（水电）发电机组进入商业运营时纳入，风电、光伏等自并网发电之日起纳入。

第十一条【发电侧市场主体的权利和义务】发电企业、抽水蓄能电站、省外输入电能主体、储能电站、调相机站等市场主体的权利和义务：

（一）负责按规定提供辅助服务能力相关的基础技术参数，如有必要，还需提供有相应资质机构出具的辅助服务能力测试报告；

（二）负责所辖电力设备的运行维护，确保其设备具有按电网调度指令提供符合相关标准的辅助服务能力；

（三）按规则参与辅助服务市场交易，按电网调度指令提供辅助服务；

（四）获得服务收益和参与辅助服务费用分摊；

（五）按规定及时、完整、准确报送和披露有关信息，获取辅助服务市场交易相关信息；

（六）法律、法规赋予的其他权利和义务。

第十二条【负荷侧市场主体的权利和义务】负荷侧市场主体的权利和义务：

（一）遵循自愿参与市场提供服务，自行承担市场风险的原则。

（二）遵守市场规则，维护市场秩序，接受能源监管机构、政府有关管理部门的监督，服从调控中心管理。

（三）获取市场交易必备信息，进行交易申报，聚合商应审核并汇总所代理的自然人、法人单位相关信息后进行交易申报。

（四）执行市场出清结果，聚合商分解下达市场出清结果或调度指令至其聚合的自然人、法人单位，并组织执行。

（五）做好相关设备运行维护和生产管理，防范安全生产风险。

（六）获取服务收益，以聚合方式参与市场的，聚合商按照事先协议与其代理的负荷侧市场主体公平合理分配市场收益。

（七）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。

第十三条【电网企业的权利和义务】电网企业的权利和义务：

（一）负责保障电网及输配电设施的安全稳定运行；

（二）负责提供公平、无歧视的输配电和电网接入服务以及电能计量、抄表等各类相关服务；

（三）负责负荷侧市场主体参与电力辅助服务交易的协议签订、咨询服务、信息发布、市场邀约、基线负荷计算、分析评价、风险防范等工作；

（四）负责按规则进行辅助服务市场交易的财务结算；

（五）按规定及时、完整、准确报送和披露有关信息，获取辅助服务市场交易相关信息；

（六）法律、法规赋予的其他权利和义务。

第十四条【调控中心的权利和义务】调控中心的权利和义务：

（一）负责湖南电网电力电量平衡和安全校核，保障电网安全稳定运行；

（二）运营湖南电力辅助服务市场，组织开展交易，执行交易结果；向交易中心提供交易执行结果等结算信息；

（三）负责建设、运行、维护辅助服务市场技术支持系统（以下简称“辅助服务市场交易平台”），确保辅助服务市场交易平台稳定运行、功能完备、结果准确；

（四）组织跨区跨省辅助服务市场交易；

（五）及时、完整、准确报送和披露有关信息；

（六）负责监测和分析市场运营情况，防控市场风险；

（七）报告市场主体违反规则、扰乱秩序等行为，配合湖南能源监管办和政府有关部门调查处理；

（八）配合湖南能源监管办对市场规则进行分析评估，提出修改建议；

（九）法律、法规赋予的其他权利和义务

第十五条【交易中心的权利和义务】交易中心的权利和义务：

（一）负责市场主体的注册管理；

（二）负责为市场主体提供交易结算依据及相关服务；

（三）及时、完整、准确报送和披露有关信息；

（四）法律、法规赋予的其他权利和义务。

第三章 深度调峰

第一节 定义及其启动条件

第十六条【深度调峰交易定义】深度调峰交易是指在系统负备用不足或者可再生能源消纳困难的情况下，以火电机组降低出力至有偿调峰基准值以下的服务、抽水蓄能机组的抽水服务、储能电站的充电服务和负荷侧市场主体增加用电负荷至基线负荷之上的服务等为交易标的，提高系统负备用水平或者可再生能源消纳能力的交易。

水电、生物质、综合利用机组以及在供热期的热电联产机组按实际能力提供基本调峰。火电机组有偿调峰基准值为火电机组核准容量的50%，详见附件1《湖南电网统调火电机组核准容量》。基线负荷计算方法详见附件2《负荷侧市场主体用户基线负荷计算标准》。

第十七条【深度调峰交易主体】深度调峰交易主体：

（一）卖方为符合准入条件的统调燃煤机组（单机容量300兆瓦及以上）、抽水蓄能电站、储能电站和负荷侧市场主体。

（二）买方为交易周期内产生上网电量的省内发电侧并网主体、市场化电力用户及通过湖南电网转送跨区跨省电量的省外市场主体。

第十八条【启动条件】启动深度调峰交易应满足以下条件之一：

（一）系统负备用不足；

（二）可再生能源无法实现全额保障性消纳，可能导致弃电或向省外售电，或购买华中电网其他省负备用辅助服务。

第十九条【与省间衔接】省内调峰资源优先满足省内电网调峰需要，富余能力可参与跨省调峰辅助服务交易。

第二节 申报与出清

第二十条【交易方式】深度调峰交易方式为“日前报价，按需调用，按序调用”。

深度调峰交易以15分钟为一个交易时段，每日第一个时段为0:00-0:15，最后一个时段为23:45-24:00，全天共计96个交易时段。

第二十一条【信息申报】服务卖方在日前通过辅助服务市场交易平台提交申报信息，可连续申报多日信息，以交易申报截止前最后一次有效申报作为最终申报。

（一）火电机组按减发电量报价。以火电机组有偿调峰基准值为基点，设置6个报价区间，申报减发电量补偿价格。随调峰深度增加按照非递减原则报价，同时应申报最小可调出力。

如被按序调用，中标价格为该交易时段调度指令下达的该机组负荷率所对应的报价。如该机组出力高于调度指令值，中标价格为该交易时段的该机组实际负荷率所对应的报价。

（二）抽水蓄能电站按抽水电量报价。申报抽水电量补偿价格、最大连续抽水时间等。

1.如被按序调用，中标价格为该交易时段抽水蓄能机组的报价。

2.如被优先调用，中标价格为该交易时段被调用的各类市场主体的最低报价。

3.没有调用其它类别市场主体时，该抽水蓄能机组的报价为中标价格。

4.如未报价，其申报价格视为0。

（三）储能电站按充电电量报价。申报次日低谷、腰荷时段可提供调峰辅助服务的能力，调节速率，最大可连续充电时间，调峰辅助服务价格等。

1.如被按序调用，储能电站根据日前市场出清结果确定储能电站的充电计划，按照日内调峰需求实时调整储能电站充电功率，中标价格为其报价。

2.如被优先调用，储能电站按日前计划充电，其申报价格参与整个市场排序。深度调峰交易时段，若其申报价格低于市场实际调用最高价，中标价格为其申报价格；若其申报价格高于市场实际调用最高价，中标价格为同时段市场最低价；若深度调峰交易实际未开启，中标价格为0。

3.如未报价，其申报价格视为0。

储能参与深度调峰交易分为按序调用及优先调用两种模式，储能电站可自行选择参与模式，参与模式的变更应经调控中心批准。

（四）负荷侧市场主体按增用电量报价。负荷侧市场主体仅限参与日前市场交易，交易时段为次日低谷时段、腰荷时段。

负荷侧市场主体应申报低谷时段、腰荷时段可提供调峰辅助服务的能力、时间范围和价格等。

负荷侧市场主体深度调峰电量根据用户基线负荷计算。

第二十二条【报价限价】深度调峰交易报价实行限价管理。调整报价限额，应经湖南能源监管办、省发展改革委、省能源局同意。报价限额详见附件3《火电、抽水蓄能、储能电站、负荷侧市场主体深度调峰报价限额》。

第二十三条【报价排序和调用排序】火电机组、抽水蓄能、储能的报价排序和调用排序原则：

（一）报价排序。按照卖方报价从低到高排序；当火电机组、抽水蓄能机组与储能电站等不同类别卖方报价相同时，或同类别卖方报价相同时，按照申报时间先后排序。

（二）调用排序。经调控中心安全校核后，形成调用排序。调控中心根据电网深度调峰需求按序调用。深度调峰需求减少时，按反序减少或停止调用。

（三）如抽水蓄能机组按调用排序中标，但电网调峰需求容量低于单台机组抽水额定功率，该机组不参与排序。

（四）抽水蓄能机组连续抽水时间达到其申报的最大连续抽水时间，视为深度调峰能力用尽，退出该交易时段的交易，待其抽水能力恢复后再参与交易。储能电站充电能力用尽，退出该交易时段的交易，待其充电能力恢复后再参与交易。

（五）确因电网运行需要，调控中心可根据负荷预测、调峰需求、电网安全稳定运行要求及抽水蓄能机组抽水能力、储能电站充放电能力等情况，调整抽水蓄能机组和储能电站调用时间，但应做好相关记录，说明调整原因。

第二十四条【负荷侧市场主体出清】在满足电网安全和电力平衡约束的条件下，负荷侧市场主体单独按照集中竞价、统一边际电价出清机制进行市场出清，遵循价格优先、时间优先的原则。

（一）将每个时段负荷侧市场主体申报的价格从低到高排序，直至满足该时段的负荷侧市场主体调峰需求，形成边际出清价格及中标电力，成交价格为最后中标的负荷侧市场主体申报价格。

（二）申报价格等于边际出清价格时，按照申报时间先后顺序确定中标主体。

第三节 交易组织与执行

第二十五条【交易组织】交易组织。

每日09:00前，卖方通过辅助服务市场交易平台申报次日深度调峰交易价格及相关信息。

每日19:00前，调控中心根据负荷预测、调峰需求和电网安全稳定运行要求等情况，公布次日调用排序，编制并发布次日发电调度计划（或市场出清结果）。

节假日前，调控中心可集中组织多日深度调峰交易，发布相应的调用排序，节假日期间按需调用。

第二十六条【偏差处理】偏差处理。

（一）如预测调峰需求出现较大偏差，调控中心可根据电网实际情况，及时予以修正调整。

（二）日内运行中，调控中心可根据超短期负荷预测和电网安全稳定运行要求等情况，结合调用排序日前计划，及时予以修正调整。

（三）发生交易偏差修正调整，调控中心应做好记录，说明调整原因备查。

第二十七条【有偿强制调用】调控中心在所有申报设备容量均已调用，仍不能满足电网调峰需求的情况下，可根据调峰需要、电网安全稳定运行要求，强制调用未申报服务卖方的深度调峰能力，并做好记录，说明强制调用原因备查。

被强制调用服务卖方按该交易时段内同类型（同档区间）最低报价结算。如同类型（同档区间）无报价，按市场最低价格结算。

第二十八条【无偿强制调用】如无服务卖方申报，调控中心可根据调峰需要、电网安全稳定运行要求，无偿强制调用具备深度调峰能力的各类调节资源，并做好记录，说明强制调用原因。

第二十九条【储能强制调用】储能优先用于保障电网安全稳定运行、电力供应和清洁能源消纳，在确有必要时，调度中心可按需对储能电站市场出清结果或充放电计划进行调整，并提前告知相关储能主体，并做好记录，说明强制调用原因备查。

第三十条【负荷侧市场主体日内执行】调控中心遵循“按需调用、安全经济”的原则，合理确定负荷侧市场主体提供辅助服务的需求量，初期负荷侧市场主体出清结果在日内优先执行。

第四节 服务费及其分摊

第三十一条【信息发布】深度调峰服务费按交易时段计算和分摊。

每日10:00前，调控中心公布前日深度调峰调用情况、各交易时段服务费和分摊费明细。

如有异议，市场主体应于当日18:00前提出，调控中心应于次日18:00前予以处理并答复，节假日顺延。

第三十二条【深度调峰服务费】深度调峰服务费为调用主体深度调峰电量与中标价格乘积的总额。为有效调控深度调峰服务总费用，设置深度调峰调节系数K，取值范围0-2。

深度调峰服务费总额=火电机组深度调峰服务费+抽水蓄能机组深度调峰服务费+储能电站深度调峰服务费+负荷侧市场主体深度调峰服务费：

（一）火电机组深度调峰服务费＝K∑（交易时段机组深度调峰电量×中标价格）

其中，火电机组深度调峰电量为火电机组按调度指令深度调峰的减发电量。

（二）抽水蓄能机组深度调峰服务费＝K∑（交易时段机组深度调峰电量×中标价格）

其中，抽水蓄能机组深度调峰电量为抽水蓄能机组按调度指令抽水时实际发生的抽水电量。

调用抽水蓄能机组时，如存在火电机组出力高于有偿调峰基准值的情况（受电网安全约束影响或因自身原因，无法调至有偿调峰基准值及以下的机组除外），抽水蓄能机组深度调峰电量应剔除火电机组有偿调峰基准值以上的发电量。

（三）储能电站深度调峰服务费＝K∑（交易时段储能电站深度调峰电量×中标价格）

其中，储能电站深度调峰电量为储能电站按调度指令充电的充电电量。

（四）负荷侧市场主体深度调峰服务费=∑（交易时段负荷侧市场主体深度调峰电量×边际出清价格）

其中，负荷侧市场主体深度调峰电量为负荷侧市场主体按调度指令在基线负荷之上增加用电量与其市场出清电量之间的较小值。

K取值见附件4《辅助服务市场系数表》。

第三十三条【深度调峰服务费分摊】深度调峰服务费中，负荷侧市场主体服务费由市场化电力用户分摊，其余费用由深度调峰交易时段有上网电量的服务买方按其上网电量占比予以分摊。

某市场主体深度调峰服务费分摊费=（深度调峰服务费总额-负荷侧市场主体服务费）×∑（该交易时段内该服务买方上网电量×Ki）/∑（该交易时段内各服务买方上网电量×Ki）

第三十四条【分摊调节系数】考虑不同类别深度调峰服务买方在深度调峰服务中的受益差异，设置分摊调节系数Ki。

（一）祁韶直流转送外省分摊调节系数为K1。K1为祁韶直流运行和停运时，分别满足电网安全稳定运行要求的火电机组最少开机台数的比值（保留两位小数）。

（二）不完全季调节及以上水电厂分摊调节系数为K2。

（三）风电分摊调节系数为K3。

（四）光伏分摊调节系数为K4。

（五）中小火电（除垃圾电厂）分摊调节系数为K5。

（六）其它市场主体分摊调节系数为K6。

服务买方在单个深度调峰交易时段内度电分摊费用不超过其批复上网电价（或燃煤发电基准价）。

Ki取值见附件4《辅助服务市场系数表》。

第三十五条【与中长期衔接】参与深度调峰交易的卖方机组，同时执行中长期交易月度上下调偏差考核，不视为自身原因超发或少发。

第三十六条【无效服务】卖方机组因开机、停机或非停等自身原因，导致出力降至有偿调峰基准值以下的，不视为提供深度调峰服务。

第三十七条【减免分摊】可免于分摊的情形如下：

（一）因电网安全稳定运行需要投入AGC跟踪联络线功 率的机组或调频机组的上网电量；

（二）售外省的上网电量；

（三）抽水蓄能电站、储能电站的上网电量；

（四）火电机组因电网安全约束等导致其负荷率超过在运火电机组平均负荷率对应的上网电量；

（五）水电厂如有水库最小生态下泄流量要求，分摊深度调峰服务费的电量应剔除相应交易时段其装机容量10%的发电量对应的上网电量；

（六）其它应免于分摊的情形。

第四章 启停调峰交易

第一节 定义及其启动条件

第三十八条【启停调峰交易定义】启停调峰交易是指服务卖方中火电机组根据电网调峰需要，在72小时内完成一次停机解列和启动并网的运行状态转换为标的的交易。

在满足湖南电网安全稳定运行要求的前提下，启停调峰中标电厂在规定时间内启动并网于同一电压等级、相同容量等级的其他机组，且停运机组保持正常备用状态，可视为一次启停调峰交易。

第三十九条【启停调峰交易主体】启停调峰交易主体：

（一）卖方为符合准入条件的单机容量20兆瓦及以上统调火电机组（含燃煤、燃气及生物质机组）。

（二）买方为交易周期内产生上网电量的省内发电侧并网主体、通过湖南电网转送跨区跨省电量的省外市场主体。

第四十条【启停调峰交易启动条件】调控中心预计系统负备用不足且深度调峰交易无法满足电网调峰需求时，可启动启停调峰交易。

第二节 申报与出清

第四十一条【交易方式】启停调峰交易方式为“日前报价，按需调用，按序调用”。

第四十二条【信息申报及中标价格】卖方应在日前通过辅助服务市场交易平台提交申报信息。

卖方按照火电机组核准容量等级申报启停调峰价格，同时应申报停机解列至启动并网最小时间间隔、从接到调度指令至机组停机解列的最小时间间隔、从接到调度指令至机组并网的最小时间间隔等。

如被按需调用，中标价格为其报价。

第四十三条【价格限价】启停调峰交易报价实行限价管理。调整报价限额，应当经湖南能源监管办、省发展改革委、省能源局同意。报价限额详见附件5《燃煤火电（生物质）机组启停调峰报价限额》《燃气机组启停调峰报价限额》。

第四十四条【调峰需求】调控中心根据负荷预测、开机方式、可再生能源消纳等实际情况，确定所需火电机组启停调峰容量和最小时间 间隔要求。

第四十五条【排序原则】满足启停调峰容量和最小时间间隔要求的机组，按报价从低到高排序；报价相同时，按申报时间先后排序。

经调控中心安全校核后，形成调用排序，并按调峰总服务费最低原则按需调用。