储能、负荷侧等市场主体参与陕西电网调峰、顶峰辅助服务市场实施细则（试行）

为推动储能、负荷侧等市场主体有序参与陕西电力辅助服务市场，进一步促进电力保供和新能源消纳，在《陕西电力辅助服务市场运营规则（试行）》（西北监能市场〔2019〕82号）的基础上，制定以下实施细则。

第一章 总则

（一）原第一条“为规范调峰辅助服务管理”修订为“为规范调峰、顶峰辅助服务管理”。

（二）原第二条“本规则适用于陕西省级及以上调度机构调管的并网发电机组，电力用户及独立辅助服务提供商条件成熟后可参与市场”修订为“本规则适用于陕西省级及以上调度机构调管的并网发电机组、经市场准入的储能设施、可调节用户。电动汽车平台、虚拟电厂平台等独立辅助服务提供商条件成熟后可参与市场”。

（三）原第四条“本规则中的辅助服务主要包括有偿调峰交易、调停备用交易，条件成熟后开展可调节负荷交易和电储能交易等品种”修订为“本规则中的辅助服务主要包括深度调峰交易、应急启停交易、自备电厂交易、可调节用户交易和储能交易”。

第二章 市场成员

第十条市场主体内容修订如下：

电力辅助服务市场的市场主体为陕西省级及以上调度机构调管的并网发电厂（包括火电、风电、光伏等），以及经市场准入的储能设施、可调节用户。新建并网机组通过整套启动试运行后纳入辅助服务市场范围。可调节用户要求为已参与中长期电能量交易的市场主体，相关中长期电能量交易结算、偏差考核等要求按现有陕西电力市场规则体系执行。

第三章 辅助服务品种

（一）第三章章节名称由“调峰辅助服务”修订为“辅助服务品种”。

（二）第三章中有关“调峰辅助服务”、“调峰服务”描述均统一修订为“辅助服务”。

（三）原第十二条辅助服务定义内容修订如下：

本规则所指辅助服务是指并网发电机组、可调节用户或储能设施，按照电网调峰、顶峰需求，平滑、稳定调整机组出力、改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。

（四）原第十三条“有偿调峰服务在陕西电力辅助服务市场中交易，暂包含深度调峰交易、调停备用交易，条件成熟后开展可调节负荷交易和电储能交易”修订为“有偿辅助服务在陕西电力辅助服务市场中交易，包含深度调峰交易、应急启停交易、自备电厂交易、可调节用户交易和储能交易”。

（五）原第十六条“调峰辅助服务在调度机构调用后方产生费用和补偿，机组自身原因需带低负荷运行及机组启停期间负荷率较低等情况均不计入调峰辅助服务”修订为“辅助服务在调度机构调用后方产生费用和补偿，机组自身原因需带低负荷运行、机组启停期间负荷率较低及储能设施自行充放电等情况均不予以辅助服务补偿”。

第四章 深度调峰交易

（一）原第二十五条“阶梯式”报价内容修订如下：

深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业分四档浮动报价，具体分档及报价上、下限见下表：

（二）原第三十条、第三十一条、第三十二条不再执行。

第五章 调停备用交易

（一）第五章章节名称由“调停备用交易”修订为“应急启停交易”。

（二）原第三十四条、第三十五条、第三十六条、第三十七条不再执行。

（三）原第三十八条关于应急启停认定时长限制“不超过72小时”修订为“不超过168小时”。

（四）该章新增条款如下：

火电机组在停机提供应急启停辅助服务期间，不得擅自开展检修工作，否则取消应急启停所应得补偿资金，并纳入两个细则考核。

增加章节 自备电厂交易

该章具体条款如下：

（一）为充分调动自备电厂参与电网调峰、顶峰的积极性和主动性，对于符合国家产业政策，达到能效、环保标准，公平承担与产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费，满足市场准入条件的自备电厂，将其纳入陕西电力辅助服务市场统一管理。

（二）自备电厂交易包括调峰交易和顶峰交易。自备电厂调峰交易指自备电厂在纯下网模式下，通过主动减少机组发电出力（低于自备电厂调峰基准）缓解新能源消纳压力，获取价格补偿的交易。自备电厂顶峰交易指自备电厂在纯上网模式下，通过主动增加机组发电出力（高于自备电厂自供负荷）缓解电力供应压力，获取价格补偿的交易。

（三）自备电厂的调峰基准取开机容量的平均发电出力（0.7×开机容量）和自供负荷的较小值。

（四）自备电厂依据调度机构指令提供调峰或顶峰服务，机组性能指标需满足西北区域“两个细则”相关要求，调度机构依照“两个细则”进行考核管理。自备电厂未参与辅助服务交易期间，按照“以用定发、自发自用”原则运行。

（五）市场初期，自备电厂调峰交易基于其实际调峰电量，按照固定下网补偿价格及深度调峰补偿价格进行结算。其中，自备电厂实际调峰电量指其机组出力低于调峰基准部分形成的未发下网电量，固定下网补偿价格暂定为300元/MWh；对于自备电厂机组出力低于50%负荷率部分形成的未发深调电量，依据深度调峰对应各档位的市场出清价格予以额外补偿。

（六）市场初期，自备电厂顶峰交易基于其实际顶峰电量，按照固定上网补偿价格进行结算。其中，自备电厂实际顶峰电量指其机组出力高于自供负荷部分形成的增发上网电量，固定上网补偿价格暂定为100元/MWh。

（七）自备电厂调峰服务补偿费用由省内负荷率大于有偿调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊，具体分摊方式与第四章深度调峰补偿费用分摊方式一致。

（八）自备电厂顶峰服务补偿费用由通过市场机制形成用电价格的市场化用户按照当月实际用电量比例共同分摊，计算方式如下：

市场化用户分摊金额=市场化用户月度用电量/参与分摊的所有市场化用户月度总用电量×自备电厂顶峰补偿总费用

增加章节 可调节用户交易

该章具体条款如下：

（一）可调节用户交易包括调峰交易和顶峰交易。可调节用户调峰交易指其在弃风弃光等调峰困难时段，通过增加自身用电负荷（高于该可调节用户基线负荷）释放新能源消纳空间，获取价格补偿的交易。可调节用户顶峰交易指其在负荷高峰等电力供需紧张时段，通过降低自身用电负荷（低于该可调节用户基线负荷）缓解电力供应压力，获取价格补偿的交易。

（二）参与辅助服务交易的可调节用户应为接入10千伏及以上电压等级，独立立户、单独计量，具备法人资格（能提供自身社会信用统一代码）、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体，所属产业应符合国家和地方产业政策及节能环保要求，两年内无窃电、违约用电行为。

（三）可调节用户可采取独立方式或经负荷聚合商代理方式参与调峰、顶峰交易。独立用户、负荷聚合商应具备与调度控制系统、新型电力负荷管理系统数据交互，且能够响应电网调节需求的可调节负荷，根据系统运行需要和自身情况响应调节指令，调节自身用电负荷曲线，提供电力辅助服务。独立用户最小调节能力应不低于1MW，单日累计持续响应时间不低于1小时；负荷聚合商总调节能力应不低于5MW，单日累计持续响应时间不低于1小时。

（四）可调节用户基线负荷的计算按照《电力用户需求响应节约电力测量与验证技术要求》（GB/T 37016-2018）执行，其中第5.1.2典型日确定中，暂定N取5。即可调节用户基线负荷计算的典型日按如下规则选取：

• 若辅助服务交易发生在工作日，则基于辅助服务交易日向前选取未提供辅助服务或未执行需求响应等负荷管理措施的5个工作日，从上述5天中再剔除可调节用户日最大负荷最大、最小的两天，剩余3天组成基线参考日集合。
• 若辅助服务交易发生在非工作日，则基于辅助服务交易日向前选取未提供辅助服务或未执行需求响应等负荷管理措施的3个非工作日组成基线参考日集合。

（五）可调节用户提供调峰辅助服务时，需保证调峰响应时段内（每15分钟为一个时段）用电负荷不低于对应时段的基线负荷，且该时段内调峰电量不低于出清电量的70%，否则该时段视为无效响应时段。

（六）可调节用户提供顶峰辅助服务时，需保证顶峰响应时段内（每15分钟为一个时段）用电负荷不高于对应时段的基线负荷，且该时段内顶峰电量不低于出清电量的50%，否则该时段视为无效响应时段。

（七）市场初期，可调节用户调峰交易基于其实际调峰电量，按照固定调峰补偿价格进行结算。其中，可调节用户实际调峰电量指其用电负荷高于基线负荷部分形成的积分电量，固定调峰补偿价格暂定为550元/MWh。

（八）市场初期，可调节用户顶峰交易基于其实际顶峰电量，按照固定顶峰补偿价格进行结算。其中，可调节用户实际顶峰电量指其用电负荷低于基线负荷部分形成的积分电量，固定顶峰补偿价格暂定为1500元/MWh。

（九）待市场成熟后，可调节用户调峰、顶峰交易变更为以上述固定补偿价格为报价上限，由可调节用户自主报价与其他市场主体竞价出清。电动汽车平台、虚拟电厂平台、综合能源集成平台等可参照可调节用户参与调峰、顶峰市场。

（十）负荷聚合商应在陕西省电力负荷管理中心完成聚合能力认证，并参照陕西电力市场售电公司注册要求在陕西电力交易平台完成注册。鼓励售电公司注册负荷聚合商，优先代理其零售用户参与电网调峰、顶峰辅助服务交易。

（十一）负荷聚合商代理用户参与辅助服务交易时，应明确与其代理用户间的补偿资金分配及结算方式。负荷聚合商代理其他售电公司签约用户参与辅助服务交易时，应与其他售电公司协商签署知情同意书并报市场运营机构备案。

（十二）可调节用户调峰服务补偿费用由省内负荷率大于有偿调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊，具体分摊方式与第四章深度调峰补偿费用分摊方式一致。

（十三）可调节用户顶峰服务补偿费用由通过市场机制形成用电价格的市场化用户按照当月实际用电量比例共同分摊，计算方式如下：

市场化用户分摊金额=市场化用户月度用电量/参与分摊的所有市场化用户月度总用电量×可调节用户顶峰补偿总费用

增加章节 储能交易

该章具体条款如下：

（一）具有独立计量关口或直接接入电网侧的储能设施，可作为独立主体参与电网调峰、顶峰交易，包含电化学储能、抽水蓄能、压缩空气储能等储能类型。参与电网调峰、顶峰交易的储能设施的充放电规模应不小于10MW/20MWh，并具备自动发电控制功能，调节性能需满足相关要求并接入调度机构，实现充、放电等信息的实时监控。

（二）储能交易包括调峰交易和顶峰交易。储能调峰交易指其储能设施在弃风弃光等调峰困难时段，通过吸收富余电能释放新能源消纳空间，获取价格补偿的交易。储能顶峰交易指储能设施在负荷高峰等电力供需紧张时段，通过释放存储电能缓解电力供应压力，获取价格补偿的交易。

（三）储能交易采用集中竞价模式进行交易组织，储能调峰交易的报价区间为0-550元/MWh，顶峰交易的报价区间为0-1500元/MWh，报价最小单位为1元/MWh。

（四）电力调度机构依据市场需求进行调峰、顶峰交易组织，出清确定储能设施的充电、放电曲线。当储能调峰交易和顶峰交易调用时段发生冲突时，优先组织顶峰交易保障电力安全供应。

（五）中标调峰交易、顶峰交易的储能设施，其调峰电量、顶峰电量所对应的后置放电、前置充电过程由调度机构根据电网实际运行情况统筹安排。

（六）同时中标调峰、顶峰交易的储能设施，选取补偿费用较高的交易类型作为实际中标结果，同一日内单个储能主体只可获取顶峰或调峰其中一种辅助服务补偿。

（七）储能调峰交易按照调度机构实际调用时段内储能设施充电曲线所形成的积分电量及对应市场出清价格进行结算；储能顶峰交易按照调度机构实际调用时段内储能设施放电曲线所形成的积分电量及对应市场出清价格进行结算。

（八）储能设施充放电损耗电量纳入国网陕西电力售电量口径统计，损耗电量所应承担费用按照政府有关电价文件执行。

（九）储能调峰服务补偿费用由省内负荷率大于有偿调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊，具体分摊方式与第四章深度调峰补偿费用分摊方式一致。

（十）储能顶峰服务补偿费用由通过市场机制形成用电价格的市场化用户按照当月实际用电量比例共同分摊，计算方式如下：

市场化用户分摊金额=市场化用户月度用电量/参与分摊的所有市场化用户月度总用电量×储能顶峰补偿总费用

（十一）在火电企业、电力用户计量关口出口内建设的储能设施，同火电企业、电力用户作为统一整体通过相适应的深度调峰交易、可调节用户交易等形式参与辅助服务市场。用户侧储能设施应接入新型电力负荷管理系统。

第六章 市场组织与竞价

（一）原第四十五条不再执行。

（二）该章新增条款如下：

• 每日8时前，有意愿提供调峰、顶峰辅助服务的自备电厂向辅助服务平台申报次日机组有功出力可调区间。
• 每日8时前，有意愿提供调峰、顶峰辅助服务的可调节用户向辅助服务平台申报次日可调节能力及可调节时段。
• 每日8时前，有意愿提供调峰、顶峰辅助服务的储能设施向辅助服务平台申报次日可充放电时段、最大充放电电力及交易价格。
• 当陕西次日因电网备用容量不足、局部供电能力不足、或其他不确定性因素存在电力供应缺口，需要采取电力需求响应等负荷管理措施保障电力安全供应的情况时，电力调度机构不再组织该交易日可调节用户顶峰交易出清，并按照相关政策文件要求配合开展电力需求响应等负荷管理工作。

第七章 交易结果执行

（一）原第五十条内容“为保证电网安全运行，电力调度机构在特殊情况下可根据电网调峰需求采取临时增加或中止运行机组调峰资源、安排机组应急启停调峰等措施”修订为“为保证电网安全运行，电力调度机构在在特殊情况下可根据电网调峰、顶峰需求采取临时增加或中止各类调峰、顶峰灵活调节资源的措施”。

（二）原第五十二条内容“获得的考核罚金优先补充深度调峰服务基金，以弥补因火电厂或风电场、光伏电站分摊的深度调峰费用达到分摊金额上限，导致深度调峰补偿金额存在的缺额。”删除。

（三）该章新增条款如下：

• 调峰辅助服务交易中不同类型市场主体报价相同时，采用“公网火电深调第一档调峰优先于自备电厂调峰，储能调峰优先于可调节用户调峰”的调用原则。
• 可调节用户在无效响应时段内所产生的调峰（顶峰）电量不予结算，实际调峰（顶峰）电量高出出清电量1.5倍的部分不予结算。
• 电力调度机构与陕西省电力负荷管理中心负责联合开展可调节用户调峰、顶峰辅助服务交易执行效果评估。
• 自备电厂、储能设施因故障缺陷等自身原因导致实际调峰（顶峰）电量低于出清调峰（顶峰）电量的90%时，对调峰（顶峰）电量缺额部分进行考核：

考核罚金=max(0，出清调峰(顶峰)电量×90%-实际调峰(顶峰)电量)×出清(补偿)价格×1.3

• 自备电厂、储能因故障缺陷等自身原因导致实际调峰（顶峰）电量高于出清调峰（顶峰）电量110%且对电网调峰、顶峰无正向影响时，高出部分不予补偿。
• 自备电厂参与电网调峰、顶峰交易不影响其现行资金结算方式。
• 各市场主体因参加电网调峰、顶峰辅助服务交易而产生的中长期交易偏差电量及费用，由市场主体自行承担或与售电公司协商承担。其中可调节用户不经由代理其中长期交易的售电公司参与辅助服务交易时，需自主或通过代理负荷聚合商与该售电公司签署知情同意书并提前报市场运营机构备案。
• 所有参与调峰的发电企业调峰分摊金额与“两个细则”兑现金额（分摊为正、补偿为负）之和设置分摊上限，计算方式如下：

火电厂分摊上限=火电厂实际上网电量×本省燃煤机组标杆电价×10%

风电场、光伏电站分摊上限=风电场、光伏电站实际上网电量×本省燃煤机组标杆电价×20%

• 单位结算周期内，各发电企业调峰分摊金额与“两个细则”兑现金额之和大于分摊金额上限时，按分摊金额上限进行支付。对因发电企业设备故障、燃料紧缺等自身原因停运导致该结算周期内无上网电量或上网电量过低，影响其正常分摊时，基于其上一年度月均上网电量制定分摊上限。
• 因某发电企业支付费用达到上限，导致调峰分摊费用存在缺额时，缺额部分由其余未达到分摊上限的发电企业按照修正后发电量比例承担，计算方式如下：

未达到分摊上限发电企业分摊费用缺额=发电企业修正后发电量/未达到分摊上限各发电企业总修正后发电量×调峰分摊费用总缺额

• 所有参与调峰的发电企业支付费用均达到上限且调峰分摊费用仍存在缺额时，缺额部分由提供调峰辅助服务的市场主体在其获得补偿费用中消减，计算方式如下：

市场主体缺额消减费用=市场主体调峰补偿费用/调峰补偿总费用×调峰分摊费用总缺额

12）市场主体考核罚金优先补充调峰辅助服务资金池，以弥补因火电厂或风电场、光伏电站支付费用达到分摊上限，导致调峰分摊金额存在的缺额。

第八章 计量与结算

（一）原第五十三条内容“电网企业按照调度管辖范围记录所辖并网发电厂辅助服务交易、调用、计算和结算等情况”修订为“电网企业按照陕西电力辅助服务交易组织范围记录各类市场主体辅助服务交易、调用、计算和结算等情况”。

（二）原第五十四条内容“辅助服务计量的依据为：电力调度指令、系统采集的实时数据、电量数据等”修订为“辅助服务计量的依据为：电力调度指令、调度控制系统采集的实时数据、用电信息采集系统、新型电力负荷管理系统采集的用电量数据和用电负荷数据等”。

（三）原第五十六条中“调峰服务费用”修订为“辅助服务费用”。

第九章 信息发布

（一）原第五十七条中“发电企业”修订为“市场主体”。

（二）原第五十八条中“发电厂”修订为“市场主体”。