为进一步推进重庆电网辅助服务市场化，促进清洁能源消纳，华中能监局、重庆经信委联合印发《重庆电力辅助服务(调峰)交易规则》，规则提到当网外清洁能源消纳困难需要购买重庆调峰辅助服务时，开展深度调峰交易。市场主体包括重庆市电力调度控制中心直调及许可调度的发电企业(火电、水电、风电、光伏)以及向重庆电网送电的网外发电企业。
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国家能源局华中监管局 重庆市经济和信息化委员会关于印发《重庆电力辅助服务(调峰)交易规则》的通知
华中监能市场〔2019〕111号
国网西南分部、重庆市电力公司，长江电力股份有限公司，雅砻江流域水电开发有限公司，华能、大唐、国家能投、国家电投集团重庆分公司，重庆市能源集团，重庆市各有关发电企业：
为贯彻落实《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)及其配套文件精神，按照《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)要求，进一步推进重庆电网辅助服务市场化，促进清洁能源消纳，现将《重庆电网电力辅助服务(调峰)交易规则》印发你们，请遵照执行。
国家能源局华中监管局
重庆市经济和信息化委员会
2019年4月26日
重庆电网电力辅助服务(调峰)交易规则
第一章 总 则
第一条 为建立电力辅助服务分担共享新机制，促进清洁能源消纳，发挥市场在资源配置中的决定性作用，实现调峰责任在不同类型电源间的公平合理分摊，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、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》 (电监市场〔2006〕43号)、《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》(华中电监市场价财〔2011〕200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),以及国家有关规定制定。
第三条 本规则适用于重庆电网内开展的电力辅助服务(调峰)交易，即机组深度调峰和机组启停调峰交易。《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》及相关补充文件中有关条款与本规则不一致的部分，按照本规则执行。
第四条 国家能源局华中监管局(以下简称“华中能源监管局”)会同重庆市经信委对重庆电网电力辅助服务市场进行监督与管理，监管本规则的实施。
第二章 市场主体
第五条 参加重庆电网电力辅助服务(调峰)交易的市场主体包括重庆市电力调度控制中心(以下简称“重庆市调”)直调及许可调度的发电企业(火电、水电、风电、光伏)以及向重庆电网送电的网外发电企业。现阶段，网外发电企业为三峡水电站、四川省二滩水电站、锦屏梯级和官地水电站(参与电量暂按80亿千瓦时计)。
第六条 市场主体权利义务包括：
(一)按要求提供基础技术参数以确定调峰服务的能力，或提供有资质的单位出具的辅助服务能力测试报告;
(二)负责电力设备的运行与维护，确保能够根据电网指令提供符合规定标准的调峰等辅助服务;
(三)按规则参与调峰市场交易，根据电网指令提供辅助服务;
(四)按规则参与电力辅助服务市场结算;
(五)及时获取电力辅助服务交易相关信息;
(六)其他法律法规所赋予的权利和责任。
第七条 电网企业权利义务包括：
(一)按规则传输和配送电能，保障输电通道等输配电设施的安全稳定运行;为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务;
(二)具体管理、运营重庆电网电力辅助服务市场;
(三)保障电力系统统一调度，建设、运行、维护和管理电网配套电力交易平台;
(四)其他法律法规所赋予的权利和责任。
第八条 调度交易机构权利义务包括：
(一)重庆市调主要职责包含：建立、维护发电侧调峰市场的技术支持平台、拟定相关技术服务标准;依据市场规则组织交易，按照交易结果进行调用;向交易中心提供调峰市场出清结果;发布、报送市场信息;评估市场运行状态，对本规则提出修改意见;紧急情况下中止市场运行，保障系统安全运行;组织参与跨省跨区调峰辅助服务市场交易;
(二)重庆电力交易中心主要职责包含：负责市场交易主体的注册管理，负责提供电力交易结算依据及相关服务，发布、报送有关市场信息等;
(三)其他法律法规所赋予的权利和责任。
第三章 机组深度调峰交易
第九条 机组深度调峰交易是指在日内并网运行机组主动调减出力至负荷率小于有偿调峰基准时，以机组调减出力为标的交易。负荷率大于等于有偿调峰基准的调峰辅助服务属于机组承担的基本义务，由重庆市调根据系统运行需要无偿调用。
第十条 交易开展初期，卖方暂为在运燃煤火电机组，买方为在运机组及向重庆电网送电的网外发电企业，交易时段暂为0:00-8:00，23:00-24:00。
第十一条 机组参与深度调峰成交的售出电量根据成交结果获得经济补偿，不影响机组年度基数计划电量。
第十二条 根据《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》要求和重庆电网机组实际情况，燃煤火电机组基本调峰标准为其额定容量的50%。
机组类型
有偿调峰基准
燃煤火电机组
负荷率50%
燃煤火电机组负荷率以机组额定容量为基准进行计算。
第十三条 市场启动条件：一是在日前或日内进行负荷预测和计算负备用，当预计重庆电网负备用小于裕度值，需要将一台及以上并网机组降至有偿调峰基准值以下时;二是有网内弃水电厂需要购买辅助服务时;三是网外清洁能源消纳困难需要购买重庆调峰辅助服务时，开展深度调峰交易。
第十四条 机组在有偿调峰基准的基础上，采用下调容量比率形式分档报价。燃煤机组以5%容量作为一个报价档位，由第一档至第五档按照价格递增的原则逐段申报，最大下调功率自行确定。市场初期，对每档申报价格设置价格上限，并根据市场运行情况，必要时设置价格下限。
报价档位
燃煤机组负荷率下调区间
申报价格M（元/兆瓦时）
第一档
(0%,5%]
M≤200
第二档
(5%,10%]
M≤300
第三档
（10%，15%]
M≤400
第四档
（15%，20%]
M≤500
第五档
20%以上
M≤600
第十五条 以15分钟为一个单位计费周期，计算深度调峰服务费用。
第十六条 深度调峰市场开启后，重庆市调在日前对系统阻塞情况进行预测，如果出现因阻塞导致深度调峰资源无法交易的情况，应依据预计的线路阻塞情况对电网划分阻塞分区，在各阻塞分区内分别开展深度调峰交易。
第十七条 按照“按需调用，按序调用”原则，在系统负荷下降过程中，优先降低报价低的机组出力;在系统负荷爬坡过程中，优先加大报价高的机组出力;相同报价的按时间优先原则。
第十八条 按照“日前报价、实时出清”的交易机制，机组单位计费周期内结算价格为其所在下调功率区间内的出清价。
第十九条 交易期间机组深度调峰服务费的计算公式如下：
机组深度调峰服务费= K×单位计费周期内深度调峰电量×单位计费周期内机组下调负荷率区间对应的出清价
为合理调控机组深度调峰服务费总盘子范围，设置调节系数K，取值范围0–2。在市场运行初期K暂取1，可根据市场运行实际情况对K进行调节。
第二十条 深度调峰服务费用由市场内深度调峰交易时段运行的火电机组、可再生能源发电机组(风电、光伏)、水电机组以及网外发电企业按各自在单位计费周期内的上网电量比例进行分摊，外送至重庆电网外的电量不参与分摊。具体计算公式为：
机组深度调峰成本分摊金额=∑((单位计费周期内该机组上网电量或网外发电企业送重庆电网电量/单位计费周期内所有参与分摊的上网电量)×单位计费周期内系统深度调峰服务费)
系统深度调峰服务费等于各机组的深度调峰服务费之和。
考虑水库最小生态下泄流量要求，有此要求的水电站(厂)对应的生态流量发电上网电量不参与分摊;因电网约束需要开机的发电上网电量不参与分摊。
第二十一条 对由于开、停机，非计划停运或自身原因影响出力至有偿调峰基准以下的机组，不视为提供深度调峰服务，不予补偿。重庆市调和电厂将原因详细记录备查。
第二十二条 由于电网安全约束对出力有特殊要求的机组，不参与分摊系统深度调峰服务成本，但应将详细原因记录备查。
第二十三条 对已出清且在实际运行中无法提供相应深度调峰服务的机组，根据计费周期内机组的中标调峰电量和实际发电量计算电量偏差。参与联络线功率调整的电厂不承担违约金。
电量偏差率=(中标调峰电量-实际调峰电量)/中标调峰电量
其中，中标调峰电量按照计费周期内有偿调峰基准功率发电量减去计划电量来计算;调峰实际电量按照计费周期内有偿调峰基准功率发电量减去实际电量来计算。
如果电量偏差率小于5%，并且调峰实际电量大于调峰中标电量，机组深度调峰服务费按照调峰实际电量和中标电价结算;如果调峰实际电量小于调峰中标电量时，机组深度调峰服务费按照调峰实际电量和实际出力对应的档位报价结算。
如果电量偏差率大于5%，除了按上述原则结算外，还进行违约考核收取违约金，违约金=单位计费周期内调峰中标电量×市场平均出清价格×0.2
第二十四条 电厂违约考核费用由被调用参与联络线功率调整的机组获得。当有多个电厂机组参与联络线功率调整时，分摊按机组额定容量计算，公式如下：
机组奖励费=∑(电厂违约考核费用×参与联络线功率调整的机组额定容量/参与联络线功率调整的机组总额定容量)
第二十五条 机组深度调峰交易流程如下：
(一)工作日10:00前，水电站、风电场以及光伏电站制定本厂(站)次日发电计划报送市调。重庆市调可根据调峰需求要求水电站优化次日发电曲线或申报购买辅助服务。
(二)工作日11:00前，有意愿提供深度调峰服务的火电在调峰交易平台上向重庆市调申报次日机组有功出力下调区间及对应报价。
(三)工作日19：00前，重庆市调根据机组申报信息、负荷预测和电网运行情况编制并发布次日发电计划，并公布是否将启动调峰市场;若遇特殊情况，时间可由19:00推迟至22:00。
(四)重庆市调可在节假日前集中组织多日调峰申报，节假日期间按需开展调峰交易。
第四章 机组启停调峰交易
第二十六条 机组启停调峰交易是指根据调度指令，机组在48小时内通过启停以缓解电网调峰压力的交易。参加机组启停调峰交易的电厂范围为市调直调及许可调度电厂，单机容量不低于50兆瓦。交易开展初期，卖方为燃煤火电机组及燃气机组，买方为计算时段内在运机组及网外发电企业。
第二十七条 48小时内，燃煤及燃气电厂启停调峰1次及以上作为市场启动条件。
第二十八条 按照机组类别对应启停调峰服务报价区间浮动报价。
重庆电网启停调峰市场电厂报价上限表
机组类别
报价上限M
燃煤机组
M≤2万元/万千瓦
燃气机组
M≤1000元/万千瓦
第二十九条 每个工作日11:00前，有意愿提供启停调峰服务的电厂在调峰交易平台上申报次日机组启停报价。节假日前，电厂可申报多日的机组启停报价。
第三十条 机组有偿启停调峰资源根据机组报价由低到高依次调用，报价相同则优先调用容量大的机组。报价相同和容量相等的机组按报价时间优先原则调用。
第三十一条 启停调峰交易根据机组日前报价按台次结算。
第三十二条 机组启停调峰服务费用由当日市场内所有运行的机组和网外发电企业按各自的上网电量(或送重庆电网电量)比例进行分摊。具体计算公式为：
机组启停调峰成本分摊金额=∑[(对应时段内的该机组上网电量或网外发电企业送重庆电网电量/对应时段内的所有参与分摊机组上网电量)×机组启停调峰服务费)]
对应时段认定原则：对于先解列后并列的机组，启停调峰费用计算时段为机组解列时间至机组再次并网时间之间。对于先并列后解列的机组，启停时间在24小时(含)内的，启停调峰费用计算时段为机组解列时间至机组并网时间加上24小时对应的时间之间;启停时间在24至48小时之间的，启停调峰费用计算时段为机组解列时间至机组并网时间加上48小时对应的时间之间。
第五章 计量与结算
第三十三条 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。
第三十四条 辅助服务计量的依据为：电力调度指令，能量管理系统(EMS)、发电机组调节系统运行工况在线上传系统、广域测量系统(WAMS)等调度自动化系统采集的实时数据，电能量采集计费系统(TMR)的电量数据等。网外发电企业送重庆电网电量计量点为省间联络线重庆侧，交易开展初期，送重庆电网电量暂取联络线计划值。
第三十五条 重庆市调将发电侧深度调峰交易执行结果传递至重庆电力交易中心，并由交易中心负责出具结算依据。
第三十六条 调峰辅助服务费用实行统一管理，按照服务费用实际发生日和收支平衡原则实行“月度结算，年度清算”。
第三十七条 辅助服务费用采取电费结算方式，与当月电费结算同步完成。市场主体在当月电费总额基础上加(减)应获得(支付)的辅助服务补偿(分摊)费用额度，按照电费结算关系向电网企业开具增值税发票，与当月电费一并结算。
第六章 信息发布
第三十八条 调峰市场结算信息分为日信息、月度信息以及年度信息，内容应体现所有市场主体的调峰服务补偿和分摊情况，包含且不限于补偿/分摊对象、时段、电力、电量、价格、费用等信息。
第三十九条 机组深度调峰交易、启停调峰交易当日信息由重庆市调和电力交易中心分别在交易发生日的下一个工作日、下三个工作日12时前发布。各市场主体如对日信息有异议，应于发布之日的15时前向市调、交易中心提出核对要求。市调、电力交易中心每日17时前发布确认后的统计结果。
第四十条 重庆市调、电力交易中心应在每月开始的5个工作日内发布上月市场月度信息。
第四十一条 重庆市调、电力交易中心在每年第一季度发布上一年调峰市场年度分析报告，针对上一年各类调峰交易的执行、补偿、分摊以及市场监管情况进行信息披露。
第七章 市场监管
第四十二条 华中能源监管局会同重庆市经信委对重庆电网电力辅助服务市场交易进行监管。主要内容包括：
(一)市场交易主体履行电力系统安全义务的情况;
(二)市场主体参与交易的情况;
(三)市场交易主体的集中度和行使市场力情况;
(四)市场交易主体的运营情况;
(五)执行调峰市场运营规则的情况;
(六)不正当竞争、串通报价和违规交易行为;
(七)市场履约等信用情况;
(八)市场信息披露和报送情况;
(九)市场相关技术支持系统建设、维护、运营和管理的情况;
(十)其他法律法规所赋予的必要情况。
第四十三条 重庆电力交易中心按照华中区域“两个细则”要求，将辅助服务交易结果、结算情况随同“两个细则”执行情况报华中能源监管局审核。
第四十四条 华中能源监管局可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查，依法依规对市场主体和调度交易机构违规行为进行处理。
第四十五条 发生以下情况时，华中能源监管局、重庆市政府主管部门根据各自职能进行市场干预，也可授权重庆市调、电力交易中心进行临时干预：
(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它违规违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱;
(二)电力系统或交易平台(包括而不限于报价系统、日前计划系统、日内计划系统)发生故障，导致市场交易无法正常进行时;
(三)因电网故障需要事故支援需要紧急升机组出力，导致市场交易无法正常进行时;
(四)因重庆市电力系统发生故障需要调整机组出力，导致市场交易无法正常进行时;
(五)因恶劣天气、节假日等原因造成负荷突变、电网运行方式发生变化，市场交易无法正常进行时;
(六)第四季度因“三公”调度发电进度平衡需要，对调峰市场机组进行限定时;
(七)其它必要情况。
重庆市调、电力交易中心应详细记录干预的原因、起止时间、对象、手段和结果等内容，并报华中能源监管局、重庆市政府主管部门备案。
第四十六条 因电力辅助服务交易、调用、统计及结算等情况存在争议的，市场主体、电力调度交易机构可向华中能源监管局提出申请，由华中能源监管局会同重庆市经信委依法协调或裁决。
第八章 附 则
第四十七条 本规则由华中能源监管局会同重庆市经信委负责解释。
第四十八条 本规则自发布之日起实施。
抄送：国家能源局。
国家能源局华中监管局综合处
2019年4月26日印发
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