河南电力调峰辅助服务交易规则（试行）

第一章总则

第一条为完善和深化河南电力调峰辅助服务分担共享新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进河南电力系统安全稳定经济运行，提升风电、光伏等清洁能源消纳空间，提高河南电网调峰能力，维护市场交易公平秩序，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）、河南能源监管办《关于印发河南电力辅助服务补偿机制实施方案的通知》（豫监能市场〔2018〕126 号）等文件，电力调峰辅助服务按照“谁受益、谁承担”的原则制定。

第三条本规则所称电力调峰辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行，保证电力平衡，由并网发电厂等市场主体提供的市场化调峰服务。电力调峰辅助服务市场包括机组深度调峰交易、火电应急启停交易等。电力调峰辅助服务交易以确保电力安全、居民供热为前提，发电企业、电力用户或独立辅助服务供应商参与辅助服务市场要严格执行调度纪律和调度指令，不得以参与辅助服务市场交易为由影响电力安全稳定供应和供热需要。

第四条本规则适用于河南省内开展的电力调峰辅助服务交易，所有市场成员应自觉遵守。已有辅助服务规定相关条款与本规则不一致的，按本规则执行。做好与华中区域电力调峰辅助服务市场和现有“两个细则”的有效衔接。

第五条国家能源局河南监管办公室（以下简称河南能源监管办）依法履行河南电力辅助服务市场交易的监督和管理职责，监管本规则的实施。

第二章 市场成员

第六条河南电力调峰辅助服务市场成员包括市场运营机构和市场主体。

第七条河南电力辅助服务市场运营机构包括河南电力调度控制中心和河南电力交易中心有限公司。

河南电力调度控制中心（以下简称省调）主要职责是：

（一）建立、维护发电厂电力调峰市场的技术支持平台、拟定相关技术服务标准；

（二）依据市场规则组织交易，按照交易结果进行调用；

（三）发布、报送市场交易信息；

（四）向电力交易中心提供市场出清结果；

（五）评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见；

（六）紧急情况下终止市场行为，保证系统安全运行；

（七）向河南能源监管办提交相关市场信息和电力辅助服务调用结果，接受监管。

河南电力交易中心有限公司（以下简称电力交易中心）主要职责是：

（一）负责市场交易主体的注册和管理；

（二）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；

（三）按照市场监管需要，向河南能源监管办提交相关市场信息，接受监管。

第八条目前，电力辅助服务市场的市场主体为统调并网发电厂（包括公用燃煤火电、集中式风电和光伏），新建机组满负荷试运结束后即纳入辅助服务范围。水电、燃气、自备电厂等，以及售电公司、参与市场交易的用户、独立辅助服务供应商参与电力辅助服务市场规则另行制定。

市场主体的主要职责是：

（一）按要求提供基础技术参数以确定调峰服务的能力，或是提供有资质的单位出具的辅助能力测试报告；

（二）负责电力设备的运行与维护，确定能够根据电网调度令提供符合规定标准的调峰等辅助服务；

（三）按规则申报电力辅助服务价格、电力等信息，并按调度指令提供辅助服务；

（四）依据规则承担电力辅助服务有偿分摊费用；

（五）做好机组日常运维，确保电力辅助服务有序开展。

第三章 机组深度调峰交易

第九条机组深度调峰交易，指在系统需要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的交易。负荷率大于等于有偿调峰基准的调峰服务属于机组承担的基本义务，由省调根据系统运行需要无偿调用。

第十条深度调峰交易开展初期，卖方暂为统调公用燃煤火电机组，买方为集中式风电和光伏，及出力未减到有偿调峰基准的统调公用燃煤火电机组。

第十一条发电机组参与辅助服务深度调峰交易，不影响机组原有合同电量的执行。

第十二条火电机组（含供热机组）有偿调峰基准为初始额定容量的50%。根据国家行业标准规定，发电机组后期增容改造不降低其调峰能力。根据电厂最小运行方式、电网调峰需求以及电力调峰辅助服务补偿资金情况，机组有偿调峰基准可以进行适当调整。

第十三条省调在日前或者日内进行负荷预测和计算负备用，当预计河南电网负备用小于裕度值，需要将一台及以上并网机组负荷率调整至有偿调峰基准值以下时，开展发电机组深度调峰交易。

第十四条以15分钟为一个计费周期，计算深度调峰服务费用。深度调峰交易实行日清月结。

第十五条实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，采用负荷率分段式报价，具体分档和报价上、下限见下表：

 

同时，发电机组可根据自身技术能力申报最低调峰下限，调峰下限不得高于机组初始额定容量的40%。

第十六条按照“按需调用、公平调度”原则，考虑电网安全约束后，在负荷下降过程中，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，竞价相同时按等比例原则调用。

第十七条市场初期，按照“日前报价、实时出清”的交易机制，深度调峰交易按照各档有偿调峰电量及对应市场出清价格进行结算。其中，深度调峰电量是指火电厂在各深度调峰分档区间内平均负荷率低于深度调峰基准形成的未发电量，档内市场出清价格是指单位统计周期内同一档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价。

第十八条市场交易期间，全网发电机组深度调峰服务费的计算公式如下：

全网深度调峰服务费=K×∑（机组各分段区间对应深度调峰电量与各分段区间对应出清价格乘积的合计数）

按照平稳有序原则，为合理调控深度调峰服务费总盘子范围，设置调节系统K，取值0—2。在市场初期K暂取1，具体可根据市场运行实际情况对K进行调节。

第十九条当所有报价的卖方机组均已出清，但深度调峰能力仍不能满足系统需求时，由省调根据系统需要按照机组初始额定容量比例并统筹考虑年度优先发电量进度调用未报价卖方机组，调用价格为已报价机组的市场出清价格。

第二十条深度调峰服务费用来源，由市场内深度调峰交易时段负荷率大于等于调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊。根据全省机组并网运行和市场交易实际，也可从新建发电机组调试运行价差资金、以及发电机组并网运行管理考核中适当补充。

（一）火电厂分摊方法：

调峰分摊金额=［深度调峰交易时段火电厂高于有偿调峰基准的发电量/（深度调峰交易时段参与分摊的所有火电厂高于有偿调峰基准的总发电量+深度调峰交易时段参与分摊的所有风电场、光伏电站总发电量）］×调峰补偿总金额。发电机组以日为周期进行分摊。

在采暖期间，供热机组月度热电比超过100%，且居民采暖供热量占全部供热量的比重超过60%，机组调峰分摊电量按照高于有偿调峰基准以上电量的70%参与。备压机组背压运行期间不参与省内调峰辅助服务费用分摊。

（二）风电场、光伏电站分摊方法：

调峰分摊金额=［深度调峰交易时段风电场、光伏电站实际发电量/（深度调峰交易时段参与分摊的所有火电厂高于有偿调峰基准的总发电量+深度调峰交易时段参与分摊的所有风电场、光伏电站总发电量）］×调峰补偿总金额。机组以日为周期进行分摊。其中，集中式光伏扶贫电站不参与分摊。

第二十一条所有参与市场的发电企业深度调峰分摊金额均设置上限，当单位统计周期内风电场、光伏电站和火电厂通过上述分摊办法计算得出的应承担费用大于分摊金额上限时，按分摊金额上限进行支付；

火电厂支付上限=火电厂实际发电量×本省燃煤机组标杆电价×0.25

风电场、光伏电站分摊金额上限＝风电场、光伏电站实际发电量×本省燃煤机组标杆电价×0.8

第二十二条因某发电企业支付费用达到上限，导致实时深度调峰分摊费用存在缺额时，缺额部分由其余未达到支付上限的发电企业按其发电量比例承担，具体按如下方法循环计算：

公式：未达到支付上限各发电企业承担的费用缺额=（发电企业修正后发电量/未到达支付上限发电企业总修正后发电量）×实时深度调峰费用总缺额。

第二十三条全部参与分摊的发电企业支付费用均达到上限后，实时深度调峰费用仍存在缺额时，缺额部分由负荷率低于有偿调峰基准的火电厂在其获得费用中消减，消减费用按如下方法计算：

公式：各火电厂的缺额消减费用＝（各火电厂获得实时深度调峰费用/实时深度调峰总费用）×实时深度调峰费用总缺额。

第二十四条机组深度调峰的交易流程为：

工作日10:00前，卖方通过市场技术支持系统提交次日深度调峰最小发电电力及各调峰档位对应报价；工作日17:00前省调下达日前发电计划，并结合系统需要和市场申报情况进行深度调峰日前调用。日前调用作为省调日内调度和发电企业日前安排机组运行准备的重要参考。受上级电力调度机构下发日前计划时间的不确定性影响，省调下达日前发电计划的时间可延迟。

第二十五条对由于开机、停机、非计划停运或电厂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，省调和电厂应将原因详细记录备查。

第二十六条由于电网安全约束等因素对发电出力有特殊要求的机组，不分摊系统深度调峰服务成本，省调应将原因详细记录备查，并将有关原因在市场交易平台进行公示。

（全文有删减）