20190703关于征求《广西电力调峰辅助服务交易规则（征求意见稿）》意见的函

南方监能市场函〔2019〕123号关于征求《广西电力调峰辅助服务交易规则（征求意见稿）》意见的函广西自治区工业和信息化厅、发展改革委，广西电网公司，南方电网电力调度控制中心、广西电网电力调度控制中心、广西电力交易中心，广西电力行业协会，有关发电企业：为深化广西电力体制改革，有序稳妥推进广西电力调峰辅助服务市场建设工作，进一步调动发电企业提供辅助服务的积极性，促进清洁能源消纳，保障电网安全稳定运行，根据国家能源 局关于完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作部署，我局组织南方电网电力调度控制中心、广西电网电力调度控制中心、广西电力交易中心及主要发电企业多次研究，编制形成了《广西电力调峰辅助服务交易规则（征求意见稿）》。现发给你们研提意见，请于7月19日前将有关意见建议反馈我局。联系人：盛剑胜联系电话：020-85125164传真：020-83510221 国 家 能 源 局 南 方 监 管 局 — 2 — 电子邮箱：blademaster121@sina.com南方能源监管局2019年7月3日 — 3 — 附件广西电力调峰辅助服务市场交易规则（征求意见稿）第一章总则第一条【制定目的】为建立公平合理的电力调峰辅助服务（以下简称“调峰服务”）市场化共享分担机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障广西电力系统安全、稳定、经济运行，促进清洁能源消纳，结合广西实际，制定本规则。第二条【制定依据】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，按照《国家能源局关于完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管〔2017〕67号）和广西电力市场化改革有关要求，以及国家有关法律、法规和行业标准制定。第三条【适用范围】本规则适用于广西电力调峰辅助服务市场（以下简称“调峰市场”）的运营及管理，并根据市场实际运营情况进行修订，所有市场成员应当遵守本规则。第四条【交易原则】在确保电网安全稳定运行和电力电量平衡的前提下，调峰市场以电力调峰服务成本最低原则配置系统调峰资源，促进清洁能源消纳。发电企业因参与调峰市场交易造成交易计划偏差的，按现行 广西电力中长期交易规则有关规定处理。 — 4 — 第五条【监督管理】国家能源局南方监管局负责广西调峰市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。广西自治区政府电力主管部门根据职责依法实施监管。第二章市场成员第一节市场成员第六条【市场成员】调峰市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构。第七条【市场主体】市场主体是指调峰服务提供方与调峰服务费用缴纳方。（一）调峰服务提供方： 1.纳入广西电力电量平衡的发电企业。2.区外发电机组在满足交易日电量完全送广西的条件下可作为调峰服务提供方。3.鼓励发电企业通过利用储能等新技术、开展灵活性改造等方式提升作为调峰能力参与交易。4.其他独立的调峰服务提供方。初期，调峰服务提供方为纳入广西电力电量平衡的省级及以上电力调度机构调管的燃煤机组和核电机组。（二）调峰服务费用缴纳方：1.纳入广西电力电量平衡的发电企业。2.参与市场化交易的用电主体。 初期，调峰服务费用缴纳方为纳入广西电网电力电量平衡的 — 5 — 省级及以上电力调度机构调管的燃煤、核电、水电、风电、燃气等发电企业；逐步纳入其他市场主体，建立完备的调峰服务交易分担共享新机制。第八条【调峰服务提供方要求】调峰服务提供方需满足以下基本条件，并在电力交易机构注册。（一）具有法人资格、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。内部核算的企业经法人单位授权。（二）依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证（发电类），并与相关电力调度机构签订并网调度协议。（三）按相关规定在电力交易机构完成市场注册手续。第九条【电网企业】电网企业指广西境内拥有输配电网资 产，并取得电力业务许可证（输电类）的企业。第十条【市场运营机构】市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。电力交易机构指广西电力交易中心；电力调度机构指中国南方电网电力调度控制中心、广西电网电力调度控制中心。第二节权利和义务第十一条【市场主体权利和义务】市场主体的权利和义务：（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调峰服务能力测试报告； （二）按规则参与调峰市场交易，提供调峰服务并获得相应费用收益，享受调峰服务并按规定缴纳费用； — 6 — （三）执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度；（四）按规则披露和提供信息，获取调峰市场交易结果等相关信息；（五）加强厂内设备运行与维护，确保能够根据电力调度机构调度指令提供符合规则要求的调峰服务；（六）法律法规规定的其他权利和义务。第十二条【电网企业权利和义务】电网企业的权利与义务：（一）保障输配电设施的安全稳定运行；（二）为市场主体提供公平的输配电服务；（三）按电力调度运行相关管理规定，服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管理电网设备； （四）按规定向市场主体提供计量等服务；（五）按规定进行相应的电能计量和费用结算；（六）按规定披露和提供信息；（七）法律法规规定的其他权利和义务。第十三条【电力交易机构权利和义务】电力交易机构的权利与义务：（一）负责提供市场注册、交易申报、结算等相关服务，提供交易结算依据；（二）会同电力调度机构按规定进行信息披露；（三）会同电力调度机构受理市场主体质询，协调处理市场争议； — 7 — （四）负责与其职责相关的技术支持系统的建设、运维；（五）法律法规规定的其他权利和义务。第十四条【电力调度机构权利和义务】电力调度机构的权利和义务：（一）负责组织调峰市场交易出清；（二）负责按调度管理范围开展安全校核；（三）负责按相关法律法规和电网调度运行管理规程，实施调峰市场中标调峰资源的调用，确保电网运行安全；（四）负责落实调峰市场的风险防控措施，实施应急处置；（五）负责监视和评估调峰市场运行情况，提出完善市场交易规则的建议； （六）提供调峰市场交易和执行结果，配合电力交易机构开展交易结算工作；（七）配合电力交易机构按规则进行信息披露；（八）负责与其职责相关的技术支持系统的建设、运维；（九）法律法规规定的其他权利和义务。第三章交易品种第一节机组深度调峰服务第十五条【深度调峰定义】机组深度调峰服务，指因电力系统运行需要，开机的机组通过调减出力等方式运行在深度调峰区间，从而为系统提供的调峰服务。发电机组因开、停机或其他 自身原因造成的故障异常导致机组运行在深度调峰区间，不视为 — 8 — 提供深度调峰服务。燃煤机组深度调峰区间，指机组出力运行在低于额定容量50%范围；核电机组深度调峰区间，指机组出力运行在低于并网调度协议约定的最小技术出力范围。第十六条【机组深度调峰档位】起步阶段，燃煤机组深度调峰服务按运行负荷率共分为五档，分别为：小于50%大于等于40%、小于40%大于等于30%、小于30%大于等于25%、小于25%大于等于20%、小于20%。核电机组深度调峰服务按运行负荷率分为一档，即小于并网调度协议约定的最小技术出力/机组额定容量、大于等于50%。第十七条【深度调峰供应量】机组深度调峰服务供应量以 15分钟为计量周期。燃煤机组深度调峰服务供应量为机组额定容量的50%减去机组实际出力的差值在深度调峰时间内的积分电量。核电机组深度调峰服务供应量为并网调度协议约定的最小技术出力减去实际出力的差值在深度调峰时间内的积分电量。第二节机组启停调峰服务第十八条【启停调峰定义】机组启停调峰服务，指因电力系统运行需要，开机的机组根据交易结果及调度命令解列，并按照电力调度机构要求在72小时内再次并网，从而为系统提供的调峰服务。发电机组因换机运行、故障异常或其他自身原因导致机组停运，不视为提供启停调峰服务。 第十九条【启停调峰机组技术要求】参与提供启停调峰服 — 9 — 务交易的发电机组在解列后至少10小时内，应当具备按电力调度机构命令在2小时内并网的技术能力。第二十条【启停调峰停机时长】原则上，启停调峰中标机组单次连续解列时长在72小时内属于启停调峰交易。第三节需求侧调峰服务第二十一条【需求侧调峰服务】需求侧调峰服务，指电能需求侧配合系统运行需要进行负荷调整，从而为系统提供的调峰服务。需求侧调峰资源可以单一用户作为市场主体身份独立参与交易，也可以多个用户作为一个市场主体身份作为市场主体参与交易，但其运行状态须接受电力调度机构统一调度指挥。对于响 应系统调峰进行调整的需求侧用户，获得相应调峰服务费用收益。需求侧调峰服务交易在具备条件后开展。第二十二条【需求侧储能调峰】用户或独立市场主体在计量关口内装设的具备一定规模的储能设备，在满足运行状态并接受电力调度机构统一调度指挥下，所提供的调峰资源可折算为需求侧资源获得相应调峰服务费用收益。第四章交易组织实施第一节通则第二十三条【交易启动条件】调峰服务交易根据系统实际调峰需要组织开展。原则上，当所有燃煤机组和核电机组的基本 调峰调用完毕后，至少需要1台燃煤机组提供深度调峰服务时， — 10 — 启动深度调峰交易；当所有燃煤机组深度调峰调用完毕后，至少需要1台燃煤机组提供启停调峰服务时，启动启停调峰交易。核电机组深度调峰服务的调用按照有关规定执行，作为调峰市场边界条件。第二十四条【交易模式】调峰市场采用“单边竞价、按需调用”模式开展交易。电力调度机构根据系统运行发布调峰需求；电力交易机构组织调峰服务提供方通过交易平台申报调峰服务价格；在满足电网安全约束和系统运行需要的条件下，电力调度机构按照调峰成本最低原则调用调峰资源。第二十五条【价格机制】可自主申报价格的调峰服务提供方，实际成交的调峰服务按其报价作为成交价格。根据市场运行 情况，对申报价格设置上下限值。第二十六条【交易时段】调峰市场全天按每小时设置24个交易时段，00:00为第一个交易时段起始点，24:00为最后一个交易时段终止点。市场运营机构可根据市场运行和相关技术条件等实际条件，逐步缩短交易时段。第二十七条【特殊交易日安排】如遇法定节假日或其他特殊情况，市场运营机构可对交易组织进行调整，调整结果原则上提前1个工作日以临时公告形式公布。第二节交易组织第二十八条【日前交易组织流程】在实际运行日的前一天， 调峰服务交易主要流程： — 11 — （一）市场运营机构于该日11:00前，公告机组计划停机安排、出力限制信息、最大调峰需求量预测等交易信息。（二）调峰服务提供方于该日13:00前完成交易申报。（三）市场运营机构于该日18:00前完成调峰交易日前预出清，出清结果随机组日前调度计划一并发布。市场运营机构因故未按规定时间节点完成相应交易流程的，应当在实际运行日前公告市场主体。第二十九条【日内交易组织】实际运行日，调峰服务交易主要流程：（一）电力调度机构以1小时为周期，基于最新电网运行状态、超短期负荷预测和主要流域来水情况等信息，以调峰成本最低为 目标，滚动计算未来3个小时的调峰安排，并以第1个交易时段的计算结果为深度调峰正式出清结果，第2、3个交易时段的计算结果为深度调峰预出清结果。（二）日内深度调峰正式出清结果在每个交易时段30分钟前发布。日内启停调峰正式出清结果提前至少2小时发布。第三节交易需求与申报第三十条【调峰需求量】电力调度机构依据系统运行实际及省间送受电情况、清洁能源消纳需求、负荷预测等边界条件，计算实际运行日调峰需求量，并在日内滚动更新。在计算实际运行日调峰需求量总量时，出现以下情形之一 的，燃煤机组强制深度调峰区间对应的档位、核电机组作为价格 — 12 — 接受者在调峰市场优先出清。（一）燃煤机组因电网约束运行在深度调峰区间的；（二）核电机组运行在深度调峰区间的；（三）其他强制安排运行在深度调峰区间的情形。第三十一条【深度调峰价格申报】深度调峰服务的价格申报内容包括不同负荷率档位深度调峰供应量的报价，报价单位为“元/兆瓦时”，申报值取整数。价格申报须从第一档起连续报价，且第二档报价须大于等于第一档报价、第三档报价须大于等于第二档报价，以此类推。对于因电网约束运行在深度调峰区间的燃煤机组，低于规定出力上限的档位可自主申报深度调峰价格。 第三十二条【深度调峰档位申报】调峰服务提供方可自主选择参与交易的最低深度调峰档位及最小发电出力。原则上，参与深度调峰的发电机组申报的最小发电出力不得高于监管机构核定的机组最小技术出力。支持和鼓励燃煤机组通过技术改造提升调节灵活性，在保证发电运行安全的前提下，申报低于机组最小技术出力的档位。第三十三条【启停调峰价格申报】启停调峰服务价格申报内容为标准停机时长单次启停调峰费用报价，单位为“万元/次”，申报值最多保留小数点后四位。第三十四条【调峰能力受限处理】若机组实际运行中不能达到所申报的调峰能力，发电企业应当及时报告调度机构。调度 — 13 — 机构根据机组调峰能力受限情况及时更新出清系统边界与参数。第四节日前出清流程第三十五条【日前调峰市场出清顺序】在满足系统运行约束的条件下，日前调峰市场按照以下顺序出清：市场化深度调峰资源预出清→市场化启停调峰资源预出清。第三十六条【深度调峰日前预出清】深度调峰预出清根据市场主体申报的各档位深度调峰供应量价格排序，从低到高依次进行出清。对于价格一致的深度调峰资源，根据相应机组发电装机容量比例进行中标额度分配。第三十七条【启停调峰日前预出清】启停调峰日前预出清 根据市场主体申报的单次启停调峰价格排序，从低到高依次进行出清。对于价格一致的启停调峰资源，优先调用最小技术出力较高的机组。第三十八条【日前预出清结果调整】电力调度机构根据安全校核结果，结合电网运行要求对日前预出清结果进行调整。对于不能满足运行要求的中标调峰资源需从出清结果中移除，并记录原因。因同一原因需移出出清结果的中标调峰资源，按照价格排序从高到低移出。第五节日内出清流程第三十九条【日内调峰市场出清】在满足系统运行约束的 条件下，日内调峰市场按照以下顺序出清：市场化深度调峰资源 — 14 — 正式出清→市场化启停调峰资源调用→市场化启停调峰资源应急调用。第四十条【深度调峰正式出清】深度调峰出清根据市场主体申报的各档位深度调峰供应量价格排序，从低到高依次进行出清。对于价格一致的深度调峰资源，根据相应机组发电装机容量比例进行中标额度分配。第四十一条【启停调峰正式出清】根据实际运行日最新预测的调峰需求，对日前预出清的启停调峰结果进行正式出清。当实际不需要预出清的启停调峰资源时，按照成本最低原则进行调整；对于价格一致的启停调峰资源，优先调用最小技术出力较高的机组。 第四十二条【日内出清结果调整】电力调度机构根据最新的安全校核结果，结合电网运行要求对日内正式出清结果进行调整。对于不能满足运行要求的中标调峰资源，电力调度机构可从出清结果中移除，并记录原因。因同一原因需移出出清结果的中标调峰资源，按照价格排序从高到低移出。第四十三条【启停调峰日内应急调用】若实际运行中调峰缺口大于预测值，需要增加启停调峰调用量，电力调度机构可对启停调峰资源进行应急调用。启停调峰资源的日内应急调用应按照价格由低至高排序优先调用已报价但未中标的市场化启停调峰资源。 第六节安全校核 — 15 — 第四十四条【安全校核原则】广西电网电力调度控制中心基于电网运行相关法律法规和管理规定，对广西电力调峰服务交易出清结果以及日内应急调用结果进行安全校核。电力调度机构根据调度管辖范围提供安全校核边界条件，并对安全校核结果进行审核。第四十五条【安全校核内容】安全校核的内容包括但不限于：（一）运行日各时段调峰需求容量、备用容量、二次调频容量、总体及局部电网有功和无功平衡等要求；（二）电力系统稳定约束要求；（三）清洁能源消纳相关政策。 第五章计量和结算第一节通则第四十六条【计量依据】广西调峰市场交易计量依据为：电力调度命令、调度运行控制系统（OCS）等调度自动化系统实时数据，以及电能量计费系统电量数据。电力调度命令、调度运行控制系统（OCS）等调度自动化系统实时数据用于统计调峰服务的调用情况，用于计算调峰服务提供方应获得的费用，由电力调度机构提供。电能量计费系统电量数据用于统计调峰服务费用分摊方在享受调峰服务期间上网电量情况，作为费用分摊计算的依据，由电网企业提供。 — 16 — 第四十七条【数据拟合】调度自动化系统采集的实时数据出现数据跳变等偏差时，由电力调度机构对数据进行拟合处理。当电能计量数据出现部分数据召唤失败等偏差时，由电网企业对数据进行拟合处理。第四十八条【数据不可用处理】当实时采集装置、计量装置等数据出现不可用时，结算电量由市场运营机构组织市场各方协商解决。第四十九条【交易结算原则】调峰服务交易费用根据实际运行日各交易时段深度调峰供应量、启停机台次以及成交价格等计算和统计，采用“日清月结”。第五十条【交易费用管理】调峰服务交易费用实行专项管 理，按照收支平衡方式统一结算。第二节交易费用计算第五十一条【交易费用计算】调峰服务提供方每月获得的调峰服务交易总费用计算方法为：月度总费用=月度深度调峰服务交易费用+月度启停调峰服务交易费用=∑该月份每日各交易时段机组深度调峰交易费用+∑该月份每次机组启停调峰交易费用第五十二条【各交易时段深度调峰交易费用计算】每日各交易时段调峰服务提供方获得的深度调峰服务交易费用计算方法为： — 17 — 各交易时段深度调峰服务交易费用=∑（该交易时段机组第X档深度调峰供应量×该交易时段机组第X档深度调峰供应量成交价格）。以下情形适用特殊计算方法：（一）价格接受者按该交易日同档位深度调峰服务交易平均成交价格结算。（二）参与深度调峰机组在单位计量周期内实际运行最高负荷率超过机组基本调峰基准负荷率累计时间超过1分钟的，视为调峰不合格，相应深度调峰服务费用不予结算。（三）若机组在某档位未能根据调用要求提供符合其申报调峰能力的调峰资源，则该档位产生的深度调峰供应量按照前一档 最低中标申报价格进行结算。若机组在第一档未能根据调用要求提供符合其申报调峰能力的调峰资源，则该档位产生的深度调峰供应量按零价结算。第五十三条【每次日启停调峰交易费用计算】每次启停调峰服务交易费用计算方法为：每次启停调峰服务交易费用=机组的单次启停调峰交易报价×[1+Max（机组实际停机时长-标准停机时长，0）×1%]。其中，标准停机时段暂取10小时。对于跨越两个及以上交易日的单次启停调峰交易，按照时间比例将启停调峰费用分割至各交易日。若停机时间未超过标准停机时长，则按照停机时间在各交易日中的比例分割单次启停交易 — 18 — 费用；若停机市场超过标准市场，则标准时长的停机时间按照其在各交易日中的比例分割单次启停交易费用，超过标准时长的停机时间按照其在各交易日中的比例分割相应交易费用。以下情形适用特殊计算方法：（一）若机组计划停机后因天气突变等极端异常情况紧急启动，且停机时长不超过72小时，停机当日启停调峰中标机组的申报价格平均值进行结算。（二）启停调峰交易过程中，机组实际解列时间与电力调度机构下令的正式解列时间偏差每超过30分钟，则扣减应支付该笔启停调峰交易费用的50%，直至扣减为零。（三）启停调峰交易过程中，机组实际并网时间与电力调度 机构下令的正式并网时间偏差每超过30分钟，则扣减应支付该笔启停调峰交易费用的20%，直至扣减为零。第五十四条【免于特殊计算方法的条件】机组因一次调频等动作、电网事故异常、配合市场运营机构开展应急处置等情形而影响其提供调峰服务时，发电企业可向电力调度机构申请免于按第五十二、第五十三条中有关特殊计算方法结算。电力调度机构可通过技术支持系统受理，及时、如实处理有关申请，并在交易平台公开披露办理情况。第三节交易费用分摊计算 — 19 — 第五十五条【过渡时期分摊计算方案】初期，市场主体以交易日对应上网电量比例计算分摊金额，待条件成熟后过渡至按交易时段对应上网电量分摊模式。市场主体应承担调峰服务分摊金额=（该市场主体交易日上网电量×Ki）/（Σ参与分摊的各市场主体交易日上网电量×Ki）×交易日调峰服务总费用其中，Ki为该市场主体单日调峰影响系数，计算公式为：市场主体单日调峰影响系数Ki=当日系统实际峰谷比/（该市场主体当日高峰时段平均负荷/该市场主体当日低谷时段平均负荷）其中，高峰时段为每日18:00至21:00，低谷时段为每日02:00 至05:00。根据自治区政府有关文件要求，水电企业与燃煤企业、核电企业间发电权交易中纳入火（核）启停调峰交易准备金的费用，按广西电力管理部门有关规定使用。第五十六条【交易费用结算】电力交易机构负责出具调峰服务交易结算依据。市场主体接收结算依据后，应进行核对确认，如有异议在3个工作日内通知电力交易机构，逾期视同没有异议。第五十七条【调峰市场费用支付】电网企业根据电力交易机构出具的调峰服务交易结算依据，与各市场主体随同月度电量电费一起及时足额进行调峰市场资金结算。 — 20 — 第六章应急处置第五十八条【应急处置原则】电力调度机构为保障广西电力调峰市场有序开展和风险防控，应当会同电力交易机构编制专门的应急处置预案，并按以下原则开展应急处置。（一）当系统发生事故事件，不具备继续执行交易的条件时，中止交易。（二）当交易系统、配套的数据通信系统、网络通道等发生重大故障，且在短时间内无法修复而导致交易申报过程无法继续正常进行时，中止交易。（三）当交易申报结束后，申报数据解密、交易出清等软件或硬件设备出现故障，且在短时间内无法修复而导致交易结果无 法按时发布时，延迟发布交易结果。（四）当出现不可抗力或市场出现其他严重的异常情况，导致交易过程无法正常进行时，中止交易。第五十九条【应急处置要求】电力调度机构实施市场应急处置时，应当如实记录实施原因、范围、持续时间及影响，及时向市场主体通报，并向监管机构和政府部门报告。第六十条【应急处置实施】广西调峰市场应故中止或暂停交易期间，电力调度机构可在满足安全校核与运行实际需要的前提下，按有关规程对调峰资源进行应急处置调用。被调用的调峰资源，按提供方最近一次同类型调峰服务品种的成交价结算。 — 21 — 第七章信息披露第六十一条【信息披露原则】市场运营机构进行披露信息应当遵循真实、及时、透明的原则，遵循广西电力市场信息披露相关规定。公平对待市场主体，无歧视披露公开信息。第六十二条【市场信息分类】市场信息分为公开信息和私有信息。公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息；私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。第六十三条【信息披露方式】市场交易相关信息除出清结果在出清系统发布外，均在交易平台进行披露。第六十四条【信息披露内容】市场交易相关信息包括日信 息、月度信息以及年度信息。（一）日信息：电力调度机构在交易申报前，发布电网断面和相关控制要求（公开信息）、交易日负荷预测（公开信息）、交易日最大调峰需求量（公开信息）、机组停机计划（私有信息）、上一结算周期的市场运行情况等（公开信息）。电力交易机构在市场主体完成价格申报后，发布市场主体申报信息（私有信息）。电力调度机构在完成交易出清后，发布市场主体出清结果（私有信息）。电力调度机构在完成交易后次日，发布将市场主体交易执行情况（私有信息）。电力交易机构在完成交易结算后，披露上一结算周期市场运行情况（公开信息）。 — 22 — （二）月度信息：上一结算周期的市场运行情况（公开信息）、市场主体月度收入支出、净收入等（私有信息）。（三）年度信息：年度调峰市场分析报告等（公开信息）。第八章附则第六十五条【规则解释】本规则由国家能源局南方监管局负责解释。第六十六条【有关说明】广西调峰市场运行期间，参与调峰市场交易的机组暂停执行南方区域“两个细则”中调峰辅助服务补偿和考核条款。第六十七条【生效时间】本规则自印发之日起施行。 — 23 — 附录广西电力调峰辅助服务交易流程图 — 24 —