《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》-solarbe文库

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山西省人民政府办公厅关于转发山西能监办山西省电力辅助服务市场化建设试点方案的通知晋政办发〔 2017〕 105 号各市、县人民政府，省人民政府各委、办、厅、局山西能监办山西省电力辅助服务市场化建设试点方案已经省人民政府同意，现转发给你们，请结合实际，认真组织实施。山西省人民政府办公厅 2017年 8月 21日（此件公开发布）山西省电力辅助服务市场化建设试点方案山西能监办一、指导思想和建设原则（一）指导思想。坚持市场化改革方向，适应山西省电力工业发展客观要求，以建立电力辅助服务分担共享新机制为目标，坚持“谁提供、谁受益，谁享用、谁分担”的原则，按照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）及相关配套文件、国家发展改革委国家能源局关于同意山西省开展电力体制改革综合试点的复函（发改经体〔 2016〕 176号）要求，进一步完善并网发电企业等各类市场主体提供电力辅助服务的市场化补偿与分摊机制，发挥市场在电力辅助服务资源优化配置中的决定性作用，提高电力辅助服务的供应质量与效益，保障电网安全、稳定、经济运行。（二）建设原则。 1．坚持市场化方向。引入竞争，将体现市场主体自主意愿和电力辅助服务供应成本作为重要选取依据，调动市场主体提供辅助服务的积极性，形成基于竞争的市场化价格发现机制，使市场在辅助服务资源优化配置中起决定性作用。 2．坚持公平公正。建设山西省电力辅助服务市场，统一按照市场规则安排辅助服务供应与调用，加强信息公开，维护全省电力辅助服务市场的公平运营。 3．坚持优质高效。合理设计机制，加强电力辅助服务市场技术支持系统建设，确保辅助服务供应的高质量与高效能，确保辅助服务质量优、性能好的供应商在市场竞争中占据优势，激励各类市场主体主动改造设备、提高辅助服务供应质量。 4．坚持积极稳妥。稳妥起步、积极推进、分步实施、规范运作，保障电网安全稳定运行。二、总体目标坚持市场化改革方向，基于山西实际，加快建设有效竞争的电力辅助服务市场；构建用户参与的辅助服务分担共享新机制，理顺辅助服务资源价格，提升辅助服务资源配置效率；激励发电企业等辅助服务供应商改造技术、提高辅助服务供应质量；引导新能源发电机组、电储能设备运营方、售电企业、电力用户等市场主体参与辅助服务市场，激励新兴产业与技术发展；维护市场公平竞争、确保电网安全稳定运行。三、实施步骤按照统一规划、总体设计、分步实施的原则，分阶段组织实施山西省电力辅助服务市场化建设。第一阶段（ 2017-2018年）开展调频辅助服务市场建设，建立有偿调峰辅助服务市场，探索无功补偿、黑启动辅助服务的市场化运作机制。第二阶段（ 2019-2021年）在现货市场启动后，开展备用辅助服务市场建设；制订电能、调频与备用辅助服务在现货市场中联合出清、一体优化的实施方案；制订以双边协商交易为主的无功补偿与黑启动辅助服务市场化实施方案。四、近期重点任务（一）建设调频辅助服务市场。 1.市场主体。具备自动发电控制装置（ AGC）的统调火电机组与满足相应技术标准的新能源机组、电储能设备运营方、售电企业、电力用户等可参与调频辅助服务市场。电力调度机构事后统计各调频辅助服务供应商的历史平均调频性能指标，当其低于限值时不予调用，待符合标准后方可再次进入调频辅助服务市场。 2.交易组织。山西省电力调频辅助服务市场采用集中竞价、边际出清、统一价格的方式组织。调频辅助服务市场建立初期，原则上每周组织一次。市场运营机构提前发布调频辅助服务市场需求，接受供应商申报。申报截止后，电力调度机构、电力交易机构依据调频辅助服务供应商的报价数据及其历史平均调频性能指标，调整形成供应商的排序价格，由低到高依次排序，在满足市场需求的基础上形成统一的市场出清边际价格。事后，电力调度机构、电力交易机构结合各供应商的实际调频性能与贡献，确定其调频辅助服务收益与分摊费用。调频辅助服务市场采取日清月结的结算方式。随着市场化改革的不断推进，调频辅助服务市场逐渐过渡到日前组织，并在现货市场中实现与电能、备用辅助服务的联合优化、一体出清。 3.市场需求。在保障电力系统安全稳定运行的基础上，为进一步优化调频辅助服务资源配置、合理确定市场需求，调频机组容量需求按照系统开机总容量的一定比例来确定。调频辅助服务市场建立初期，各日的调频机组容量需求暂定为该日电力系统开机总容量的 25左右。电力调度机构可视系统实际运行需要与新能源机组的出力预测情况等适当调整此数值。 4.调频性能指标。调频性能指标包括调节速率、调节精度与响应时间。在按照统一标准计算的基础上，建立基于调频性能指标的激励与惩罚机制统计时段内平均调频性能指标小于规定值的调频辅助服务供应商不得获得调频辅助服务收益，以激励各市场主体提高调频辅助服务质量。 5.调节深度指标。采用华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）和华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）（以下统称“两个细则”）中的调节深度指标 D来反映调频辅助服务资源每日的综合调节量，即 n D∑ Di， j j＝ 1 其中， Di， j为调频辅助服务资源 i第 j次的调节深度，单位为 MW， n为日调节次数。调节深度指标是计算调频辅助服务收益和给予具备不同响应能力调频辅助服务资源不同程度激励的重要依据。为反映供应商在提供服务性能上的差异，激励技术创新，鼓励电储能设备运营方等参与市场，引导供应商提高服务质量，基于调节深度指标，对具备不同响应能力的调频辅助服务资源给予不同程度的补偿。响应能力强、调节速率快、跟踪性能好的调频辅助服务资源“走过的里程”更长，对于系统的贡献更大，应获得更多的补偿。 6 调频辅助服务供应商申报调频辅助服务资源需包括可用调频容量（单位为 MW）和调频报价单位为元 /MW两部分信息。调频报价的范围暂定为 12-20元 /MW。各供应商的调频报价需经电力调度机构、电力交易机构对其历史平均调频性能指标调整后，方可作为市场出清的排序依据。调频性能指标的调整因子λ Kp1 需折算到 0-1之间，折算公式为其中， Kpi为调频辅助服务资源 i的综合性能指标。调整后的供应商报价，即其排序价格为排序价格（单位为元 /MW）初始报价单位为元 /MW/λ（ Kp1）调频辅助服务资源的历史越高，调整因子越大，其调整后的报价就越小，在市场出清过程中的排序就越靠前。依据排序价格进行市场出清有利于调节性能好、调节速率快的调频辅助服务资源在市场出清排序中获得优势，从而激励供应商提升服务质量，提高资源使用效率。 7.市场出清与价格机制。调频辅助服务市场出清根据供应商的排序价格进行。将排序价格由低到高依次排序，以满足市场需求的最后一位中标供应商的报价作为统一的市场出清边际价格。 8.调频辅助服务资源的调用。调频辅助服务资源的调用需根据电网实际运行情况，通过安全校核，按照供应商的排序价格依次进行。当排序价格相同时，优先调用性能指标高的调频辅助服务资源。 9.市场结算。调频辅助服务市场的结算包括服务收益和费用分摊两部分。中标的供应商在提供服务以后，可获得相应的服务收益。计算公式为调频辅助服务收益事后的调节深度性能指标当日调频市场出清边际价格调频辅助服务市场建立初期，费用由所有发电企业按照实际上网电费分摊。随着市场的不断发展，可适时调整分摊机制，激励供应商积极改造设备，进一步提高服务质量。（二）建设调峰辅助服务市场。调峰辅助服务是指在山西省电力调峰辅助服务市场中进行交易的、基本调峰辅助服务之外的发电机组深度调峰或启停调峰。山西省电力调峰辅助服务分为基本调峰和有偿调峰辅助服务。火电机组在非供热期的基本调峰能力应达到额定容量的 50，水电机组的基本调峰能力应达到额定容量的 100，风电等清洁能源发电机组、供热火电机组在供热期间按能力提供基本调峰服务。山西省电力调峰辅助服务市场中暂时开展实时深度调峰、需求侧响应调峰、售电企业移峰调峰、机组停机备用调峰、应急启停调峰、跨省跨区调峰等交易。 1.实时深度调峰交易。实时深度调峰为交易是指电网运行需要时，为使负荷率小于基本调峰基准，火电机组实时调减出力提供辅助服务的交易。负荷率大于或等于基本调峰基准时，火电机组提供的调峰辅助服务属于其应承担的基本义务，执行“两个细则”有关规定。组织实时深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式。火电机组负荷率小于有偿调峰基准时，申报愿意继续下调的非递减容量 -电价曲线不得超过三段。购买方申报需购买的非递增容量 -电价曲线也不得超过三段。申报截止后，市场运营机构将所有火电机组的报价曲线累加形成的市场总供给曲线应为递增曲线，将所有购买方的报价曲线累加形成的市场总需求曲线应为递减曲线。实时深度调峰交易在日内调用时，由电力调度机构根据电网运行需要，按照市场总供给曲线由低到高依次调用火电机组进行深度调峰，按照市场总需求曲线由高到低依次安排购买方进行增发。火电机组深调侧与购买方增发侧分别按价格优先原则进行，两侧之间无需一一对应。实时深度调峰交易根据辅助服务交易系统设置频次进行出清。每个单位统计周期内，由电力调度机构计算火电机组的深度调峰电量（即火电机组因提供深度调峰辅助服务所少发的电量）、火电边际价格（即实际调用到的最后一台深度调峰机组的报价）、购买方的增发电量以及买方边际价格（即实际增发到的最后购买方的报价）。单位统计周期内市场出清价格为火电边际价格与买方边际价格的平均值。当买方边际价格小于火电边际价格时，认为该单位统计周期内交易未达成。提供深度调峰辅助服务的火电机组按照单位统计周期内的市场出清价格获得收益，购买方按照单位统计周期内的市场出清价格支付费用。交易未达成时，不调用火电机组进行深度调峰，不安排购买方进行增发，也不进行相关市场结算。 2.机组启停调峰交易。机组启停调峰交易包括火电停机备用调峰交易和火电应急启停调峰交易两类。（ 1）火电停机备用调峰交易。火电停机备用调峰交易是指火电机组通过停机备用将低谷时段（低谷时段按照省内有关规定执行，特殊情况下可适当放宽）发电空间出让给风电，将非低谷时段电量出让给其他机组，以缓解电网调峰矛盾，促进清洁能源消纳的交易。在发电侧调节资源全部用尽、各类外送电计划和跨省跨区交易全部落实的情况下，电网运行的旋转备用容量（包括上旋备用容量和下旋备用容量）仍然不足时，启动火电停机备用调峰交易。火电停机备用调峰交易在省内开展，交易周期为一周及以上。低谷时段火电停机备用交易的标的为出让电力，按对应电量计算补偿，由购买方支付或在全网发电侧进行分摊；非低谷时段按发电权交易方式出让电量，由购买方支付费用。发电企业可在任意工作日向市场运营机构提交火电停机备用意向，包括火电机组低谷时段交易意向、非低谷时段受让方和交易意向。电力调度机构对发电企业的火电停机备用意向进行安全校核，如因其火电停机备用交易需另行安排其他火电机组开机的，则交易不成立。火电停机备用交易低谷时段采用双边协商交易和集中竞价交易模式，优先开展双边协商交易，剩余电力开展集中竞价交易。火电停机备用机组可与购买方开展双边协商交易。双边协商交易双方需向电力调度机构提交包含交易时段、交易电力、交易价格等内容的交易意向，由电力调度机构进行安全校核后确认。双边协商交易后的剩余电力在山西电力交易平台开展集中竞价交易。火电停机备用机组应在集中竞价交易开展前一周向电力调度机构申报交易时段、剩余电力、意向价格等内容，由电力调度机构对外发布。购买方根据市场运营机构发布的交易信息申报电力、电价。按照申报价格由高到低的顺序，购买方与火电停机备用机组匹配成交，直至购买方的申报价格小于或等于火电停机备用机组的申报价格，或者成交电力大于或等于火电停机备用机组的申报电力。集中竞价交易的成交价格为购买方申报价格与火电停机备用机组申报价格的平均值。如最后成交的多个购买方报价相同，则按其申报电力比例成交。火电停机备用调峰交易的补偿缺额费用由各机组按照统计周期内的上网电量进行分摊。（ 2）火电应急启停调峰交易。火电应急启停调峰交易是指火电机组根据调度指令，通过应急启停为电网提供调峰辅助服务的交易。发电企业按照火电机组额定容量级别对应的应急启停调峰辅助服务报价区间浮动报价。不同容量级别火电机组的报价上限参见下表机组额定容量级别（万千瓦）报价上限（万元 /次） 10及以下 5020803012050～ 6020080～ 100300 火电应急启停调峰交易由电力调度机构根据电网运行需要，按照发电企业日前报价由低到高依次安排调用。火电应急启停调峰交易根据各容量级别机组的市场出清价格每台按次结算。市场出清价格为当日实际调用到的最后一台应急启停调峰火电机组同容量级别的报价。 3.日前日内跨省跨区有偿调峰辅助服务交易。跨省跨区有偿调峰辅助服务交易是指通过日前日内有偿调整我省与周边省份的联络线计划，实现调峰能力缺乏省份向调峰能力富裕省份购买调峰辅助服务。当我省或周边省份出现调峰困难时 ,由我省电力运营机构代理，向区域电力运营机构或周边省份的电力运营机构申请购买或出售调峰辅助服务。区域电力运营机构或周边省份的电力运营机构可根据当地调峰能力的剩余情况，开展跨省跨区有偿调峰辅助服务交易。跨省跨区有偿调峰辅助服务交易总量为日前计划曲线与实际交易后调整的曲线产生的偏差。购买跨省跨区有偿调峰辅助服务的区域或省份仅为售出区域或省份提供的深度调峰辅助服务有偿部分支付费用。跨省跨区调峰支援价格参照跨省跨区交易价格，由双方市场运营机构协商确定。（三）无功补偿与黑启动辅助服务的市场化运作机制。无功补偿辅助服务即自动电压控制（ AVC），是指在自动装置的作用下，为使全网达到合理的无功分布和电压控制，发电厂的机组和风电场、太阳能发电机组、变电站、用户的无功补偿设备以及变压器的分接头根据调度指令进行自动闭环调整提供的辅助服务。满足年度电量计划、电网安全约束条件的发电机组可根据自身基本调压能力参与无功补偿辅助服务市场。黑启动辅助服务是指大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组提供的恢复系统供电的服务。目前，我省仅有万家寨水电站 5号机组为黑启动机组。结合无功补偿与黑启动辅助服务的特点，邀请第三方专业机构，借鉴国内外电力辅助服务市场实践经验，研究建立无功补偿与黑启动辅助服务的市场化运作机制。鼓励发电企业投装无功补偿装置，鼓励具备提供黑启动辅助服务条件的发电机组进行申报。现阶段，无功补偿与黑启动辅助服务管理暂按“两个细则”执行。（四）用户侧参与辅助服务市场。鼓励满足相关技术标准的电储能设备运营方、符合市场准入条件的售电企业、可实施需求侧响应的电力用户参与电力辅助服务市场。鼓励供热电厂或第三方投资建设储能调峰设施。火电企业或第三方在计量出口内建设的电储能设施视为深度调峰设施，可参与实时深度调峰市场交易，也可由全网共同分担电储能设施参与系统调峰辅助服务交易产生的费用。电力辅助服务市场建立初期，需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰是指具有蓄能设施、主要在低谷时段用电、可在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目与售电企业业务。参与电力调峰辅助服务市场的需求侧响应用户和售电企业的最小用电电力须达到 1万千瓦以上，且能够将实时用电信息报送电力调度机构，并接受电力调度机构的统一调度指挥。需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰交易在省内开展，交易周期为日及以上，交易模式以双边协商交易为主、集中竞价交易为辅。需求侧响应用户和售电企业可与购买方开展中长期双边协商交易。双边协商交易双方需向市场运营机构提交包含交易时段、每 15分钟一点的用电功率曲线、交易价格等内容的交易意向，由电力调度机构进行安全校核后确认。需求侧响应用户和售电企业也可在有偿调峰辅助服务市场交易平台开展集中竞价交易，在交易开展前 1个工作日向市场运营机构申报交易时段、每 15分钟一点的用电功率曲线、意向价格等内容，由市场运营机构对外发布。购买方根据市场运营机构发布的交易信息，申报电力、电价。购买方的申报价格不得低于需求侧响应用户和售电企业的申报价格。按照申报价格由高到低的顺序，购买方与需求侧响应用户或售电企业匹配成交，直至购买方的申报价格小于或等于需求侧响应用户或售电企业的申报价格，或者成交电力大于或等于需求侧响应用户或售电企业的申报电力。集中竞价交易的成交价格为购买方申报价格与需求侧响应用户或售电企业申报价格的平均值。如最后成交的多个购买方报价相同，则按其申报电力比例成交。（五）信息发布。市场运营机构应及时、准确地发布电力辅助服务市场相关信息，确保市场平稳有序运行。需要发布的信息包括但不限于辅助服务供应商名单、市场限价、市场需求、市场供给、市场出清价格、中标情况以及其他按规定应当发布的信息。（六）市场干预、中止和恢复。当系统出现重大事故、市场供给严重不足、市场运营系统发生故障、重大活动及节假日期间需要保电时，市场运营机构可根据授权视实际情况进行市场干预，直至中止市场。市场中止后，各类辅助服务暂时执行“两个细则”有关规定。辅助服务市场具备恢复运营的条件后，经山西能监办批准，可恢复市场运行。五、市场成员及其职责山西省电力辅助服务市场的市场成员包括市场运营机构和市场主体两类。（一）市场运营机构。电力调度机构、电力交易机构为山西省电力辅助服务市场的运营机构。中长期电力辅助服务市场的组织和运营由电力交易机构负责，日前和日内市场的组织和运营暂由电力调度机构负责。市场运营机构根据职责负责辅助服务市场的组织、技术支持系统的运行和维护、市场主体的注册、交易合同的管理以及提供结算依据等相关工作。（二）市场主体。具备辅助服务供应能力的火电机组、水电机组、风电场、太阳能发电机组、电储能设备运营方、售电企业、电力用户等在满足市场准入条件的前提下，可按照市场规则自主参与辅助服务市场，提供各类辅助服务，并获得相应收益或支付相应费用。六、市场监管为维护我省电力辅助服务市场秩序，保护辅助服务投资者、经营者、使用者的合法权益和社会公共利益，保障山西省电力辅助服务市场平台和电力系统安全稳定运行，由山西能监办遵循依法、独立、公正、透明的原则对山西省电力辅助服务市场实施监管，对各市场主体遵守辅助服务市场运营规则情况和辅助服务市场运行情况等实施监管。七、组织实施在省电力体制改革领导小组的指导下，省政府电力管理部门、山西能监办负责组织山西省电力辅助服务市场，统筹协调市场建设，市场运营机构负责市场的运营与建设。省电力公司、各发电企业参加，共同研究市场建设过程中的重大问题。附件山西省可再生能源参与调峰辅助服务市场实施细则附件山西省可再生能源参与调峰辅助服务市场实施细则第一章总则第一条为促进风电、太阳能等可再生能源消纳，发挥市场在能源资源配置中的决定性作用，建立可再生能源辅助服务分担共享新机制，激励调峰辅助服务供应商改造设备、提升灵活调节能力，促进山西电网安全、稳定、经济运行，引导新兴产业与技术发展，结合山西实际，制定本细则。第二条本细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、电力监管条例（国务院令第 432号）以及并网发电厂辅助服务管理暂行办法（电监市场〔 2006〕 43 号）、国家发展改革委国家能源局关于同意山西省开展电力体制改革综合试点的复函（发改经体〔 2016〕 176号）等有关法律、法规及行业标准制定。第三条本细则适用于规范山西电网省调并网发电机组、售电企业、电力辅助服务提供商、电力用户等开展的可再生能源参与调峰辅助服务市场的交易行为。由于电网传输阻塞等原因造成的弃风、弃光电量不纳入调峰范围。参与山西省电力调峰辅助服务市场的所有市场成员须遵守本细则。第四条本细则所称可再生能源调峰辅助服务是指为促进风电、太阳能等可再生能源消纳，保证电能质量，由并网发电厂、售电企业、电力辅助服务提供商、电力用户提供的除一般电能生产与消费外的市场化辅助服务，主要包括实时深度调峰、需求侧响应调峰、售电企业移峰调峰、跨省跨区有偿调峰等辅助服务。第五条发电企业参与可再生能源调峰辅助服务市场要严格执行调度指令，以确保电力安全、供热安全为前提，不得以参与可再生能源调峰辅助服务市场为由影响居民供热质量。第六条可再生能源调峰辅助服务要在满足电监市场〔 2006〕 43号有关要求的基础上，做好与可再生能源调峰机组优先发电试行办法（发改运行〔 2016〕 1558号））的衔接。已经省政府电力管理部门认定的可再生能源调峰机组暂不参与电力直接交易，优先调用进行无偿深度调峰。第七条山西能监办负责监督本细则的执行。第二章市场成员第八条山西省可再生能源调峰辅助服务市场成员包括市场运营机构和市场主体两类。第九条山西省可再生能源调峰辅助服务市场的运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。中长期可再生能源调峰辅助服务市场的组织和运营由电力交易机构负责，日前、日内市场的组织和运营暂由电力调度机构负责。山西省可再生能源调峰辅助服务市场运营机构的权利和义务包括（一）负责市场主体的注册、交易合同管理；（二）管理、运营山西省可再生能源调峰辅助服务市场；（三）建立、维护市场交易技术支持平台；（四）组织市场交易，并按照交易结果进行调用；（五）为市场主体出具结算凭据，并提供相关服务；（六）按规定披露和发布市场信息；（七）评估市场运行状态，对市场运营规则提出修改建议；（八）紧急情况下按规定中止市场运行，保障电力系统安全运行；（九）向山西能监办提交相关市场信息，接受其监管。第十条山西省可再生能源调峰辅助服务市场的市场主体为已完成市场主体注册的省调并网发电厂（包括火电厂、常规水电厂、风电场、太阳能发电机组、抽水蓄能电厂）、电储能设备运营方，以及满足市场准入条件的售电企业、可实施需求侧响应的电力用户。上述市场主体涉及的相关技术标准另行制定。第十一条市场主体的权利和义务（一）火电企业的权利和义务 1.按规定参与有偿调峰辅助服务市场，获得相关费用； 2.加强设备维护，执行有偿调峰辅助服务调度指令； 3.当交易未达成时严格执行基本调峰辅助服务调度指令； 4.按规定披露和提供信息，获得相关信息； 5.及时反映有偿调峰辅助服务市场中存在的问题，获得公平、公正、公开的处理结果； 6.法律法规规定的其他权利和义务。（二）可再生能源发电企业的权利和义务 1.享有优先发电权，在发生弃风、弃光时按规定参与有偿调峰辅助服务市场，支付相关费用； 2.加强设备维护，执行有偿调峰辅助服务调度指令； 3.按规定披露和提供信息，获得相关信息； 4.及时反映有偿调峰辅助服务市场中存在的问题，获得公平、公正、公开的处理结果； 5.法律法规规定的其他权利和义务。（三）电力用户的权利和义务 1.按规定参与可再生能源调峰辅助服务市场，签订和履行交易合同，支付和收取相关费用； 2.按规定披露和提供信息，获得相关信息； 3.服从电力调度机构的统一调度，在电力系统特殊运行情况下（如事故、严重供不应求等）按调度要求安排用电； 4.法律法规规定的其他权利和义务。（四）售电企业的权利和义务 1.按规定参与可再生能源调峰辅助服务市场，签订和履行交易合同，支付和收取相关费用； 2.按规定披露和提供信息，获得相关信息； 3.法律法规规定的其他权利和义务。第三章山西省可再生能源调峰辅助服务市场交易第一节通则第十二条可再生能源调峰辅助服务市场中的交易量暂不计入出让方发电设备的年度总电量。第十三条火电厂基本调峰辅助服务是指火电机组单位统计周期内，平均负荷率小于或等于调峰辅助服务市场参与基准时，所提供的调峰辅助服务。其中，平均负荷率火电机组单位统计周期内平均发电出力 /火电机组签订的调度并网协议中确认的最大发电能力 100；火电调峰率 1-平均负荷率。可再生能源调峰辅助服务市场参与基准的参考值见下表时期火电厂类型可再生能源调峰辅助服务市场参与基准非供热期纯凝火电机组负荷率 50热电机组负荷率 50供热期纯凝火电机组负荷率 50热电机组 12月、 1月、 2月负荷率 6011月、 3月负荷率 55 可再生能源调峰辅助服务市场参与基准可根据实际情况进行调整。第十四条单位统计周期是计算交易电量的基本时间单位，通常以 1小时为一个单位进行统计。在每个统计周期内计算可再生能源调峰辅助服务购售双方收支费用。第二节实时深度调峰辅助服务交易第十五条可再生能源调峰辅助服务市场中的实时深度调峰辅助服务交易（以下简称实时深度调峰交易）是指预计出现弃风、弃光情况时，火电机组实时调减出力，使平均负荷率小于可再生能源调峰辅助服务市场参与基准而提供辅助服务的交易。平均负荷率大于或等于可再生能源调峰辅助服务市场参与基准时，火电机组提供的调峰辅助服务属于其应承担的基本义务。第十六条实时深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式组织。火电机组为实时深度调峰交易的出售方，可再生能源发电机组为实时深度调峰交易的购买方。第十七条火电机组平均负荷率小于有偿调峰基准时，申报愿意继续下调的非递减容量 -电价曲线不得超过三段。可再生能源发电机组申报为避免弃风、弃光所需要购买的非递增容量 -电价曲线不得超过三段。第十八条申报截止后，市场运营机构将所有火电机组的报价曲线累加形成的市场总供给曲线应为递增曲线；将所有可再生能源发电机组的报价曲线累加形成的市场总需求曲线应为递减曲线。第十九条实时深度调峰交易在日内调用时，由市场运营机构根据电网运行需要，按照市场总供给曲线由低到高依次调用火电机组进行深度调峰，按照市场总需求曲线由高到低依次安排可再生能源发电机组进行增发。火电机组深调侧与可再生能源发电机组增发侧分别按价格优先原则进行，两侧之间无需一一对应。第二十条实时深度调峰交易每小时出清一次。每个单位统计周期内，由电力调度机构计算火电机组的深度调峰电量（即火电机组因提供深度调峰辅助服务所少发的电量）、火电边际价格（即实际调用到的最后一台深度调峰机组的报价）、可再生能源发电机组的增发电量（即可再生能源发电机组因购买深度调峰辅助服务所避免的弃风、弃光电量）以及可再生能源发电机组边际价格（即实际增发到的最后一台可再生能源发电机组的报价）。单位统计周期内市场出清价格为火电边际价格与可再生能源发电机组边际价格的平均值。当可再生能源发电机组边际价格小于火电边际价格时，认为该单位统计周期内交易未达成。第二十一条提供深度调峰辅助服务的火电机组按照单位统计周期内的市场出清价格获得收益，购买深度调峰辅助服务的可再生能源发电机组按照单位统计周期内的市场出清价格支付费用。交易未达成时，不调用火电机组进行深度调峰，不安排可再生能源发电机组进行增发，也不进行相关市场结算。火电补偿费用不足时，缺额部分由各可再生能源发电机组根据其增发电量比例分摊。第二十二条鼓励供热电厂或第三方投资建设储能调峰设施。火电企业或第三方在计量出口内建设的电储能设施视为深度调峰设施，可参与实时深度调峰市场。第二十三条可再生能源发电机组的增发电量应不大于火电企业的深度调峰电量。对未达到调峰标准的火电企业按照华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）和华北区域发电厂并网运行管理实施细则（试行）进行考核。在一个统计周期内，火电企业两次及以上出力大于其申报深度调峰能力的 50％，或少发电量大于其申报电量的 10％时，认为其提供深度调峰辅助服务失败，可及时中止调峰辅助服务交易，已发生的深度调峰电量不予补偿。提供深度调峰辅助服务失败后的火电机组若要再次参与实时深度调峰辅助服务市场，需经过 3小时的深度调峰能力测试。测试通过后，方可再次参与。第三节需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰第二十四条山西省可再生能源调峰辅助服务市场建立初期，需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰是指具有蓄能设施、主要在低谷时段用电、可在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目与售电企业业务。第二十五条参与可再生能源调峰辅助服务市场的需求侧响应用户和售电企业的最小用电电力须达到 1万千瓦以上，且能够将实时用电信息报送电力调度机构，并接受电力调度机构的统一调度指挥。第二十六条需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰交易在省内开展，交易周期为日及以上，交易模式以双边协商交易为主、集中竞价交易为辅。第二十七条需求侧响应用户和售电企业可与可再生能源发电机组开展中长期双边协商交易。双边协商交易双方需向市场运营机构提交包含交易时段、每 15分钟一点的用电功率曲线、交易价格等内容的交易意向，由电力调度机构进行安全校核。山西省可再生能源调峰辅助服务市场建立初期，双边协商交易价格的上限原则上为省内火电标杆电价。第二十八条需求侧响应用户和售电企业也可在可再生能源调峰辅助服务市场交易平台开展集中竞价交易，需向市场运营机构申报交易时段、每 15分钟一点的用电功率曲线、意向价格等内容，由市场运营机构对外发布。山西省可再生能源调峰辅助服务市场建立初期，电力用户申报补偿价格的上限为 0.4元 / 千瓦时。第二十九条可再生能源发电机组根据市场运营机构发布的交易信息，申报电力、电价。可再生能源发电机组的申报电价低于需求侧响应用户与售电企业的申报电价时，视为无效申报。第三十条可再生能源发电机组按照申报价格由高到低的顺序与需求侧响应用户或售电企业匹配成交，直至可再生能源发电机组的申报价格小于或等于需求侧响应用户或售电企业的申报价格，或者成交电力大于或等于需求侧响应用户或售电企业的申报电力。集中竞价交易的成交价格为可再生能源发电机组申报价格与需求侧响应用户或售电企业申报价格的平均值。如最后成交的多个可再生能源发电机组报价相同，则按其申报电力比例成交。第三十一条可再生能源发电机组购买到的需求侧响应用户或售电企业电力为其对应时段的新增发电空间。在低谷时段的调电过程中，市场运营机构将可再生能源发电机组的交易电力在原基础上进行叠加。除发生危及电网安全运行等特殊情况外，电网企业须保证可再生能源发电机组交易电力的发电空间。由于可再生能源发电机组自身原因未发出的交易电力视为已完成，后期不予追补。如交易约定时段电网未因调峰引起弃风、弃光，视为交易已完成。可再生能源发电机组由于电网安全及不可抗力原因未发出交易电力，视为该期间交易暂停。第三十二条电力调度机构将交易结果与执行结果全部发送至电力交易机构，由电力交易机构出具结算凭证。第三十三条市场运营机构按以下方式计算各市场主体的结算费用需求侧响应用户或售电企业获得的辅助服务费用 Σ交易电量成交价格可再生能源发电机组支付的费用 Σ交易电量成交价格当需求侧响应用户或售电企业低谷时段的实际用电量大于合同电量时，交易电量为合同电量，仅对合同电量部分进行补偿；当需求侧响应用户或售电企业低谷时段的实际用电量小于合同电量时，交易电量为可中断负荷用户低谷时段实际用电量。第三十四条参与可再生能源调峰辅助服务市场的售电企业、电力用户应能够在单位统计周期内进行有效的计量。第四节山西省可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易第三十五条山西省可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易是指为减少弃风、弃光，通过日内有偿调整山西省与周边省份联络线交易计划，实现调峰能力缺乏省份向调峰能力富裕省份购买调峰辅助服务。第三十六条当山西省或周边省份因调峰出现弃风、弃光时 ,由市场运营机构代理，向区域市场运营机构或周边省份的市场运营机构申请购买或出售可再生能源调峰辅助服务。区域市场运营机构或周边省份的市场运营机构可根据其调峰能力剩余情况，开展跨省跨区调峰辅助服务交易。第三十七条可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易总量为联络线实际交换电量与联络线日前计划电量之差。跨省跨区购买可再生能源调峰辅助服务的省份仅需为售出省份提供的深度调峰辅助服务有偿部分支付费用。第三十八条日内可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易价格参照跨省跨区交易价格，暂由购售双方市场运营机构协商确定。第三十九条可再生能源跨省跨区调峰辅助服务交易购售双方费用在各单位统计周期内与双方省内电力调峰辅助服务费用一并统计和结算。山西省售出的可再生能源跨省跨区调峰辅助服务费用（无偿跨省调峰支援部分不发生费用）优先用于支付省内已售出实时深度调峰辅助服务的市场主体。山西省购入可再生能源跨省跨区调峰辅助服务产生的费用由省内已购入实时深度调峰辅助服务的市场主体，按照各自已发生的省内实时深度调峰辅助服务费用比例进行分摊。第五节市场组织与竞价第四十条每月 5日前，有关发电企业、需求侧响应用户、售电企业将双边协商达成的需求侧响应调峰、售电企业移峰调峰提交市场运营机构，通过电力调度机构安全校核后执行。第四十一条每日 10-11时，有意愿参与可再生能源调峰辅助服务市场且满足准入条件的需求侧响应用户、售电企业向市场运营机构上报次日用电计划，包括用电时段和每 15 分钟一点的用电功率曲线。第四十二条每日 10-11时，有意愿参与实时深度调峰辅助服务交易的火电厂、可再生能源发电机组向市场运营机构上报次日的交易意愿。其中，火电机组的最大出力应考虑机组因自身原因造成的受阻电力，并不得高于核准容量；最小出力不得高于最小运行方式核定出力。第四十三条每日 10-11时，可再生能源发电机组上报购买需求侧响应用户、售电企业不同调峰辅助服务的意愿报价。第四十四条在可再生能源调峰辅助服务市场日前报价结束后，电力调度机构进行安全校核。首先排除不满足电网安全约束条件的市场参与申请（包括需求侧响应用户和售电企业申请），然后按顺序对申请购买需求侧响应调峰、售电企业移峰调峰的发电企业进行报价排序和安全校核。在以小时为单位的统计周期内，通过安全校核的发电企业按照报价由高到低的次序购买申请的可再生能源调峰辅助服务，直至交易全部售出或已无企业申购。第四十五条市场运营机构每日 15时前发布安全校核及需求侧响应调峰和售电企业移峰调峰的集中竞价交易结果。每日 15-16时，达成交易的双方通过电力交易平台远程签署交易合同，作为日后的结算依据。第四十六条市场运营机构在编制次日发电计划时，应将已达成需求侧响应调峰和售电企业移峰调峰交易的发电空间预留给参与交易的风电企业。第六节调峰辅助服务日内调用第四十七条遵循按需调用、价格优先、按序调用的要求，对不同调峰辅助服务按照经济性原则进行调用，优先调用无偿与低价的调峰辅助服务资源。第四十八条为保证电网安全运行，