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第四十一条 【交易结算原则】深度调峰、启停调峰、储能调峰等纳入统一结算平衡体系,根据实际运行日各交易时段深度调峰容量、启停机台次以及成交价格等计算和统计,按月结算。
第四十二条 【交易费用结算】电力调度机构在每月初将公示无异议后的交易费用及分摊结果提供电力交易机构,电力交易机构负责按月出具调峰服务交易结算依据。
第四十三条 【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。
第二节 交易费用计算
第四十四条 【总交易费用计算】调峰服务提供方每月获得的深度调峰、启停调峰、储能调峰总费用计算方法为:
月度总费用=月度深度调峰交易费用+月度启停调峰交易费用+月度机组电储能交易费用=∑每日各交易时段机组深度调峰交易费用+∑每次机组启停调峰交易费用+∑每日各交易时段电储能设施储能调峰交易费用
第四十五条 【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交易费用计算方法为:
各交易时段深度调峰交易费用=∑(该交易时段机组深度调峰容量×该交易时段机组深度调峰容量成交价格)上述公式中,若电厂在实时调用阶段作为一个调用对象,则以该电厂的深度调峰容量进行统计计算。
为规范燃煤机组深度调峰响应及时率,做如下补充规定:
参与深度调峰的燃煤机组在单位计量周期内未到达其申报的最小发电出力,且在 30 分钟内未达到调度机构所下达的负荷率要求时,纳入“两个细则”中发电计划曲线执行偏差考核。
第四十六条 【每次日启停调峰交易费用计算】每次启停调峰交易费用计算方法为:
每次启停调峰交易费用=∑所有机组启停调峰交易报价以下情形适用特殊计算方法:
(一)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 1 个小时,则扣减应支付该笔启停调峰交易费用的 30%,直至扣减为零。
(二)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 1 个小时,则扣减应支付该笔启停调峰交易费用的 20%,直至扣减为零。
第四十七条 【各交易时段电储能设施储能调峰交易费用计算】每日各交易时段调峰服务提供方获得的电储能设施储能调峰交易费用计算方法为:
各交易时段电储能设施储能调峰交易费用=∑(该交易时段电储能设施实际充电平均功率×该交易时段电储能设施成交价格)
为规范电储能设施储能调峰及时率,做如下补充规定:
参与储能调峰的电储能设施在 5 分钟内未按调度指令调整其充电功率的,视为调峰不合格,相应时段电储能交易费用不予结算。
第四十八条 【免于特殊计算方法的条件】机组因电网或现场事故异常等原因按照调度机构指令要求或按照现场规程要求调整出力,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四十四至第四十六条中有关处罚或考核。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
第四十九条 【分摊基本原则】初期,调峰市场交易费用分摊将以市场主体交易日上网电量为基准,并考虑不同电源峰谷差率进行分摊;后期逐步过渡至开展调峰市场交易时段上网电量分摊模式。
第五十条 【分摊计算方案】市场主体以交易日对应上网电量比例计算分摊金额,分摊公式如下:
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 为该市场主体调峰影响系数,其计算公式为:
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/该时段主体当日低谷时段平均负荷)
其中,不同月份峰谷时段由调度机构根据当月预测数据提前公布。为避免特殊情况,作如下补充规定:
(1)若当日低谷时段某电源平均负荷为 0,而高峰时段平均负荷不为 0,则其影响系数 Ki 取值为 0.6。
(2)若当日低谷时段某电源平均负荷不为 0,而高峰时段平均负荷为 0,则其影响系数取当日所有市场主体中影响系数最大值。
(3)若当日低谷与高峰时段电源平均负荷均为 0,则影响系数 Ki 取值为 1。
第五十一条 【分摊限价处理】若某市场主体调峰服务分摊费用超过规定费用限值,则按照其限值结算。不足部分由调峰辅助服务提供方按照原结算费用比例分摊。
第六章 信息披露
第五十二条 【信息披露原则】市场运营机构进行披露信息应遵循真实、及时、透明的原则,遵循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。
第五十三条 【信息披露内容】调峰市场信息披露内容包括正常运行信息和特殊运行信息。
正常运行信息分为日信息、月度信息以及年度信息,内容主要为市场主体调峰服务调用情况和费用分摊情况。
特殊运行信息用于发生市场干预时段的市场运行情况,根据发生市场干预的具体情况进行披露。
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3月18日,国家电网有限公司大同—怀来—天津南1000千伏特高压交流工程开工建设。据悉,大同—怀来—天津南工程起于山西省大同市,途经河北省燕山山脉和海河流域,止于天津市滨海新区,新建大同、怀来、承德、天津北四座变电站,扩建天津南变电站,新增变电容量1800万千伏安,新建双回线路长度770千米。
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2月11日,河北省霸州发展和改革局公示第1季度2月分布式光伏可开放容量。原文见下:霸州市分布式光伏可开放容量公示(2025年第1季度2月)为了引导屋顶分布式光伏优先在具有可开放容量区域开发建设,按照河北省发展和改革委《关于加强屋顶分布式光伏管理有关事项的通知》要求,霸州市供电公司对全市辖区
近日,国家发改委、能源局联合印发的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)犹如一声春雷,划破了春节期间的沉寂,奏响了新能源电力市场化的隆隆战鼓。这些年,我国光伏和风电发展可谓一路高歌猛进,五年实现了“五连跳”,取得了举世瞩目、彪炳史
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3月5日,贵州省人民政府拟下达2025年可再生能源电价附加补助地方资金预算的公示。公示显示,本次拨付金额3264万元。原文如下:关于拟下达2025年可再生能源电价附加补助地方资金预算的公示根据《省财政厅关于提前下达2025年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》(黔财建〔2024〕174号)文件要求,
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近日,贵州省人民政府印发《2025年〈政府工作报告〉重点工作责任分工方案》,《方案》提出要加快建设水城电厂、大湾低热值煤电厂、织金平远电厂等,持续推进贵阳、黔南抽水蓄能电站建设,加强风电、光伏等清洁能源开发利用,推动清洁电力入黔和省间电力互济,电力装机容量达9700万千瓦,发电量达2700亿
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12月22日,贵州平塘县者密农业光伏电站成功并网发电,县域内累计并网装机容量突破百万千瓦,标志着平塘县建成百万千瓦级新能源基地,提前完成“十四五”建设目标任务。据悉,贵州平塘县累计获得风电、光伏发电建设规模项目37个共397万千瓦,推动实现并网发电项目8个,并网装机达116.5万千瓦,获批装机
12月19日,贵州省人民政府新闻办公室举行新闻发布会,通报了贵州省新型综合能源基地建设推进情况。发布会上,贵州省能源局副局长、新闻发言人刘晓阳表示,贵州省作为我国重要的能源省份,一直致力于推动能源产业的转型升级和高质量发展。在新型综合能源基地建设方面,取得了显著的阶段性成果。预计2024
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