2020年12月1日起施行 《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》发布

11月5日，国家能源局华中监管局、江西省能源局印发《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，江西省电力辅助服务市场成员包括市场运营机构和市场主体。市场主体暂定为江西电力系统接入并进入商业运营的省调及以上发电企业（火电、水电、风电、光伏、热电联产,不含光伏扶贫和领跑者项目）和参与送电的网外发电企业，现阶段网外发电企业暂定为三峡水电站、葛洲坝水电站。雅中-江西特高压工程建成投产后，持续推进相关网外市场主体纳入市场。

根据国家有关规定并结合江西实际，逐步扩大市场主体准入范围，直至所有具备条件的发电企业、辅助服务供应商、用户（含售电公司）、电网企业等均纳入市场。

该规则自2020年12月1日起施行，有效期三年。

全文如下：

国家能源局华中监管局 江西省能源局关于印发《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》的通知

华中监能市场〔2020〕187号

国网华中分部、国网江西省电力有限公司，江西电力交易中心有限公司，中国长江电力股份有限公司，华能、大唐、国家能源集团、国家电投江西分公司，江西赣能股份有限公司，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，进一步推进江西省电力辅助服务市场化，促进清洁能源消纳，我们制定了《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，现印发你们，请遵照执行。

国家能源局华中监管局 江西省能源局

2020年10月29日

江西省电力辅助服务市场运营规则

（ 试 行 ）

第一章 总 则

第一条 为进一步完善和深化电力市场改革，建立电力辅助服务分担共享的市场化机制，促进江西电力系统安全、稳定、经济运行和清洁能源充分消纳，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）、《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）、《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）等国家有关规定制定本规则。

第二条 本规则适用于江西电网开展的电力辅助服务交易，与《江西省电力中长期交易规则（试行）》衔接。本规则所指电力辅助服务交易包括深度调峰交易和启停调峰交易。后期结合江西电力市场化改革进程和江西电网实际增加其它电力辅助服务交易品种。

第三条 江西省内电力调峰资源优先满足省内调峰需求，富余部分参与跨省交易。

第四条 国家能源局华中监管局（以下简称“华中能源监管局”）、江西省能源局依照国家有关规定，在各自的职责范围内对江西省电力辅助服务市场运营情况进行监管。

第二章 市场成员

第五条 江西省电力辅助服务市场成员包括市场运营机构和市场主体。

（一）市场运营机构为国网江西省电力有限公司电力调度控制中心（以下简称“省电力调度机构”）和江西电力交易中心有限公司（以下简称“省电力交易机构”）。

（二）市场主体暂定为江西电力系统接入并进入商业运营的省调及以上发电企业（火电、水电、风电、光伏、热电联产,不含光伏扶贫和领跑者项目）和参与送电的网外发电企业，现阶段网外发电企业暂定为三峡水电站、葛洲坝水电站。雅中-江西特高压工程建成投产后，持续推进相关网外市场主体纳入市场。

根据国家有关规定并结合江西实际，逐步扩大市场主体准入范围，直至所有具备条件的发电企业、辅助服务供应商、用户（含售电公司）、电网企业等均纳入市场。

第六条 市场主体权利和义务:

（一）按要求提供基础技术参数以确定提供辅助服务的能力，或提供有资质的单位出具的电力辅助服务能力测试报告；

（二）负责电力设备的运行与维护，确保能够根据电网调度指令提供符合规定标准的电力辅助服务；

（三）具备实时的电力电量计量、数据采集以及通信等软硬件条件；

（四）按规则参与市场交易，根据交易结果和电网调度指令提供电力辅助服务；

（五）按规则参与市场结算，包括获取补偿和参与分摊；

（六）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，获得电力辅助服务交易和输电服务的相关信息；

（七）法律法规规定的其他权利和义务。

第七条 省电力调度机构的权利和义务：

（一）保障电力系统统一调度，按规定建设、运行、维护和管理电网配套电力调度交易平台；

（二）配合华中能源监管局、江西省能源局日常运营监管，依法依规运营江西电力辅助服务市场；

（三）建设、维护江西电力辅助服务市场技术支持系统；

（四）依据市场规则组织交易，并按照交易结果进行调用；

（五）向省电力交易机构提供交易结果、执行情况等结算所需信息；

（六）向市场主体及时发布市场信息；

（七）紧急情况下中止市场交易，保障系统安全运行；

（八）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行信息，提供支撑市场化交易所需的相关数据；

（九）法律法规规定的其他权利和义务。

第八条 省电力交易机构的权利和义务：

（一）负责提供市场主体的注册服务；

（二）负责提供电力辅助服务交易结算依据及相关服务；

（三）负责交易合同的汇总管理；

（四）按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，及时向市场主体发布信息；

（五）法律法规规定的其他的权利和义务。

第三章 深度调峰交易

第一节 基本定义与原则

第九条 调峰辅助服务分为基本义务调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务。

基本义务调峰辅助服务，是指发电机组出力高于有偿调峰基准的调峰服务，由省电力调度机构根据系统运行需要无偿调用。

有偿调峰辅助服务即深度调峰交易，是指在省内抽水蓄能机组调峰能力用尽且系统负备用仍不足时或清洁能源电力消纳困难的情况下，燃煤机组主动调减出力至负荷率低于有偿调峰基准为标的的交易。

深度调峰交易卖方为市场主体中的燃煤机组，买方为交易时段在运机组和向江西电网送电的网外发电企业。

第二节 申报与出清

第十条 深度调峰交易采用“日前报价，按需调用，边际出清”的交易机制。启动市场时，燃煤机组原则上必须处于最小运行方式且基本义务调峰资源已用尽。

第十一条 全天共设置96个交易时段，以每15分钟为一个交易周期计算深度调峰服务费及分摊费用，第一个时段为0:00-0:15,最后一个时段为23:45-24:00。

第十二条 深度调峰交易采用负荷率分段报价方式。

燃煤机组以额定容量的5%作为一个报价区间。申报价格为减发电量价格，随调峰深度增加按非递减原则报价，每个报价区间设置报价上限。具体分档及报价上限为：

最小报价单位为10元/MWh。

第十三条 鼓励发电企业配置适当规模的储能设施，实现储能设施与发电机组、电网的协调优化运行。

在发电企业计量关口内建设的储能设施，作为电厂储能设备改善机组调频调峰等发电性能的手段之一，可与机组联合参与调峰辅助服务交易。

（一）发电侧储能充电：发电侧储能设备可利用所在电厂富余的电力进行充电。

（二）发电侧储能放电：发电侧储能放电电量等同于发电厂发电量，具体电费结算按照国家有关规定执行。

鼓励独立储能设施企业参与电力调峰辅助服务市场。

第十四条 卖方在日前通过技术支持系统提交申报信息，其中燃煤机组提交最小发电出力和对应报价。

第十五条 省电力调度机构通过技术支持系统，结合负荷预测、开机方式、可再生能源消纳等电网运行情况，经安全校核以后，按照卖方报价从低到高的顺序进行日前出清。当系统实际深度调峰需求高于（或低于）日前出清结果时，按照卖方报价从低到高（或从高到低）的顺序依次调用（或停止调用）。机组报价相同时，按报价的先后顺序排序。每个单位统计周期内，日内实际每档位最后调用到的燃煤机组报价为该档位市场边际出清价格，该价格用于该档位市场统一结算。

第十六条 当所有报价的卖方机组均已出清，深度调峰能力仍不能满足系统需求时，由省电力调度机构根据系统需要按照机组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燃煤机组，调用价格为已报价机组的市场出清价格。

第三节 服务费与分摊

第十七条 服务费与成本分摊费结算实行日清月结。省电力交易机构根据省电力调度机构提供的交易结果、执行结果等结算所需信息按交易规则计算并公布每个交易时段内各机组服务费和分摊金额，并进行日、月、年统计汇总到参与市场主体。

第十八条 深度调峰电量，是指机组在各调峰分档区间内负荷率低于该档基准上限形成的实际未发电量。

第十九条 深度调峰交易按照各档深度调峰电量及对应市场出清价格进行统计结算，计算方式如下：

燃煤机组深度调峰服务费＝∑（第i档深度调峰电量×第i档实际出清电价）

第二十条 根据不同主体在调峰服务市场的贡献和受益程度，深度调峰交易服务费分摊计算中设置分摊系数Ki，取值范围为0-2，在市场运行初期Ki取值暂定为1。各不同主体分摊系数取值（如下）可根据市场运行情况进行调节。

（一）火电分摊系数为K1；

（二）水电分摊系数为K2；

（三）光伏分摊系数为K3；

（四）风电分摊系数为K4；

（五）网外发电企业的分摊系数设为K5。

第二十一条 深度调峰成本分摊计算公式：

各买方主体深度调峰成本分摊费=（（交易时段内该主体分摊上网电量×该主体分摊调节系数） /∑（交易时段内各主体分摊上网电量×各主体分摊调节系数））×交易时段内全网深度调峰服务费。

第二十二条 为满足水库最小生态下泄流量，买方中水电站参与分摊的电量按其交易时段发电量的20%剔除。

第二十三条 市场运行初期为避免市场主体分摊金额过高，在单位统计周期内对买方分摊金额设定上限：初期分摊金额不超过其上网电费的1%。根据后期市场运行情况，分摊上限可适时调整。

第二十四条 当出现买方分摊金额达到上限的情况后，深度调峰总费用缺额的部分由未达到分摊上限的买方按照各自上网电费的比例共同承担。具体计算公式为：

未达到分摊上限买方承担的缺额费用＝（该买方上网电量/所有未达到分摊上限买方的上网电量）×缺额费用

第二十五条 当全部买方分摊金额均达到上限，深度调峰总费用仍有缺额时，缺额部分按照卖方获取补偿费用等比例调减。具体计算公式为：

卖方补偿费用调减金额＝（该卖方获取的补偿费用/所有卖方获取的补偿费用）×缺额费用

第二十六条 燃煤机组开停机或因自身原因导致平均负荷率低于有偿调峰基准时，不视为提供深度调峰服务，不纳入市场补偿范围。出现上述情况时，发电企业应主动、及时通知省电力调度机构，省电力调度机构应在调度日志、市场技术支持系统中记录备查。

第二十七条 因电网安全约束造成燃煤机组无法提供深度调峰服务时，燃煤机组不参与分摊。省电力调度机构应及时通知发电企业，并在调度日志、技术支持系统中记录备查。

第二十八条 因电网安全约束造成机组平均负荷率低于有偿调峰基准时，省电力调度机构应及时通知发电企业，在调度日志、市场技术支持系统中记录备查，并按以下原则处理：

（一）若未启动深度调峰交易，机组不予补偿；

（二）若已启动深度调峰交易，机组按市场出清价格进行补偿。