北極星儲能網獲悉，近日華東能監局發布關于公開征求《華東電力調峰輔助服務市場運營規則（修訂稿）》意見的公告，公告中提出電化學儲能電站分段申報日前96點調峰（充電）“電力-電價”曲線，申報電價的最小單位為1元/兆瓦時，申報電力的最小單位為50兆瓦，不足50兆瓦部分按單段申報，分段報價時須按照價格遞減方式逐段申報。
按照發電機組、電化學儲能電站調峰情況分攤調峰輔助服務費用的，購入調峰輔助服務費用由電網企業向所有消納的發電企業、電化學儲能電站分攤。
跨省輸電費由賣方發電企業、電化學儲能電站承擔，按相關規定執行。
賣出調峰輔助服務電化學儲能電站如果仍處于放電狀態，則費用結算與發電機組相同。如果處于充電狀態，賣出調峰輔助服務電化學儲能電站（充電）費用結算=出清中標充電電量×（出清電價+輸配電價+政府性基金及附加），由賣出調峰輔助服務電化學儲能電站向電網企業支付。
原文如下：
關于公開征求
《華東電力調峰輔助服務市場運營規則（修訂稿）》
意見的公告
為貫徹落實《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）等文件要求，結合華東電力調峰輔助服務市場運行情況，我局對《華東電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）》（華東監能市場〔2018〕102號）進行了修訂，形成《華東電力調峰輔助服務市場運營規則（修訂稿）》，現向社會公開征求意見。歡迎有關單位和社會各界人士提出寶貴意見建議。此次征求意見的時間為2021年12月1日至2021年12月31日。相關意見建議請傳真至021-63372330。
附件:華東電力調峰輔助服務市場運營規則（修訂稿）
第一章總則
第一條為保障華東電網安全運行，緩解華東電網各省（市）調峰資源不均、部分省（市）調峰資源不足問題，建立市場化的電力調峰輔助服務跨省調劑機制，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，全面提升華東電網消納清潔能源能力，特制定本規則。
第二條本規則依據《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9 號)及其相關配套文件、《電力監管條例》(國務院令第432號)、《國家能源局關于印發2017 年能源體制改革工作要點的通知》(國能法改〔2017〕80號)、《國家能源局關于印發〈完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案〉的通知》（國能發監管〔2017〕67號）、《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監市場〔2006〕43號)、《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）以及國家相關法規政策制定。
第三條華東電力調峰輔助服務市場為負備用市場，通過市場化方式實現負備用跨省調劑。省（市）電網在省（市）內調峰資源無法滿足電網運行需求時，通過華東電力調峰輔助服務市場購買省（市）外調峰資源。
第四條華東電力調峰輔助服務市場堅持市場化導向，堅持“公開、公平、公正”原則，確保市場運作規范透明。
第五條國家能源局華東監管局（以下簡稱華東能源監管局）負責華東電力調峰輔助服務市場的監督與管理。國家電網有限公司華東分部調度控制中心（以下簡稱華東網調）負責華東電力調峰輔助服務市場的日常運行。
第六條在省（市）電網出現日前預測調峰資源不能滿足電網運行需求時，由需求省（市）調度機構觸發啟動華東電力調峰輔助服務市場。
第二章市場成員管理
第七條華東電力調峰輔助服務市場主體
（一）買方：調峰資源不足的省（市）電網企業。
（二）賣方：調峰資源富足省（市）、省級及以上電力調度機構調度管轄所有調峰能力不低于額定容量50%的30萬千瓦及以上燃煤火電機組、電價市場化的抽水蓄能機組及電化學儲能電站，適時擴大至其它發電機組。
（三）輸電方：相關電網企業。
第八條發電企業、電化學儲能電站職責
（一）根據發電機組最低技術出力、電化學儲能最大充放電能力、省（市）調度機構安排的發電（或充電）曲線及滿足電網安全約束的可售容量進行報價。
（二）負責建設、運行和維護華東電力調峰輔助服務市場電廠側報價終端。
（三）執行市場出清結果。
第九條電網企業職責
（一）為市場主體提供公平的電網接入服務和輸配電服務。
（二）國家電網有限公司華東分部（簡稱華東分部）負責分別與賣方所在電網企業和買方電網企業結算。
（三）華東分部和賣方所在電網企業按照現行結算關系負責與中標機組結算。
（四）根據能源監管機構確定的費用分攤原（細）則，將調峰輔助服務費用分攤至與相關發電企業、電化學儲能電站。
第十條調度機構職責
（一）華東網調負責建設、運行和維護華東電力調峰輔助服務市場技術支持系統。省（市）調度機構負責建設、運行和維護華東電力調峰輔助服務市場省（市）側配套技術支持系統。
（二）華東網調負責按市場規則運營華東電力調峰輔助服務市場。省（市）調度機構配合華東網調運營華東電力調峰輔助服務市場。
（三）省（市）調度機構負責日前發用電平衡預測，在預計調峰資源不足時申報調峰購買需求。
（四）華東網調、省（市）調度機構負責核定參與市場機組的可售容量，考核中標機組的執行情況。
（五）華東網調、省（市）調度機構負責調度管轄范圍內電網安全校核。
（六）華東網調、省（市）調度機構負責披露和提供信息。
第三章報價與出清
第十一條買方省（市）電網企業申報日前的調峰購買需求96點曲線，申報電力的最小單位是50兆瓦。
第十二條賣方發電企業、電化學儲能電站分段申報日前96點調峰（充電）“電力-電價”曲線，申報電價的最小單位為1元/兆瓦時，申報電力的最小單位為50兆瓦，不足50兆瓦部分按單段申報，分段報價時須按照價格遞減方式逐段申報。
第十三條華東電力調峰輔助服務市場采用統一邊際電價出清機制，分96點出清。
（一）將每個時段賣方發電企業、電化學儲能電站申報電價從高到低排序，直至滿足該時段的負備用需求，出清電價為最后中標的發電企業、電化學儲能電站申報電價，如報價相同，中標結果按申報電力比例分配。
（二）如有賣方發電企業、電化學儲能電站因省間聯絡線輸送能力、調峰機組變負荷速率、調峰機組深度調峰最小持續時間、日內深度調峰最大調用次數等約束不能成交的，由排序在后的發電企業、電化學儲能電站遞補。
（三）多個省（市）有調峰需求時，按總需求進行出清，并將出清結果按照省（市）調峰需求比例向中標機組分配。
第四章市場組織流程
第十四條工作日15:00前，華東網調接收國家電力調度控制中心（以下簡稱國調中心）下發的跨區聯絡線送電計劃，完成次日檢修計劃審批，將相關斷面限額錄入安全校核系統。
第十五條工作日15:15前，華東網調根據國調中心下發的跨區域通道日前計劃，編制省間聯絡線計劃，下發各省（市）調度機構。
第十六條工作日15:30前，買方調度機構申報每一時段（96點）調峰輔助服務需求，并進行合理性校驗和安全校核，保證電網能夠安全可靠送出。
第十七條工作日15:50前，賣方調度機構組織直調發電企業、電化學儲能電站完成市場報價，并對電廠、電化學儲能電站申報的調峰（充電）能力進行合理性校驗和初步安全校核，在確保發電企業、電化學儲能電站申報的調峰（充電）電力滿足電網安全約束后，提交至華東網調。
第十八條工作日16:15前，華東網調組織調峰輔助服務市場集中出清，形成考慮安全約束的出清結果，將出清結果納入省間聯絡線日前計劃，下發各省（市）調度機構。
第十九條工作日16:45前，買方調度機構接收華東網調下發的聯絡線關口計劃，編制省（市）內機組次日發電計劃，經安全校核后下發執行。
第二十條工作日16:45前，賣方調度機構根據華東網調下發的聯絡線關口計劃和調峰輔助服務市場出清結果，將市場成交電力曲線納入省（市）內平衡，編制省（市）內機組次日發電計劃，經安全校核后下發執行。
第二十一條工作日17:00前，華東網調在華東電力調峰輔助服務市場技術支持系統中發布市場出清結果。
第五章電量電費結算
第二十二條華東電力調峰輔助服務市場執行日清月結，優先結算。跨省輸電費由賣方發電企業、電化學儲能電站承擔，按相關規定執行。
第二十三條華東電力調峰輔助服務市場交易結算報表經市場主體核對無異議后進行結算。
第二十四條購入調峰輔助服務省（市）費用結算=出清外送電量×出清電價，由賣出調峰輔助服務省（市）電網企業向購入調峰輔助服務省（市）電網企業支付。
第二十五條賣出調峰輔助服務機組費用結算=出清機組中標上網電量×出清電價，由賣出調峰輔助服務發電企業向所在省（市）電網企業支付，并相應扣抵機組持有的合同電量，即執行時減少發電機組的合同電量，結算時發電機組按原有合同電量電價以及本次合同電量電價分別計算電費后相抵扣。賣出調峰輔助服務電化學儲能電站如果仍處于放電狀態，則費用結算與發電機組相同。如果處于充電狀態，賣出調峰輔助服務電化學儲能電站（充電）費用結算=出清中標充電電量×（出清電價+輸配電價+政府性基金及附加），由賣出調峰輔助服務電化學儲能電站向所在省（市）電網企業支付。國家另有規定的，則按國家規定執行。初期暫不考慮跨省輸電費用和網損，根據電網發展和市場情況再予調整。
第二十六條每月15個工作日前，華東網調向華東能源監管局報送調峰輔助服務市場交易結算報表（沒有交易不用報送）。
第六章費用分攤
第二十七條購入調峰輔助服務費用由省（市）電網企業向相關發電企業、電化學儲能電站等收取，可以通過納入當地調峰輔助服務市場、“兩個細則”分攤調峰輔助服務費用，也可按相應能源監管機構制定分攤細則分攤調峰輔助服務費用，或者按照發電機組、電化學儲能電站調峰情況分攤調峰輔助服務費用。
第二十八條根據華東電力調峰輔助服務市場的結算原則，省（市）購買調峰輔助服務費用的分攤結算執行日清月結。
第二十九條省（市）調度機構負責按照相關能源監管機構確定的分攤原（細）則計算相關發電企業、電化學儲能電站分攤費用。購入調峰輔助服務費用分攤結算報表按月公示5個工作日，經市場主體核對無異議后結算，或經相應能源監管機構審核后結算。
第三十條每月15個工作日前，省（市）調度機構向相關省（市）能源監管機構報送調峰輔助服務費用分攤結算報表（未發生調峰輔助服務費用分攤不用報送）。
第三十一條按照發電機組、電化學儲能電站調峰情況分攤調峰輔助服務費用的，購入調峰輔助服務費用由省（市）電網企業向所有在本省（市）消納的發電企業（省級及以上調度機構調度管轄發電廠）、電化學儲能電站（處于放電狀態）分攤。
（一）發電企業、電化學儲能電站分攤的該省（市）調峰輔助服務費用=發電企業、電化學儲能電站的分攤電量×（發電企業、電化學儲能電站在該省（市）的上網電價或落地電價-華東電力調峰輔助服務市場出清電價）。
（二）發電企業、電化學儲能電站的分攤電量=該省（市）在華東電力調峰輔助服務市場成交的出清外送電量×分攤比例。
（三）分攤比例為該發電企業、電化學儲能電站按照自身調峰不足而多發電量占所有在該省（市）消納的發電企業調峰不足而多發電量之和的比例。發電企業、電化學儲能電站自身調峰不足而多發的電量指在省（市）購買調峰輔助服務的每個時段內，該發電企業、電化學儲能電站的發電利用率大于在該省（市）消納的所有發電企業的平均發電利用率部分的電量。
1.發電利用率=該時段發電企業、電化學儲能電站的實際發電出力/該時段發電企業的最大可調出力（電儲能電站最大放電功率）。
2.平均發電利用率=該時段的在該省（市）消納的所有發電企業的實際發電出力之和/該時段的在該省（市）消納的所有發電企業的最大可調出力之和。
3.因電網安全約束等原因造成發電企業、電化學儲能電站無法減出力而多發的電量應從發電企業、電化學儲能電站的發電利用率大于所有發電企業的平均發電利用率部分的電量中予以扣除。
（四）在計算發電企業、電化學儲能電站分攤費用時，發電企業、電化學儲能電站在該省（市）的上網電價或落地電價計算口徑如下。
1.發電企業、電化學儲能電站在該省（市）的上網電價或落地電價為含稅，含脫硫、脫銷、除塵，不含可再生能源補貼電價。超低排放電價單獨結算的，則不在計算范圍；不單獨結算的，則在計算范圍。
2.發電企業、電化學儲能電站在該省（市）的上網電價或落地電價為其在省（市）購買調峰輔助服務時段內所有合同（包括優先發電合同和市場化交易合同等）的加權平均電價。省（市）購買調峰輔助服務時段內合同不能準確分出的，按照當月該發電企業、電化學儲能電站所有合同加權平均電價計算（電化學儲能電站對應放電合同加權平均電價）。
3.若發電企業在省（市）無批復上網電價，按省（市）燃煤發電基準價作為其在省（市）的上網電價計算分攤費用。
4.若發電企業、電化學儲能電站在該省（市）的上網電價或落地電價小于等于華東電力調峰輔助服務市場出清電價，則不需分攤費用。
（五）省（市）外來電中若存在打捆送入省（市）的情況，在結算分攤費用時，按相應打捆方式計算分攤和結算費用。
（六）根據華東電力調峰輔助服務市場分96點報價出清的機制，省（市）在華東電力調峰輔助服務市場中購買調峰輔助服務的費用按照每15分鐘一個時段分攤，每個交易日的分攤計算在實際交易日結束后進行。
（七）實際交易日結束后，購買調峰輔助服務的省（市）調度機構根據國調中心、華東網調提供的在該省（市）消納的省（市）外發電企業的交易日的實際落地電力曲線和最大可調出力曲線（如無法明確，取當日落地最大電力），結合省（市）內發電企業的交易日的實際發電出力曲線和最大可調出力曲線等，計算在該省（市）購買調峰輔助服務的時段內，每個在該省（市）消納的發電企業應分攤的費用。
第七章市場監管與干預
第三十二條華東能源監管局對調峰輔助服務市場實施監管，可采取現場或非現場方式對本規則實施情況開展檢查，對市場主體和市場運營機構違反有關規定的依法依規進行處理。
第三十三條發生以下情況時，華東能源監管局可對市場進行干預，也可授權華東網調進行臨時干預：
（一）市場主體濫用市場力、串謀及其它違規情況導致市場秩序受到嚴重擾亂。
（二）華東電網輔助服務市場平臺發生故障，導致市場交易無法正常進行。
（三）因惡劣天氣、節假日及其它不可抗力等原因造成負荷突變、電網運行方式發生重大變化，導致市場交易無法正常進行。
第三十四條當全網負備用不足時，華東網調按事故應急模式進行停機和負備用支援。當全網負備用足夠但買方無法買到足夠負備用時，華東網調和省（市）調度機構對具有調峰能力的賣方機組按剩余可售容量的比例進行直接調用。
第三十五條市場干預的主要手段包括但不限于：
（一）調整有償調峰基準。
（二）調整市場限價。
（三）調整市場準入和退出。
（四）暫停市場交易，待處理和解決問題后重新啟動。
第三十六條為保證市場健康發展，防止市場成員惡性競爭，保障電網安全穩定運行和發電企業利益，初期對賣方發電企業報價設立限價。
（一）賣方機組發電負荷率在50%及以上時，報價應高于華東四省一市最低燃煤發電基準價的55%；賣方機組發電負荷率在50%以下時，報價應高于華東四省一市最低燃煤發電基準價的45%。
（二）當全網負備用足夠但買方無法買到足夠負備用，華東網調和省（市）調度機構對具有調峰能力的賣方機組按剩余可售容量的比例進行直接調用，結算價格按華東四省一市最低燃煤發電基準價的75%執行。
第三十七條因調峰輔助服務交易、調用、統計及結算等情況存在爭議的，提出爭議方應在爭議發生半年內向華東能源監管局提出書面申請。華東能源監管局依據電力爭議調解辦法進行處理。
第八章執行與考核
第三十八條各發電企業、電化學儲能電站應做好調峰輔助服務市場中標機組、電站的運行和維護工作，執行市場出清結果。
第三十九條當中標機組、電站執行出清結果出現偏差時，由所在省（市）調度機構優先安排調度管轄范圍內其它機組承擔偏差部分。
第四十條調峰輔助服務市場中標機組未能執行出清結果，省（市）調度機構負責按照《華東區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》《華東區域發電廠并網運行管理實施細則》進行考核。
第九章信息發布
第四十一條調峰市場信息分為日信息以及月度信息，內容包括調峰需求、供應、市場出清、結算等。
第四十二條調峰需求信息：日前經過電力電量平衡后，調峰資源不足的省（市）調度機構向市場平臺申報日前調峰購買需求，申報內容為日前96點調峰需求，市場平臺發布該調峰需求信息。
第四十三條調峰供應信息：日前經過電力電量平衡后，調峰資源富余的省（市）調度機構核定調度管轄范圍內市場成員機組日前96點可售容量，市場平臺發布該調峰供應信息。第四十四條調峰市場出清信息：市場出清后，市場平臺發布日前調峰輔助服務市場出清結果信息，包含且不限于市場主體、中標時段、中標調峰電力、出清價格等信息。
第四十五條調峰市場結算信息：結算信息內容應體現所有市場成員的調峰服務提供、需求和執行情況，包含且不限于市場主體、中標時段、中標調峰電力、出清電價、輸電價格等信息。
第四十六條華東網調應在每月第2個工作日12:00前發布上月調峰市場月度信息。各市場主體如對月度信息有異議，應于第7個工作日17:00點前向華東網調提出核對要求，逾期不予核對。華東網調于第10個工作日發布確認后的統計結果。
第十章附則
第四十七條本規則由華東能源監管局負責解釋。
第四十八條華東能源監管局根據市場實際運行和電力體制改革建設情況，組織對相關標準和條款進行修改。
第四十九條本規則自發布日起實施。《國家能源局華東監管局關于印發<華東電力調峰輔助服務市場試點方案>和<華東電力調峰輔助服務市場運營規則（試行）>的通知》（華東監能市場〔2018〕102號）以及之前印發的與華東電力調峰輔助服務市場相關文件相應廢止。
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