川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则（征求意见稿）发布：省间调峰卖方申报价下限0.12元/千瓦时

第五章日内市场组织流程

第二十八条日内省间调峰市场启动条件为，在日前市场出清基础上，卖方还存在日前市场未中标的调峰能力，当买方在日内还存在调峰需求即可启动。日内省间调峰市场允许买方随时申报调峰需求，市场运营机构综合考虑跨省联络线运行等情况启动日内市场。

第二十九条日内市场价格信息采用卖方日前报价信息，卖方不再申报日内市场报价信息。

第三十条运行日（D）T-60分钟前，买方申报调峰需求。

第三十一条运行日（D）T-30分钟前，跨省电力调度机构组织市场集中出清，按照日前市场出清机制相同的规则进行出清，形成考虑安全约束的出清结果，下发跨省联络线调整计划、直调电厂和卖方机组发电计划。

第三十二条运行日（D）T-15分钟前，省级电力调度机构根据跨省电力调度机构下发的跨省联络线调整计划、统调发电企业出清结果，更新网内机组发电计划。

第三十三条运行日（D）T-15分钟前，跨省电力调度机构在调峰辅助服务市场技术支持系统发布交易出清全部结果。

第六章偏差考核

第三十四条电力调度机构应严格执行市场出清后的联络线计划。各发电企业应做好中标机组的运行和维护工作，严格执行市场出清结果。

第三十五条若买方发电企业实际出力与市场出清结果出现偏差，所在省级调度机构应调整其他发电企业发电计划，确保省间联络线上本市场交易结果严格执行，各发电企业减发和增发电量月内滚动平衡。

第三十六条卖方发电企业因机组缺陷等自身原因在辅助服务市场中标时段每15分钟发电量偏差超过日内发电计划对应发电量2%时，按如下原则处理：

（一）当调峰实际电量大于调峰中标电量时，按照市场出清结果结算，多调部分不予补偿。

（二）当调峰实际电量小于调峰中标电量时，对调峰缺额电量部分进行考核，考核罚金如下：

考核罚金=调峰缺额电量×市场出清价×M

调峰缺额电量=（机组出清电力-实际出力）*时段

M为惩罚系数，市场初期取M=0.3，后续可以根据市场运行情况进行调整。当调峰缺额电量由其他发电企业提供时，由电网企业将考核罚金补偿给参与联络线功率调整的其他发电企业，计算公式如下：

补偿费用=考核罚金×参与联络线功率调整的机组额定容量/参与联络线功率调整的机组总额定容量。

第三十七条因不可抗力因素、电网安全约束、电力供需平衡等非市场主体自身原因造成的调峰偏差，免除市场运营机构和市场主体责任。

第七章计量与结算

第三十八条电力调度机构负责提供调峰辅助服务市场出清结果、交易执行情况，电力交易机构出具交易结算依据，电网企业按电费结算关系对发电企业开展电费结算。

第三十九条川渝一体化电力调峰辅助服务市场费用实行月清月结、优先结算，与当月电费结算同步进行。

第四十条川渝一体化电力调峰辅助服务市场交易输电费按国家标准执行。

第四十一条卖方省间调峰收益计算公式如下：

卖方省间调峰收益= 单位计费周期内机组交易电量×对应边际出清价格

第四十二条买方发电企业收益计算公式如下：

买方发电企业收益=省间调峰摘牌价×增发电量

其中，增发电量为省间调峰对应的增发电量，省间调峰摘牌价为根据市场出清价格换算的上网结算价格，计算公式如下：

省间调峰摘牌价=卖方中长期交易合同最高价-调峰卖方出清价-各环节输电价

第八章信息披露与报送

第四十三条市场运营机构应通过调峰辅助服务相关技术支持系统发布市场相关信息。

第四十四条川渝一体化电力调峰辅助服务市场信息分为日交易信息、月度交易信息、年度交易信息，内容包括调峰需求信息、调峰供应信息、市场出清信息、市场结算信息。

第四十五条调峰需求信息：买方向市场平台申报调峰购买需求，市场平台发布该调峰需求信息。

第四十六条调峰供应信息：卖方向市场平台申报可售容量及电价，市场平台发布调峰总供应信息。

第四十七条市场出清信息：市场出清后，市场平台发布调峰辅助服务出清结果，包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清价格等信息。

第四十八条市场结算信息：市场结算信息包括所有市场主体参与调峰辅助服务电价、电量、电费等情况。

第四十九条市场运营机构应在每个工作日12:00前发布前一日或前几日（如遇节假日）交易信息。对市场信息有异议的发电企业应在信息发布后2小时内提出核对要求。调度机构在接到核对要求后的4小时内予以答复，并发布最终的统计结果，作为市场结算依据。

第五十条每月15日前，市场运营机构向相关市场主体出具上月跨省调峰交易结算依据。

第五十一条每月20日前，市场运营机构应将上月川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营情况以正式文件报华中能源监管局和四川能源监管办。报告内容包括但不限于调峰服务需求、提供和执行情况，市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清电价、输电价格等。

第九章市场监管

第五十二条华中能源监管局会同四川能源监管办对川渝一体化电力调峰辅助服务市场运行进行监管，可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查；对市场运营机构和市场主体违反有关规定依法依规进行处理。主要内容包括：

（一）市场运营机构和市场主体执行市场运营规则情况。

（二）市场主体的集中度和市场力情况。

（三）不正当竞争、串通报价和违规交易行为。

（四）市场履约等信用情况。

（五）市场信息披露和报送情况。

（六）相关技术支持系统建设、维护和运行的情况。

（七）其他法律法规所规定的必要情况。

第五十三条发生以下情况时，华中能源监管局会同四川能源监管办可对市场进行干预，也可授权市场运营机构进行临时干预：

（一）市场主体滥用市场力、串谋及其它违规情况导致市场秩序受到严重扰乱。

（二）技术支持系统发生故障，导致市场交易无法正常进行。

（三）因恶劣天气、节假日及其它不可抗力等原因造成负荷突变、电网运行方式发生重大变化，导致市场无法正常进行。

（四）影响电力系统安全稳定运行的其他情况。

第五十四条市场干预的主要手段包括但不限于：

（一）调整市场限价。

（二）调整市场准入和退出条件。

（三）调整市场交易电量。

（四）暂停市场交易，待处理和解决问题后重新启动。

第五十五条当市场恢复至可正常开展市场交易时，华中能源监管局、四川能源监管办及时取消市场干预，并授权市场运营机构向市场主体发布市场恢复信息。

第五十六条市场主体对市场交易、调用、统计及结算等情况存在异议时，首先向电力调度机构或电力交易机构提出复核书面申请，由上述机构按规定复核。复核后还存在异议时，可向华中能源监管局或四川能源监管办提出复议书面申请，由华中能源监管局会同四川能源监管办依据相关办法处理。

第十章附则

第五十七条本规则由华中能源监管局会同四川能源监管办负责解释及修订。

第五十八条本规则自发布之日起实施，有效期三年。