华北能源监管局：第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则（试行，2020版）

为深入贯彻国家能源局关于电力辅助服务市场建设全面覆盖、全面规范、全面深化的要求，探索与完善负荷侧资源参与电力调峰市场机制，经国家能源局同意，华北能源监管局2020年11月11日以《华北能源监管局关于继续开展第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点工作的通知》（华北监能市场〔2020〕208号）印发了《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则（试行，2020版）》（以下简称《规则》）。现从文件出台背景、主要内容等方面进行解读。

一、《规则》出台背景、重要性和必要性

近三年，华北电网新能源装机规模迅猛增长，电网调峰压力逐渐加大，电源侧调节资源潜力挖掘进入瓶颈期，难以满足电网高峰供应和低谷调峰需求,迫切需要引入负荷侧可调节资源参与电网运行，将电网调度模式由“源随荷动”转变为“源网荷储协同互动”，通过调度负荷侧资源削峰填谷，保障电网安全、优质、高效运行。与此同时,华北区域内负荷侧可调节资源储量丰富，优化控制空间巨大，且负荷侧资源通过调整用电功率大小和时间参与电网调节，改造和运行成本低，引入负荷侧可调节资源参与电网调峰具有重要的现实意义。

二、《规则》的主要内容

《规则》共五章，二十八条，包括总则、市场主体与市场准入、申报与出清、结算与分摊、附则，对第三方主体准入标准、注册流程、市场申报、市场出清等方面进行了规范。

（一）总则。包括规则制定目的、规则制定依据等三条。明确华北电力调峰辅助服务市场（以下简称“调峰市场”），包括华北市场（华北日前市场、华北日内市场）、省网市场。华北电网各省网（控制区）第三方独立主体参与华北市场按照本规则规定执行，京津唐电网第三方独立主体参与省网调峰市场按照本规则规定执行。

（二）市场主体与市场准入。包括第三方独立主体参与市场模式、参与市场条件与注册准入退出流程、市场运营机构等共三条。明确调度机构组织第三方独立主体参与调峰市场申报，根据电网运行情况对申报结果进行安全校核，及时、准确、严格执行市场出清结果，并发布市场信息。

（三）报价与出清。包括第三方主体参与市场申报及调度机构根据申报情况开展市场出清等十三条。明确华北市场及省网市场第三方独立主体参与模式与组织流程，并规定第三方独立主体申报价格上限为600元/MWh。

（四）结算与分摊。包括第三方主体参与调峰服务费用计算与费用分摊方式等七条。第三方独立主体每15分钟时段中标省网市场获得的调峰服务费用等于该时段内市场系数、省网市场中标的调峰电力、出清时长与省网市场出清价格的乘积。第三方独立主体获得调峰服务费用与中标火电机组获得调峰服务费用，统一按市场运营规则由新能源企业和未中标火电机组分摊。

（五）附则。明确相关规则由国家能源局华北监管局负责解释，规则自2020年11月11日起施行。

华北能源监管局关于继续开展第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点工作的通知

华北监能市场〔2020〕208号

国家电网公司华北分部，国网北京市、天津市、冀北电力有限公司，京津唐电网主要发电企业，有关市场主体：

为贯彻落实国家能源局关于深化电力辅助服务市场建设的意见，进一步提高华北区域电网调节能力，促进可再生能源消纳，按照《国家能源局综合司关于第三方独立主体参与华北电力辅助服务市场试点工作的复函》（国能综函监管〔2019〕240号）要求，我局在充分总结上一供热季经验的基础上，对《第三方独立主体参与华北电力辅助服务市场试点规则（试行）》进行了修订，现予印发。并就有关事项通知如下。

一、试点工作依据《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则（试行，2020版）》（见附件，以下简称《规则》）开展，与华北电力调峰辅助服务市场同步运行，根据试点情况可适时进行修订调整。

二、考虑到目前试点规模相对较小，其市场准入与退出工作暂由国家电网华北分部组织开展，以利于维护市场稳定运行，待试点成熟后转交相关机构负责。试点工作应优先选择已具备参与市场条件的第三方独立主体参与，总计调节能力不超过50万千瓦。

三、第三方独立主体可报量报价参与华北电力调峰辅助服务市场，调度机构要合理调用第三方市场主体参与调峰，按日在辅助服务市场运行平台公布第三方主体参与容量、调节容量、参与时段、出清价格及获益情况。

四、国家电网华北分部要与第三方独立主体签订并网调度协议及辅助服务结算合同，理顺结算流程，按照规则结算市场费用，确保结算工作合法合规。有关协议与合同报我局备案。

五、各有关单位要做好组织保障，保障电力系统安全稳定运行，积极稳妥推进试点工作，确保市场有序规范运行。执行中如遇重大问题，请及时报告我局。

附件：第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则（试行，2020版）.doc

国家能源局华北监管局

2020年11月11日

第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务

市场规则（试行，2020版）

第一章 总则

第一条 为进一步深化华北电力调峰辅助服务市场建设，运用市场机制激励第三方独立主体提供调峰资源，充分挖掘包括分布式储能、电动汽车（充电桩、充换电站）、电采暖、虚拟电厂（可控负荷）等负荷侧调节资源以及发电侧储能在内的第三方独立主体的调峰潜力，提升可再生能源消纳空间，保障华北电网安全稳定运行，制定本规则。

第二条 本规则依据《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）及其配套文件、《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案 》(国能发监管〔2017〕67号)、《关于印发〈贯彻落实〈关于促进储能技术与产业发展的指导意见〉2019-2020年行动计划〉的通知》（发改办能源〔2019〕725号）以及国家相关法律、法规制定。

第三条 华北电力调峰辅助服务市场（以下统称“调峰市场”），包括华北市场（华北日前市场、华北日内市场）、省网市场。华北电网各省网（控制区）第三方独立主体参与华北市场按照本规则规定执行，京津唐电网第三方独立主体参与省网调峰市场按照本规则规定执行，其他省网（控制区）可参照本规则制定本省网（控制区）相关市场规则。

第二章 市场主体与市场准入

第四条 满足准入条件的第三方独立主体可参与调峰市场。分布式储能、电动汽车（充电桩、充换电站）、电采暖、虚拟电厂（可控负荷）等第三方独立主体可独立参与调峰市场；也可通过聚合的方式，由聚合后第三方独立主体代理参与调峰市场。发电侧储能可独立参与或由所属发电企业代理参与调峰市场。虚拟电厂可参照聚合、分类方式参与调峰市场。

第五条 市场运营职能由调度机构承担。调度机构组织第三方独立主体参与调峰市场申报，根据电网运行情况对申报结果进行安全校核，依据本规则及《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》（以下统称“市场运营规则”）组织市场出清及结果计算，及时、准确、严格执行市场出清结果，发布市场信息，向华北能源监管局定期报送第三方独立主体参与调峰市场相关运行情况报告，负责第三方独立主体准入与退出管理。

第六条 颁布第三方独立主体参与调峰市场规则的省网（控制区）内的第三方独立主体需在本省网（控制区）完成市场注册和准入；未颁布第三方独立主体参与调峰市场规则的省网（控制区）的第三方独立主体需在华北电力调控分中心完成市场注册和准入。

第三章 报价与出清

第七条 第三方独立主体以报量报价的方式参与省网市场。

第八条 第三方独立主体具备稳定提供不少于10MW的调节电力、30MWh的调节电量的能力，可报量报价参与华北市场。

第九条 调度机构组织第三方独立主体进行调峰市场相关申报。市场申报周期为日，法定节假日前最后一个工作日，完成次日至节假日后第一个工作日的申报。

（一）储能、V2G型充电桩等充放电设备申报充放电功率曲线（MW）、价格（元/MWh）、充放电容量（MWh）、转换效率、最大充放电功率（MW）、日最大充放电次数、充放电速率（MW/min）等。

（二）普通充电桩、充换电站、电采暖等可控负荷充（用）电设备申报充（用）电功率曲线（MW）、价格（元/MWh）、最大充（用）电功率（MW）等。

（三）第三方独立主体按代理资源类型申报聚合参数。

（四）第三方独立主体申报价格上限为600元/MWh。

第十条 第三方独立主体未按时完成充（用）、放电功率曲线申报，不参与市场出清；第三方独立主体未按时申报价格，按照申报价格为0元/MWh参与调峰市场出清。

第一节 华北市场

第十一条 华北市场全年开展，开展时段为00:00-24:00，全天24小时。

第十二条 当省网（控制区）调峰资源不足需要在华北市场申请购买调峰资源时，该省网（控制区）第三方独立主体在相应时段仅参与省网市场，不参与华北市场。

第十三条 调度机构根据市场运营规则，以购买调峰服务成本最小为目标按照报价从低到高的原则调用第三方独立主体和火电机组，直至满足出清时段调峰需求，完成华北市场边际出清。市场出清结果作为充（用）电功率计划下发第三方独立主体。

第十四条 华北市场充（用）电功率计划通过调度机构自动功率控制系统APC（Automatic Power Control，以下统称“APC”）下发至第三方独立主体控制平台。

第十五条 华北市场组织流程：

（一）每工作日09:00前，第三方独立主体完成调峰市场信息申报。

（二）每工作日11:00前，调度机构完成华北日前市场统一出清，并将通过安全校核后的出清结果公布在华北市场技术支持系统。

（三）调度机构在日内完成华北日内市场统一出清，并将通过安全校核后的出清结果通过APC下发至第三方独立主体控制平台。

第二节 省网市场

第十六条 省网市场每年11月至次年4月开展，开展时段为00:30-07:00、12:30-16:00。

第十七条 包括华北市场未中标部分在内的第三方均参与省网市场，省网市场沿用第三方独立主体在调峰市场申报的市场信息。

第十八条 调度机构根据市场运营规则，在华北市场出清结果的基础上，以购买调峰服务成本最小为目标，完成省网市场统一边际出清，市场出清结果作为充（用）电功率计划，通过APC下发至第三方独立主体控制平台。

第十九条 省网市场组织流程：

（一）每工作日10:30 前，完成省网（控制区）火电机组、第三方独立主体调峰市场预出清。

（二）每工作日16:30前，调度机构根据华北日前市场出清结果，按照市场运营规则完成第三方独立主体日前充（用）电功率计划的编制。

（三）每工作日17:00前，调度机构下发第三方独立主体日前充（用）电功率计划。

（四）调度机构日内在华北日前、日内市场出清结果的基础上，按照市场运营规则每15分钟时段完成省网市场出清，市场出清结果作为日内每15分钟时段实时充（用）电功率计划下发第三方独立主体控制平台执行。

第四章 结算与分摊

第二十条 第三方独立主体参与调峰市场的基准功率曲线，需基于该资源的历史运行功率数据、历史充（用）放电电量数据，以及同类型资源的普遍运行规律，采用数学拟合方法确定。电采暖资源可以按初冬、深冬、供热末期等时间周期对应的运行特性制定多个基准功率。

第二十一条 第三方独立主体每15分钟时段中标华北市场获得的调峰服务费用等于华北市场中标的调峰电力、出清时长与华北市场出清价格的乘积。计算公式如下：

式中：

是出清时段t内第三方独立主体同类资源i获得的华北市场调峰服务费用（元）。

是出清时段t内第三方独立主体同类资源i在华北市场中标的调峰电力（MW），资源i具备的调峰电力定义为申报的充（用）电功率与基准功率的差值，中标的调峰电力值不超过资源具备的调峰电力值。

是华北市场出清时长，取0.25小时。

是出清时段t内华北市场出清价格（元/MWh）。

第二十二条 第三方独立主体每15分钟时段中标省网市场获得的调峰服务费用等于该时段内市场系数、省网市场中标的调峰电力、出清时长与省网市场出清价格的乘积。计算公式如下：

式中：

是出清时段t内第三方独立主体同类资源i获得的省网市场调峰服务费用（元）。

是出清时段t内市场系数，取省网内火电机组平均发电负荷率dt省网平均的倒数。dt省网平均定义见《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》.

、是出清时段t内第三方独立主体同类资源i的实际充（用）电功率（MW）、基准功率。

是省网市场出清时长，取0.25小时。

是出清时段t内省网市场出清价格（元/MWh）。

第二十三条 非电网原因造成第三方独立主体某15分钟时段实际充（用）电电量少于申报调节能力对应电量不超过30%时，第三方独立主体在华北市场获得的调峰服务费用按实际调峰电力占华北市场中标调峰电力的比例结算，偏差费用由省网内的火电机组按调峰贡献率比例获得；超过30%时，该15分钟时段调峰费用不予结算，其调峰服务费用由省网内的火电机组按调峰贡献率比例获得。在连续7个运行日内出现24个时段及以上超过30%的情况下，暂时取消该第三方独立主体参与调峰市场资格，待完善调峰能力且经过调度机构测试后可再次参与调峰市场。

第二十四条 第三方独立主体获得调峰服务费用与中标火电机组获得调峰服务费用，统一按市场运营规则由新能源企业和未中标火电机组分摊。

第二十五条 调峰服务费用每15分钟时段清算、每日统计。电网企业每月与第三方独立主体按签订的电力调峰辅助服务市场交易合同直接开展结算。

第二十六条 第三方独立主体参与调峰市场交易情况纳入市场公告，每周在华北电力调峰辅助服务市场平台发布，公告信息包括充（用）电电力、调峰贡献、每日调峰市场收益、参与调峰市场时段、调峰市场情况分析。

第五章 附则

第二十七条 本规则由国家能源局华北监管局负责解释。在调峰市场遇到重大问题的情况下，国家能源局华北监管局对相关条款进行修改。

第二十八条 本规则自2020年11月11日起施行。