附件 1 川渝一体化电力调峰辅助服务市场交易规则 （征求意见稿） 第一章 总 则 第一条 为贯彻落实《成渝地区双城经济圈建设规划纲要》 （国 务院公报 2021 年第 31 号） ，进一步推动川渝电力市场建设，充 分挖掘川渝地区调峰资源，实现调峰资源跨省互济，提升清洁能 源消纳空间，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)及相关配套文件、 《国 家能源局关于印发积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设 工作的通知》 （国能综监管〔2014〕456 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） 、 《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化 改革的通知》 （发改价格〔2021〕1439 号） 、 《国家发改委国家能源 局关于加快推进新型储能发展的指导意见》 （发改能源规〔2021〕 1051 号） 、 《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的 通知》(发改办运行〔2022〕475 号)、 《国家发展改革委 国家能源 局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改 〔2022〕118 号） 、 《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》 — 1 — （发改办体改〔2022〕129 号） 、 《国家发展改革委 国家能源局关 于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》 （发改价格〔2024〕 196 号）等文件和有关法规规定制定。 第三条 本规则适用于四川、重庆两省市间开展的电力调峰辅 助服务。后续待条件成熟，可将西藏电网及相关市场主体纳入到 本市场中。 第四条 本规则所指电力调峰辅助服务是指在川渝区域内，当 省（市）内调峰资源无法满足该省（市）调峰需求时，以市场化 方式开展的调峰资源跨省（市）调用，通过调整省间联络线电力 计划的方式实现。 第五条 川渝一体化电力调峰辅助服务市场（以下简称“川渝调 峰市场”）可在全年范围内全时段按需开展。当某一省级电网预测 下调峰资源不足或短期内有弃电风险时，相应省级电力调度机构 向区域电力调度机构进行市场申报，市场运营机构及时启动川渝 调峰市场。 第六条 省（市）内调峰资源优先满足本省（市）内调峰需求， 富余能力参加川渝调峰市场交易。 第七条 川渝调峰市场坚持市场化导向，市场主体自主自愿参 与市场，按照“谁提供、谁受益，谁接受、谁承担”的原则，公开、 公平、公正运营。 第八条 国家能源局华中监管局（以下简称“华中能源监管局”） 会同国家能源局四川监管办公室（以下简称“四川能源监管办”） 负责对川渝调峰市场实施监管。 — 2 — 第二章 市场成员 第九条 市场成员包括市场运营机构和市场主体。 第十条 市场运营机构包括西南区域省级及以上电力交易机 构和电力调度机构。 第十一条 市场主体包括： （一）服务提供方：调峰资源富余省的单机容量 100 兆瓦及 以上的统调并网燃煤火电机组、充电功率 10 兆瓦及以上且持续充 电时间 2 小时及以上的统调并网独立储能、单机容量 100 兆瓦及 以上的统调并网抽水蓄能电站，已完成电力市场注册的虚拟电厂、 负荷聚合商等负荷侧调节资源。 （二）服务需求方：调峰资源不足省的水电、风电、光伏发 电单元。 （三）输电方：电网企业。 第十二条 区域电力调度机构的权利和义务： （一）负责建设、运行、维护和管理川渝调峰市场技术系统。 （二）按市场规则组织运营川渝调峰市场。 （三）负责对市场交易进行安全校核。 （四）向相关电力交易机构提供交易结算所需信息。 （五）按规定披露和提供川渝调峰市场相关信息。 （六）向能源监管机构报送市场运行信息。 （七）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。 第十三条 省级电力调度机构的权利和义务： — 3 — （一）会同电力交易机构建设和运营川渝调峰市场。 （二）建设、运行和维护相关调度技术支持系统。 （三）负责对省内电力平衡调节需求进行评估，对市场交易 需求进行校核，及时、准确、严格执行市场出清结果。 （四）负责向电力交易机构提供交易结算所需信息。 （五）按规定披露和提供川渝调峰市场相关信息。 （六）法律法规及相关市场规则所规定的其他权利和义务。 第十四条 区域电力交易机构的权利和义务： （一）负责市场主体交易注册工作。 （二）负责市场交易结算的归口管理，提供电力交易结算依 据及相关服务。 （三）按规定披露和发布市场信息。 （四）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。 第十五条 省级电力交易机构的权利和义务： （一）协同电力调度机构建设和运营川渝调峰市场。 （二）建设、运行和维护相关交易技术支持系统。 （三）提供市场主体交易注册服务。 （四）负责市场主体交易申报。 （五）提供电力交易结算凭证（依据） 。 （六）按规定披露和发布市场信息。 （七）法律法规及相关市场规则所规定的其他权利和义务。 第十六条 电网企业的权利和义务： （一）按照市场规则参与川渝调峰市场。 — 4 — （二）为市场主体提供公平的输电服务，按规定收取输电费。 （三）按照结算关系与有关市场主体进行结算。 （四）按规定披露和提供信息。 （五）法律法规及相关市场规则所规定的其他权利和义务。 第十七条 市场主体的权利和义务： （一）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段。 （二）按照市场规则自主自愿参与川渝调峰市场申报。 （三）及时、准确、严格执行市场出清结果。 （四）获得公平的输电服务。 （五）按规定提供信息，获得市场交易相关信息。 （六）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。 第十八条 参与川渝调峰市场交易的市场主体应为具有独立 法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的 经济实体。 （一）发电企业应依法取得电力业务许可证（发电类） ，并在 相关电力交易机构注册。 （二）新型市场主体（含独立参与或以聚合方式）应具备执 行市场出清结果的能力，能够响应省级及以上电力调度机构指令， 其生产运行信息应满足相关电力调度机构的接入要求，可实现电 力、电量数据分时计量与传输，确保数据的准确性与可靠性。 第三章 交易组织方式 — 5 — 第十九条 市场运营机构组织市场主体进行市场申报和出清。 服务提供方申报信息为川渝调峰市场所产生的跨省交易电量在服 务提供方省（电量购入省）的落地电力和价格。服务需求方申报 信息为川渝调峰市场所产生的跨省交易电量在服务需求方省（电 量送出省）的上网电力和价格。 第二十条 服务提供方申报的落地电力和价格，考虑输电价格 和线损后折算到送端交易计量关口，与服务需求方申报信息集中 出清。 第二十一条 服务提供方申报信息如下： （一）燃煤火电机组根据自身发电情况，申报其对应到每个 交易时段的减发电力和交易价格，按照价格非递增原则逐区间申 报（最多 5 个区间） ，形成“电力-价格”曲线。燃煤火电机组应根据 服务提供方省级调度机构校核通过的可售容量进行申报，避免出 现申报量造成本省（市）调峰资源不足的情况。 （二）独立储能根据省内调度计划，申报可交易时段、可交 易时段的增加充电电力和交易价格、充放电容量、最大充放电功 率等。按照价格非递增原则逐区间申报（最多 5 个区间） ，形成“电 力-价格”曲线。 （三）抽水蓄能电站根据省内调度计划，申报可交易时段、 可交易时段的抽水电力和交易价格等。按照价格非递增的原则进 行逐区间申报（最多 5 个区间） ，形成“电力-价格”曲线。若抽蓄机 组抽水时不具备连续调节能力，按照单机容量整数倍进行申报。 （四）负荷侧调节资源根据基准用电功率曲线，申报可交易 — 6 — 时段、可交易时段的增用电力和交易价格等。按照价格非递增的 原则进行逐区间申报（最多 5 个区间） ，形成“电力-价格”曲线。基 准用电功率曲线参照《电力用户需求响应节约电力测量与验证技 术要求》(GB/T 37016-2018)执行确定： （1）工作日：向前选择 5 个正常工作日，以该 5 个工作日的 15 分钟计量样本的均值作为基准用电功率曲线。如果前 5 个正常 工作日已有调用，则在对应的调用时刻减去相应调用值。 （2）非工作日（周末及法定节假日） ：向前选择 2 个非工作 日，以该 2 个非工作日的 15 分钟计量样本的均值作为基准用电功 率曲线。如果前 2 个非工作日已有调用，则在对应的调用时刻减 去相应调用值。 第二十二条 服务需求方申报信息如下： （一）服务需求方根据自身发电需求，申报其对应到每个交 易时段的交易电力和交易价格，按照价格非递减原则逐区间申报 （最多 5 个区间） ，形成“电力-价格”曲线。 （二）日前市场，服务需求方申报次日调峰需求“电力-价格” 曲线，服务提供方根据次日调峰富余能力申报“电力-价格”曲线。 （三）日内市场，服务需求方申报增量调峰需求“电力-价格” 曲线，服务提供方根据日内调峰富余能力申报“电力-价格”曲线。 第二十三条 为减少清洁能源弃电风险，促进清洁能源充分 消纳，川渝调峰市场交易分为两个阶段组织，服务提供方仅在第 一阶段申报一次“电力-价格”曲线，用于两个阶段的市场出清。 第二十四条 第一阶段交易机制采用“双边报价、统一边际出 — 7 — 清”方式开展： （一）将每个交易时段服务提供方的折算价格从高到低排序、 服务需求方的申报价格从低到高排序，按照服务双方价差递减的 原则依次出清，价差最大的交易对优先成交，直至价差小于零或 满足该交易时段调峰需求。最后一笔成交量的服务提供方折算价 格与服务需求方申报价格的平均值作为第一阶段边际出清价格。 （二）当存在多个服务提供方申报价格等于边际出清价格时， 中标电力按服务提供方申报电力比例分配；当存在多个服务需求 方申报价格等于边际出清价格时，中标电力按服务需求方申报需 求比例分配。 第二十五条 若第一阶段成交量无法满足省（市）全部调峰 需求，则剩余的省（市）调峰需求参与第二阶段交易。第二阶段 交易采用“服务提供方集中竞价统一边际价格出清、服务需求方摘 牌”交易机制： （一）服务提供方仅申报一次“电力-价格”曲线。将服务提供 方申报的“电力-价格”曲线减去第一阶段中标的电力，形成第二阶 段“电力-价格”曲线，参与第二阶段交易。 （二）将每个交易时段服务提供方的折算价格从高到低排序， 直至满足该时段服务需求方剩余调峰需求。形成第二阶段统一边 际预出清价格及中标电力。 （三）服务需求方根据第二阶段预出清结果按自愿原则进行 摘牌，通过摘牌成交的总量形成第二阶段最终出清价格及中标电 力。 — 8 — （四）当存在多个服务提供方申报价格等于边际出清价格时， 中标电力按服务提供方申报电力比例分配；当出现服务需求方摘 牌总量大于服务提供方申报能力时，中标电力按服务需求方申报 需求比例分配。