为推动储能、负荷侧等市场主体有序参与陕西电力辅助 服务市场，进一步促进电力保供和新能源消纳，在《陕西电 力辅助服务市场运营规则（试行）》（西北监能市场〔2019〕 82 号）的基础上，制定以下实施细则。

 一、第一章 总则 （一）原第一条“为规范调峰辅助服务管理”修订为“为 规范调峰、顶峰辅助服务管理”。 （二）原第二条“本规则适用于陕西省级及以上调度机 构调管的并网发电机组，电力用户及独立辅助服务提供商条 件成熟后可参与市场”修订为“本规则适用于陕西省级及以 上调度机构调管的并网发电机组、经市场准入的储能设施、 可调节用户。电动汽车平台、虚拟电厂平台等独立辅助服务 提供商条件成熟后可参与市场”。 （三）原第四条“本规则中的辅助服务主要包括有偿调 峰交易、调停备用交易，条件成熟后开展可调节负荷交易和 电储能交易等品种”修订为“本规则中的辅助服务主要包括 深度调峰交易、应急启停交易、自备电厂交易、可调节用户 交易和储能交易”。

 二、第二章 市场成员 2 第十条市场主体内容修订如下： 电力辅助服务市场的市场主体为陕西省级及以上调度 机构调管的并网发电厂（包括火电、风电、光伏等），以及 经市场准入的储能设施、可调节用户。新建并网机组通过整 套启动试运行后纳入辅助服务市场范围。可调节用户要求为 已参与中长期电能量交易的市场主体，相关中长期电能量交 易结算、偏差考核等要求按现有陕西电力市场规则体系执行。

三、第三章 辅助服务品种 （一）第三章章节名称由“调峰辅助服务”修订为“辅 助服务品种”。 （二）第三章中有关“调峰辅助服务”、“调峰服务” 描述均统一修订为“辅助服务”。 （三）原第十二条辅助服务定义内容修订如下： 本规则所指辅助服务是指并网发电机组、可调节用户或 储能设施，按照电网调峰、顶峰需求，平滑、稳定调整机组 出力、改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。 （四）原第十三条“有偿调峰服务在陕西电力辅助服务 市场中交易，暂包含深度调峰交易、调停备用交易，条件成 熟后开展可调节负荷交易和电储能交易”修订为“有偿辅助 服务在陕西电力辅助服务市场中交易，包含深度调峰交易、 应急启停交易、自备电厂交易、可调节用户交易和储能交易”。 （五）原第十六条“调峰辅助服务在调度机构调用后方 产生费用和补偿，机组自身原因需带低负荷运行及机组启停 期间负荷率较低等情况均不计入调峰辅助服务”修订为“辅 3 助服务在调度机构调用后方产生费用和补偿，机组自身原因 需带低负荷运行、机组启停期间负荷率较低及储能设施自行 充放电等情况均不予以辅助服务补偿”。

四、第四章 深度调峰交易 （一）原第二十五条“阶梯式”报价内容修订如下： 深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发 电企业分四档浮动报价，具体分档及报价上、下限见下表：

报价档位     火电机组负荷率    报价下限 （元/MWh） 报价上限 （元/MWh）

第一档          40%≤负荷率＜50%   0                300

第二档          30%≤负荷率＜40%    0                550

第三档     20%≤负荷率＜30%       0               800

第四档        负荷率＜20%           0               1000

（二）原第三十条、第三十一条、第三十二条不再执行。

五、第五章 调停备用交易 （一）第五章章节名称由“调停备用交易”修订为“应 急启停交易”。 （二）原第三十四条、第三十五条、第三十六条、第三 十七条不再执行。 （三）原第三十八条关于应急启停认定时长限制“不超 过 72 小时”修订为“不超过 168 小时”。 （四）该章新增条款如下： 火电机组在停机提供应急启停辅助服务期间，不得擅自 开展检修工作，否则取消应急启停所应得补偿资金，并纳入 4 两个细则考核。

 六、增加章节 自备电厂交易 该章具体条款如下： （一）为充分调动自备电厂参与电网调峰、顶峰的积极 性和主动性，对于符合国家产业政策，达到能效、环保标准， 公平承担与产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴 和系统备用费，满足市场准入条件的自备电厂，将其纳入陕 西电力辅助服务市场统一管理。 （二）自备电厂交易包括调峰交易和顶峰交易。自备电 厂调峰交易指自备电厂在纯下网模式下，通过主动减少机组 发电出力（低于自备电厂调峰基准）缓解新能源消纳压力， 获取价格补偿的交易。自备电厂顶峰交易指自备电厂在纯上 网模式下，通过主动增加机组发电出力（高于自备电厂自供 负荷）缓解电力供应压力，获取价格补偿的交易。 （三）自备电厂的调峰基准取开机容量的平均发电出力 （0.7×开机容量）和自供负荷的较小值。 （四）自备电厂依据调度机构指令提供调峰或顶峰服务， 机组性能指标需满足西北区域“两个细则”相关要求，调度 机构依照“两个细则”进行考核管理。自备电厂未参与辅助 服务交易期间，按照“以用定发、自发自用”原则运行。 （五）市场初期，自备电厂调峰交易基于其实际调峰电 量，按照固定下网补偿价格及深度调峰补偿价格进行结算。 其中，自备电厂实际调峰电量指其机组出力低于调峰基准部 分形成的未发下网电量，固定下网补偿价格暂定为 300 元 5 /MWh；对于自备电厂机组出力低于 50%负荷率部分形成的未 发深调电量，依据深度调峰对应各档位的市场出清价格予以 额外补偿。 （六）市场初期，自备电厂顶峰交易基于其实际顶峰电 量，按照固定上网补偿价格进行结算。其中，自备电厂实际 顶峰电量指其机组出力高于自供负荷部分形成的增发上网 电量，固定上网补偿价格暂定为 100 元/MWh。 （七）自备电厂调峰服务补偿费用由省内负荷率大于有 偿调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同 分摊，具体分摊方式与第四章深度调峰补偿费用分摊方式一 致。 （八）自备电厂顶峰服务补偿费用由通过市场机制形成 用电价格的市场化用户按照当月实际用电量比例共同分摊， 计算方式如下： 市场化用户分摊金额=市场化用户月度用电量/参与分摊的所有 市场化用户月度总用电量×自备电厂顶峰补偿总费用

七、增加章节 可调节用户交易 该章具体条款如下： （一）可调节用户交易包括调峰交易和顶峰交易。可调 节用户调峰交易指其在弃风弃光等调峰困难时段，通过增加 自身用电负荷（高于该可调节用户基线负荷）释放新能源消 纳空间，获取价格补偿的交易。可调节用户顶峰交易指其在 负荷高峰等电力供需紧张时段，通过降低自身用电负荷（低 于该可调节用户基线负荷）缓解电力供应压力，获取价格补 6 偿的交易。 （二）参与辅助服务交易的可调节用户应为接入 10 千 伏及以上电压等级，独立立户、单独计量，具备法人资格（能 提供自身社会信用统一代码）、财务独立核算、信用良好、 能够独立承担民事责任的经济实体，所属产业应符合国家和 地方产业政策及节能环保要求，两年内无窃电、违约用电行 为。 （三）可调节用户可采取独立方式或经负荷聚合商代理 方式参与调峰、顶峰交易。独立用户、负荷聚合商应具备与 调度控制系统、新型电力负荷管理系统数据交互，且能够响 应电网调节需求的可调节负荷，根据系统运行需要和自身情 况响应调节指令，调节自身用电负荷曲线，提供电力辅助服 务。独立用户最小调节能力应不低于 1MW，单日累计持续响 应时间不低于 1 小时；负荷聚合商总调节能力应不低于 5MW， 单日累计持续响应时间不低于 1 小时。 （四）可调节用户基线负荷的计算按照《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，其中第 5.1.2 典型日确定中，暂定 N 取 5。即可调节 用户基线负荷计算的典型日按如下规则选取： 1）若辅助服务交易发生在工作日，则基于辅助服务交 易日向前选取未提供辅助服务或未执行需求响应等负荷管 理措施的 5 个工作日，从上述 5 天中再剔除可调节用户日最 大负荷最大、最小的两天，剩余 3 天组成基线参考日集合。 2）若辅助服务交易发生在非工作日，则基于辅助服务 7 交易日向前选取未提供辅助服务或未执行需求响应等负荷 管理措施的 3 个非工作日组成基线参考日集合。 （五）可调节用户提供调峰辅助服务时，需保证调峰响 应时段内（每 15 分钟为一个时段）用电负荷不低于对应时 段的基线负荷，且该时段内调峰电量不低于出清电量的 70%， 否则该时段视为无效响应时段。 （六）可调节用户提供顶峰辅助服务时，需保证顶峰响 应时段内（每 15 分钟为一个时段）用电负荷不高于对应时 段的基线负荷，且该时段内顶峰电量不低于出清电量的 50%， 否则该时段视为无效响应时段。 （七）市场初期，可调节用户调峰交易基于其实际调峰 电量，按照固定调峰补偿价格进行结算。其中，可调节用户 实际调峰电量指其用电负荷高于基线负荷部分形成的积分 电量，固定调峰补偿价格暂定为 550 元/MWh。 （八）市场初期，可调节用户顶峰交易基于其实际顶峰 电量，按照固定顶峰补偿价格进行结算。其中，可调节用户 实际顶峰电量指其用电负荷低于基线负荷部分形成的积分 电量，固定顶峰补偿价格暂定为 1500 元/MWh。 （九）待市场成熟后，可调节用户调峰、顶峰交易变更 为以上述固定补偿价格为报价上限，由可调节用户自主报价 与其他市场主体竞价出清。电动汽车平台、虚拟电厂平台、 综合能源集成平台等可参照可调节用户参与调峰、顶峰市场。 （十）负荷聚合商应在陕西省电力负荷管理中心完成聚 合能力认证，并参照陕西电力市场售电公司注册要求在陕西 8 电力交易平台完成注册。鼓励售电公司注册负荷聚合商，优 先代理其零售用户参与电网调峰、顶峰辅助服务交易。 （十一）负荷聚合商代理用户参与辅助服务交易时，应 明确与其代理用户间的补偿资金分配及结算方式。负荷聚合 商代理其他售电公司签约用户参与辅助服务交易时，应与其 他售电公司协商签署知情同意书并报市场运营机构备案。 （十二）可调节用户调峰服务补偿费用由省内负荷率大 于有偿调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段 共同分摊，具体分摊方式与第四章深度调峰补偿费用分摊方 式一致。 （十三）可调节用户顶峰服务补偿费用由通过市场机制 形成用电价格的市场化用户按照当月实际用电量比例共同 分摊，计算方式如下： 市场化用户分摊金额=市场化用户月度用电量/参与分摊的所有 市场化用户月度总用电量×可调节用户顶峰补偿总费用

 八、增加章节 储能交易 该章具体条款如下： （一）具有独立计量关口或直接接入电网侧的储能设施， 可作为独立主体参与电网调峰、顶峰交易，包含电化学储能、 抽水蓄能、压缩空气储能等储能类型。参与电网调峰、顶峰 交易的储能设施的充放电规模应不小于 10MW/20MWh，并具备 自动发电控制功能，调节性能需满足相关要求并接入调度机 构，实现充、放电等信息的实时监控。 （二）储能交易包括调峰交易和顶峰交易。储能调峰交 9 易指其储能设施在弃风弃光等调峰困难时段，通过吸收富余 电能释放新能源消纳空间，获取价格补偿的交易。储能顶峰 交易指储能设施在负荷高峰等电力供需紧张时段，通过释放 存储电能缓解电力供应压力，获取价格补偿的交易。 （三）储能交易采用集中竞价模式进行交易组织，储能 调峰交易的报价区间为 0-550 元/MWh，顶峰交易的报价区间 为 0-1500 元/MWh，报价最小单位为 1 元/MWh。 （四）电力调度机构依据市场需求进行调峰、顶峰交易 组织，出清确定储能设施的充电、放电曲线。当储能调峰交 易和顶峰交易调用时段发生冲突时，优先组织顶峰交易保障 电力安全供应。 （五）中标调峰交易、顶峰交易的储能设施，其调峰电 量、顶峰电量所对应的后置放电、前置充电过程由调度机构 根据电网实际运行情况统筹安排。 （六）同时中标调峰、顶峰交易的储能设施，选取补偿 费用较高的交易类型作为实际中标结果，同一日内单个储能 主体只可获取顶峰或调峰其中一种辅助服务补偿。 （七）储能调峰交易按照调度机构实际调用时段内储能 设施充电曲线所形成的积分电量及对应市场出清价格进行 结算；储能顶峰交易按照调度机构实际调用时段内储能设施 放电曲线所形成的积分电量及对应市场出清价格进行结算。 （八）储能设施充放电损耗电量纳入国网陕西电力售电 量口径统计，损耗电量所应承担费用按照政府有关电价文件 执行。 （九）储能调峰服务补偿费用由省内负荷率大于有偿调 峰基准的火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊， 具体分摊方式与第四章深度调峰补偿费用分摊方式一致。 （十）储能顶峰服务补偿费用由通过市场机制形成用电 价格的市场化用户按照当月实际用电量比例共同分摊，计算 方式如下： 市场化用户分摊金额=市场化用户月度用电量/参与分摊的所有 市场化用户月度总用电量×储能顶峰补偿总费用 （十一）在火电企业、电力用户计量关口出口内建设的 储能设施，同火电企业、电力用户作为统一整体通过相适应 的深度调峰交易、可调节用户交易等形式参与辅助服务市场。 用户侧储能设施应接入新型电力负荷管理系统。

 九、第六章 市场组织与竞价 （一）原第四十五条不再执行。 （二）该章新增条款如下： 1）每日 8 时前，有意愿提供调峰、顶峰辅助服务的自 备电厂向辅助服务平台申报次日机组有功出力可调区间。 2）每日 8 时前，有意愿提供调峰、顶峰辅助服务的可 调节用户向辅助服务平台申报次日可调节能力及可调节时 段。 3）每日 8 时前，有意愿提供调峰、顶峰辅助服务的储 能设施向辅助服务平台申报次日可充放电时段、最大充放电 电力及交易价格。 4）当陕西次日因电网备用容量不足、局部供电能力不 11 足、或其他不确定性因素存在电力供应缺口，需要采取电力 需求响应等负荷管理措施保障电力安全供应的情况时，电力 调度机构不再组织该交易日可调节用户顶峰交易出清，并按 照相关政策文件要求配合开展电力需求响应等负荷管理工 作。

 十、第七章 交易结果执行 （一）原第五十条内容“为保证电网安全运行，电力调 度机构在特殊情况下可根据电网调峰需求采取临时增加或 中止运行机组调峰资源、安排机组应急启停调峰等措施”修 订为“为保证电网安全运行，电力调度机构在在特殊情况下 可根据电网调峰、顶峰需求采取临时增加或中止各类调峰、 顶峰灵活调节资源的措施”。 （二）原第五十二条内容“获得的考核罚金优先补充深 度调峰服务基金，以弥补因火电厂或风电场、光伏电站分摊 的深度调峰费用达到分摊金额上限，导致深度调峰补偿金额 存在的缺额。”删除。 （三）该章新增条款如下： 1）调峰辅助服务交易中不同类型市场主体报价相同时， 采用“公网火电深调第一档调峰优先于自备电厂调峰，储能 调峰优先于可调节用户调峰”的调用原则。 2）可调节用户在无效响应时段内所产生的调峰（顶峰） 电量不予结算，实际调峰（顶峰）电量高出出清电量 1.5 倍 的部分不予结算。 3）电力调度机构与陕西省电力负荷管理中心负责联合 12 开展可调节用户调峰、顶峰辅助服务交易执行效果评估。 4）自备电厂、储能设施因故障缺陷等自身原因导致实 际调峰（顶峰）电量低于出清调峰（顶峰）电量的 90%时， 对调峰（顶峰）电量缺额部分进行考核： 考核罚金=max(0，出清调峰(顶峰)电量×90%-实际调峰(顶峰)电 量)×出清(补偿)价格×1.3 5）自备电厂、储能因故障缺陷等自身原因导致实际调 峰（顶峰）电量高于出清调峰（顶峰）电量 110%且对电网 调峰、顶峰无正向影响时，高出部分不予补偿。 6）自备电厂参与电网调峰、顶峰交易不影响其现行资 金结算方式。 7）各市场主体因参加电网调峰、顶峰辅助服务交易而 产生的中长期交易偏差电量及费用，由市场主体自行承担或 与售电公司协商承担。其中可调节用户不经由代理其中长期 交易的售电公司参与辅助服务交易时，需自主或通过代理负 荷聚合商与该售电公司签署知情同意书并提前报市场运营 机构备案。 8）所有参与调峰的发电企业调峰分摊金额与“两个细 则”兑现金额（分摊为正、补偿为负）之和设置分摊上限， 计算方式如下： 火电厂分摊上限=火电厂实际上网电量×本省燃煤机组标杆电价 ×10% 风电场、光伏电站分摊上限=风电场、光伏电站实际上网电量× 本省燃煤机组标杆电价×20% 13 9）单位结算周期内，各发电企业调峰分摊金额与“两 个细则”兑现金额之和大于分摊金额上限时，按分摊金额上 限进行支付。对因发电企业设备故障、燃料紧缺等自身原因 停运导致该结算周期内无上网电量或上网电量过低，影响其 正常分摊时，基于其上一年度月均上网电量制定分摊上限。 10）因某发电企业支付费用达到上限，导致调峰分摊费 用存在缺额时，缺额部分由其余未达到分摊上限的发电企业 按照修正后发电量比例承担，计算方式如下： 未达到分摊上限发电企业分摊费用缺额=发电企业修正后发电量 /未达到分摊上限各发电企业总修正后发电量×调峰分摊费用总缺额 11）所有参与调峰的发电企业支付费用均达到上限且调 峰分摊费用仍存在缺额时，缺额部分由提供调峰辅助服务的 市场主体在其获得补偿费用中消减，计算方式如下： 市场主体缺额消减费用=市场主体调峰补偿费用/调峰补偿总费 用×调峰分摊费用总缺额 12）市场主体考核罚金优先补充调峰辅助服务资金池， 以弥补因火电厂或风电场、光伏电站支付费用达到分摊上限， 导致调峰分摊金额存在的缺额。

 十一、第八章 计量与结算 （一）原第五十三条内容“电网企业按照调度管辖范围 记录所辖并网发电厂辅助服务交易、调用、计算和结算等情 况”修订为“电网企业按照陕西电力辅助服务交易组织范围 记录各类市场主体辅助服务交易、调用、计算和结算等情况”。 （二）原第五十四条内容“辅助服务计量的依据为：电 14 力调度指令、系统采集的实时数据、电量数据等”修订为“辅 助服务计量的依据为：电力调度指令、调度控制系统采集的 实时数据、用电信息采集系统、新型电力负荷管理系统采集 的用电量数据和用电负荷数据等”。 （三）原第五十六条中“调峰服务费用”修订为“辅助 服务费用”。

十二、第九章 信息发布 （一）原第五十七条中“发电企业”修订为“市场主体”。 （二）原第五十八条中“发电厂”修订为“市场主体”。