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北極星儲能網訊:貴州能監辦日前發佈了《貴州電力調峰和黑啟動輔助服務市場交易規則（徵求意見稿）公開徵求意見的通知》，《貴州電力調峰輔助服務市場交易規則（試行）（徵求意見稿）》文件稱鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施；鼓勵集中式間隙性能源發電基地配置適當規模的電儲能設施，實現電儲能設施與新能源、電網的協調優化運行；鼓勵在小區、樓宇、工商企業等用戶側建設分佈式電儲能設施。原則上，當所有涉及的燃煤機組基本調峰調用完畢後，為鼓勵電儲能產業發展，優先按申報價格從低到高依次調用儲能調峰。當儲能調峰調用完畢或無儲能調峰調用資源，且至少需要 1 臺燃煤機組提供深度調峰服務時，啟動深度調峰；儲能調峰最高限價0.2元/kWh。
《貴州黑啟動輔助服務市場交易規則（試行）（徵求意見稿）》黑啟動輔助服務交易週期原則上按年開展。黑啟動服務費用分為能力費和使用費，能力費現階段最高限價設為 3 萬元/月/臺，發電廠使用費申報價格最高限價設為 300 萬元/次。
詳情如下：
貴州電力調峰輔助服務市場交易規則（試行）
（徵求意見稿）
第一章 總則
第一條 【制定目的】為推動電力市場改革，構建公平合理的電力調峰輔助服務（以下簡稱“調峰服務”）市場化共享分擔機制，發揮市場在資源配置中的決定性作用，保障貴州電力系統安全、穩定、經濟運行，促進清潔能源消納，結合實際，制定本規則。
第二條 【制定依據】本規則依據《關於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、《電力中長期交易基本規則（暫行）》（發改能源〔2016〕2784 號）、《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》（國能發監管〔2017〕67 號）、《南方區域發電廠併網運行管理實施細則》與《南方區域併網發電廠輔助服務管理實施細則》（南方監能〔2017〕440 號，以下簡稱“兩個細則”）及國家有關法律、法規、行業標準制定。
第三條 【適用範圍】本規則適用於貴州電力調峰輔助服務市場（以下簡稱“調峰市場”）的運營及管理，並根據市場實際運營情況進行修訂，所有市場成員應遵守本規則。
第四條 【交易原則】在確保電網安全穩定運行、電力可靠供應和促進清潔能源消納的前提下，調峰市場以電力調峰服務成本最低原則配置系統調峰資源，推動市場成員不斷提升運營水平，推動行業健康發展與技術進步。
結合當前貴州電力市場改革實際，發電企業參與調峰市場交易不得影響其中長期交易計劃執行，後期結合電力現貨市場建設，做好銜接配合。
第五條 【監督管理】國家能源局貴州監管辦公室（以下簡稱“貴州能源監管辦”）負責貴州調峰輔助服務市場的監督與管理，負責監管本規則的實施。貴州省地方政府電力管理部門根據職責依法實施監管。
第二章 市場成員
第一節 市場成員
第六條 【市場成員】調峰市場成員包括市場主體、電網企業和市場運營機構。
第七條 【市場主體】市場主體是指調峰服務提供方與調峰服務費用繳納方。
（一）調峰服務提供方：
1.納入貴州電網統調範圍內電力電量平衡的發電企業。
2.鼓勵發電企業特別是清潔能源發電企業，利用儲能等新技術參與調峰市場交易。
3.其他獨立的調峰服務提供方。
考慮計量等技術條件實際情況，初期調峰服務提供方為納入貴州電力電量平衡的省級及以上電力調度機構調管的燃煤機組。
（二）調峰服務費用繳納方：
納入貴州電網統調範圍內電力電量平衡的發電企業。
參與市場化交易的用電主體。
考慮計量、結算等技術條件實際情況，初期調峰服務提供方為納入貴州電網電力電量平衡的省級及以上電力調度機構調管的燃煤、水電、風電、光伏等發電企業，即當前納入“兩個細則”的發電企業。今後將逐步完善市場主體範疇，推動建立完備的調峰服務交易分擔共享新機制。
第八條 【調峰服務提供方要求】調峰服務提供方需滿足以下基本條件，並在電力交易機構註冊。
（一）具有法人資格、財務獨立核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體。內部核算的企業經法人單位授權。
（二）依法取得核准和備案文件，取得電力業務許可證（發電類），並與相關電力調度機構簽訂併網調度協議。
第九條 【電網企業】電網企業指貴州境內擁有輸配電網資產，並取得電力業務許可證（輸電類）的貴州電網有限責任公司。
第十條 【市場運營機構】市場運營機構包括電力交易機構和電力調度機構。電力交易機構指貴州電力交易中心（以下簡稱“交易中心”），電力調度機構指中國南方電網電力調度控制中心（以下簡稱“南網總調”）、貴州電網電力調度控制中心（以下簡稱“貴州中調”）。
第二節 權利和義務
第十一條 【市場主體權利和義務】市場主體的權利和義務：
（一）按要求提供基礎技術參數以確定調峰服務的能力，或提供有資質的單位出具的調峰服務能力測試報告。
（二）按規則參與調峰市場交易，提供調峰服務並獲得相應費用收益，享受調峰服務並按規定繳納費用。
（三）執行併網調度協議，服從電力調度機構的統一調度。
（四）按規則披露和提供信息，獲取調峰市場交易結果等相關信息。
（五）加強廠內設備運行與維護，確保能夠根據電力調度機構調度指令提供符合規則要求的調峰服務。
（六）調峰服務提供方在按其申報能力範圍提供調峰輔助服務期間，不得影響其供熱、環保等相關要求。
（七）法律法規規定的其他權利和義務。
第十二條 【電網企業權利和義務】電網企業的權利與義務：
（一）保障輸配電設施的安全穩定運行。
（二）為市場主體提供公平的輸配電服務。
（三）按規定向市場主體提供計量等服務。
（四）按規定進行相應的電能計量和費用結算。
（五）按規定披露和提供信息。
（六）法律法規規定的其他權利和義務。
第十三條 【電力調度機構權利和義務】電力調度機構權利和義務：
（一）按規定調用輔助服務。
（二）按調度管理範圍負責安全校核與調度運行，確保電網運行安全。
（三）負責落實調峰市場的風險防控措施，實施應急處置。
（四）按規定提供調峰服務調用執行結果，配合電力交易機構開展交易結算工作。
（五）按規定進行信息披露，會同電力交易機構受理市場主體質詢，協調處理市場爭議。
（六）計算交易費用及分攤結果，按規定提交至交易中心，並配合交易中心開展月度交易結算工作。
（七）負責與其職責相關的技術支持系統的建設、運維。
（八）會同交易中心監視和分析市場運行情況，配合貴州能源監管辦和地方政府電力管理部門對市場運營規則進行分析評估，提出完善修改建議。
（九）法律法規規定的其他權利和義務。
第十四條 【電力交易機構權利和義務】電力交易機構的權利與義務：
（一）負責市場主體的註冊管理與交易申報、月度結算等相關服務，提供交易結算依據。
（二）配合調度機構按規定進行信息披露，電力調度機構受理市場主體質詢，處理市場爭議。
（三）負責與其職責相關的技術支持系統的建設、運維。
（四）會同調度機構監視和分析市場運行情況，配合貴州能源監管辦和地方政府電力管理部門對市場運營規則進行分析評估，提出完善修改建議。
（五）法律法規規定的其他權利和義務。
第三章 交易品種
第十五條 【交易品種概述】結合當前我省電源結構與電網運行實際，初期主要開展機組深度調峰、機組啟停調峰、電儲能調峰交易等交易品種。根據市場發展，逐步開放可中斷負荷、需求側響應調峰、機組錯峰等新的交易品種。
第一節 機組深度調峰交易
條 第十六條 【深度調峰定義】機組深度調峰服務（以下簡稱“深度調峰”），指因電力系統運行需要，開機的燃煤機組主動調減出力至負荷率小於有償調峰基準時，以機組調減出力為標的的交易。負荷率大於等於有償調峰基準的調峰服務屬於機組承擔的基本義務，由調度機構根據系統運行需要無償調用。
參照當前調峰輔助服務實際執行情況，規定燃煤機組有償調峰基準負荷率為其額定容量的 50%。燃煤機組因開、停機或其他自身原因造成的故障異常導致機組運行在深度調峰區間內，不視為提供深度調峰。
第十七條 【深度調峰檔位】初期，燃煤機組深度調峰按運行負荷率共分為三檔，依次為：
第一檔，對應機組負荷率小於 50%大於等於 40%區間。
第二檔，對應機組負荷率小於 40%大於等於 30%區間。
第三檔，對應機組負荷率小於 30%區間。
條 第十八條 【深度調峰容量】燃煤機組深度調峰容量採用“分時、分檔”統計原則，以 15 分鐘作為單位計量週期，每個計量週期燃煤機組有償調峰基準負荷率減去機組實際出力的差值的積分電量。
第二節 機組啟停調峰交易
條 第十九條 【啟停調峰定義】機組啟停調峰服務（以下簡稱“啟停調峰”），指因電力系統運行需要，開機的燃煤機組根據交易結果及調度命令解列，並按照電力調度機構要求在10 小時內按電力調度機構命令在 4 小時內再次啟動本機組或者同一電廠內其他機組，從而為系統提供的調峰服務。燃煤機組因換機運行、故障異常或其他自身原因導致機組停運，不視為提供啟停調峰服務。
第二十條 【啟停調峰供應量】燃煤機組啟停調峰供應量為機組按照交易出清結果執行調度指令提供啟停調峰的次數。
第三節 電儲能調峰交易
第二十一條 【電儲能調峰交易定義】電儲能調峰交易（以下簡稱“儲能調峰”），指一定容量的蓄電儲能設施通過在低谷時段吸收電能，在其他時段釋放電能，從而提供調峰服務的交易。電儲能既可在發電側，也可在負荷側或以獨立市場主體為系統提供調峰等輔助服務。電儲能調峰設施在運行日低谷調峰時段嚴禁運行於放電模式，以其處於無有功功率交換狀態作為低谷調峰期間的基本調峰輔助服務運行要求，若低谷調峰期間處於充電狀態，則視為提供了有償調峰輔助服務。
合理配置電儲能設施。鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施；鼓勵集中式間隙性能源發電基地配置適當規模的電儲能設施，實現電儲能設施與新能源、電網的協調優化運行；鼓勵在小區、樓宇、工商企業等用戶側建設分佈式電儲能設施。
第二十二條 【儲能調峰容量】調峰市場中僅對儲能調峰進行補償，不涉及電儲能調峰設備電能服務有關費用結算要求。採用“分時”統計原則，以 15 分鐘作為單位計量週期，每個計量週期提供的儲能調峰容量為電儲能設施按照調度指令實際發生的平均充電功率，可表示為：電儲能設備儲能調峰容量=平均充電功率
第四章 交易組織實施
第一節 通則
第二十三條 【交易模式】調峰市場中深度調峰、啟停調峰、儲能調峰採用“單邊競價、按需調用”模式開展。
電力調度機構根據系統運行發佈調峰需求，調峰服務提供方按要求申報；在滿足電網安全約束和系統運行需要的條件下，原則上電力調度機構按照成本最低原則調用。
第二十四條 【啟動條件】調峰服務交易根據系統實際調峰需要組織開展。原則上，當所有涉及的燃煤機組基本調峰調用完畢後，為鼓勵電儲能產業發展，優先按申報價格從低到高依次調用儲能調峰。當儲能調峰調用完畢或無儲能調峰調用資源，且至少需要 1 臺燃煤機組提供深度調峰服務時，啟動深度調峰；當所有燃煤機組申報的較低檔深度調峰輔助服務均調用完畢後，才能調用較高檔深度調峰輔助服務。當所有燃煤機組申報的深度調峰能力不能滿足運行要求，至少需要 1 臺燃煤機組提供啟停調峰服務時，啟動啟停調峰交易。
第二十五條 【交易時段】調峰市場全天按 15 分鐘設置96 個計量週期。00:00 為第一個計量週期起始點，24:00 為最後一個計量週期終止點。
第二十六條 【交易組織】調峰市場交易組織包括交易申報、調用執行兩個階段。現貨技術支持系統建設前，深度調峰執行採用“分檔排序調用”模式。
第二節 交易申報
第二十七條 【申報時間要求】初期，採用按月申報模式，調峰服務提供方於每月底 25 日前申報次月調峰市場交易數據；若由於突發情況需要月內修改，提交兩天後生效。待市場逐步發展，現貨市場建立後，再開展日前申報模式。
第二十八條 【申報內容要求】市場主體以機組為單位進行數據申報，有關內容要求詳見下表。
第二十九條 【申報數據校核】交易中心根據報價限值等申報要求對燃煤電廠調峰市場進行申報數據校核，於每月 27日前將申報數據提交調度機構。
條 第三十條 【最小發電出力異常處理】若所申報的燃煤機組最小發電出力大於其歷史實際達到最小發電出力的 1.05 倍時，該機組所屬電廠須給予書面情況說明。若存在惡意申報、干擾市場的行為，將參照“兩個細則”中違反調度紀律有關條款考核。
第三十一條 【分檔排序處理】調度中心根據各燃煤機組申報數據對其進行分檔排序處理。所謂“分檔排序調用”是指將處於運行狀態的燃煤機組，根據其深度調峰申報價格、機組容量等參數排序，編制形成每一檔燃煤機組調用序位表，作為深度調峰調用依據。
原則上，優先按照每一檔深度調峰申報價格由低到高順序排序；申報價格相同時，按照機組容量由低到高順序排序。若申報價格與機組容量均相同，則納入同一序位。
第三節 調用執行
第三十二條 【調用執行要求】“分檔排序調用”模式下分為日前預安排和實時調用兩個階段。
第三十三條 【日前預安排】電力調度機構按照中長期電量安排、清潔能源消納等有關要求，根據日前負荷預測、清潔能源功率預測等邊界條件，編制次日發電計劃。若在運行的燃煤機組深度調峰申報量不能滿足該需求，則對啟停調峰機組按照價格由低到高做預安排。若經評估燃煤機組深度調峰申報量與啟停調峰申報量之和仍不能滿足運行要求，則優先安排燃煤機組停機備用，其他極端特殊情況按照市場干預中有關要求處理。
第三十四條 【實時調用】電力調度機構根據實際運行情況調用調峰服務，優先調用儲能調峰，再根據實際情況調用深度調峰、啟停調峰。
若評估發現實際運行中深度調峰申報量不能滿足運行要求時，按照啟停調峰機組預安排依次調用啟停調峰，直至深度調峰滿足運行要求。
根據實際調峰需求，按照深度調峰調用序位表中調用次序，確定該運行日實際調用的深度調峰機組。考慮當前全網燃煤機組深度調峰響應能力實際情況，原則上納入實際調用的燃煤機組按照等負荷率原則調用。特別的，若燃煤電廠的所有機組處於同一區域電網運行，且屬於同一調用序位，則可將該電廠作為一個調用對象，但所承擔的總深度調峰容量須等於按照機組調用時所應承擔的深度調峰容量之和。
第三十五條 【安全校核】日前預安排與實時調用等各階段必須考慮電網運行約束，確保滿足安全校核的要求。對由於為滿足清潔能源消納等運行要求，導致局部區域調峰的情況，該區域相關燃煤機組應優先保障滿足安全校核要求，按電網實際需求調用。
第五章 計量和結算
第一節 通則
第三十六條 【計量依據】貴州調峰市場交易計量依據為：電力調度命令、調度運行控制系統（OCS）等調度自動化系統實時數據，以及電能量計費系統電量數據。
電力調度命令、調度運行控制系統（OCS）等調度自動化系統實時數據用於統計調峰服務調用、深度調峰容量。電能量計費系統電量數據用於統計調峰服務費用分攤方在享受調峰服務期間上網電量情況，作為費用分攤計算的依據，由電網企業提供。
第三十七條 【壞數據處理】調度自動化系統採集的實時數據及電能計量數據出現數據跳變、召喚失敗等壞數據異常時，分別由電力調度機構和電網企業按相關規定進行數據處理，並於披露。
第三十八條 【數據不可用處理】當實時採集裝置、計量裝置等數據出現不可用時，結算電量由市場運營機構組織市場各方協商解決。
第三十九條 【交易費用管理】調峰服務交易費用實行專項管理，按照收支平衡方式統一結算。
條 第四十條 【價格機制】初期，燃煤機組深度調峰按照其各檔中實際調用燃煤機組平均申報價格結算，啟停調峰按照實際調用機組的申報價結算，儲能調峰按照實際調用電儲能設施平均申報價格結算。後期結合試運行情況，加強對比分析。
根據市場運行情況，對上述申報價格設置限值。初期，深度調峰、啟停調峰、儲能調峰申報價格（含稅，下同）要求見下表。各市場主體所承擔的調峰服務分攤費用設置限值，初期按照不超過該發電企業當日上網電量對應收入的 10%計算。隨著市場發展將動態調整市場限價有關規定。
為最大化消納清潔能源，可能存在局部區域燃煤機組提供調峰服務的情況，由此產生的這部分燃煤機組各檔位深度調峰結算價按照全網當天對應檔位深度調峰平均結算價執行；若當天未調用全網其餘燃煤機組提供對應檔位深度調峰，則這部分燃煤機組深度調峰結算價按該區域調用的平均申報價結算。
調峰輔助服務申報價格限價表
第四十一條 【交易結算原則】深度調峰、啟停調峰、儲能調峰等納入統一結算平衡體系，根據實際運行日各交易時段深度調峰容量、啟停機臺次以及成交價格等計算和統計，按月結算。
第四十二條 【交易費用結算】電力調度機構在每月初將公示無異議後的交易費用及分攤結果提供電力交易機構，電力交易機構負責按月出具調峰服務交易結算依據。
第四十三條 【調峰市場費用支付】電網企業根據電力交易機構出具的調峰服務交易結算依據，與各市場主體隨同月度電量電費一起及時足額進行調峰市場資金結算。
第二節 交易費用計算
第四十四條 【總交易費用計算】調峰服務提供方每月獲得的深度調峰、啟停調峰、儲能調峰總費用計算方法為：
月度總費用=月度深度調峰交易費用+月度啟停調峰交易費用+月度機組電儲能交易費用=∑每日各交易時段機組深度調峰交易費用+∑每次機組啟停調峰交易費用+∑每日各交易時段電儲能設施儲能調峰交易費用
第四十五條 【各交易時段深度調峰交易費用計算】每日各交易時段調峰服務提供方獲得的深度調峰交易費用計算方法為：
各交易時段深度調峰交易費用=∑（該交易時段機組深度調峰容量×該交易時段機組深度調峰容量成交價格）上述公式中，若電廠在實時調用階段作為一個調用對象，則以該電廠的深度調峰容量進行統計計算。
為規範燃煤機組深度調峰響應及時率，做如下補充規定：
參與深度調峰的燃煤機組在單位計量週期內未到達其申報的最小發電出力，且在 30 分鐘內未達到調度機構所下達的負荷率要求時，納入“兩個細則”中發電計劃曲線執行偏差考核。
第四十六條 【每次日啟停調峰交易費用計算】每次啟停調峰交易費用計算方法為：
每次啟停調峰交易費用=∑所有機組啟停調峰交易報價以下情形適用特殊計算方法：
（一）啟停調峰交易過程中，機組實際解列時間與電力調度機構下令的正式解列時間偏差每超過 1 個小時，則扣減應支付該筆啟停調峰交易費用的 30%，直至扣減為零。
（二）啟停調峰交易過程中，機組實際併網時間與電力調度機構下令的正式併網時間偏差每超過 1 個小時，則扣減應支付該筆啟停調峰交易費用的 20%，直至扣減為零。
第四十七條 【各交易時段電儲能設施儲能調峰交易費用計算】每日各交易時段調峰服務提供方獲得的電儲能設施儲能調峰交易費用計算方法為：
各交易時段電儲能設施儲能調峰交易費用=∑（該交易時段電儲能設施實際充電平均功率×該交易時段電儲能設施成交價格）
為規範電儲能設施儲能調峰及時率，做如下補充規定：
參與儲能調峰的電儲能設施在 5 分鐘內未按調度指令調整其充電功率的，視為調峰不合格，相應時段電儲能交易費用不予結算。
第四十八條 【免於特殊計算方法的條件】機組因電網或現場事故異常等原因按照調度機構指令要求或按照現場規程要求調整出力，而影響其提供調峰服務時，發電企業可向電力調度機構申請免於按第四十四至第四十六條中有關處罰或考核。電力調度機構可通過技術支持系統受理，及時、如實處理有關申請，並在交易平臺公開披露辦理情況。
第三節 交易費用分攤
第四十九條 【分攤基本原則】初期，調峰市場交易費用分攤將以市場主體交易日上網電量為基準，並考慮不同電源峰谷差率進行分攤；後期逐步過渡至開展調峰市場交易時段上網電量分攤模式。
第五十條 【分攤計算方案】市場主體以交易日對應上網電量比例計算分攤金額，分攤公式如下：
市場主體應承擔調峰服務分攤金額=（該市場主體交易日上網電量×Ki）/（Σ參與分攤的各市場主體交易日上網電量×Ki）×交易日調峰服務總費用
其中，Ki 為該市場主體調峰影響係數，其計算公式為：
市場主體單日調峰影響係數 Ki=當日系統實際峰谷比/(該市場主體當日高峰時段平均負荷/該時段主體當日低谷時段平均負荷)
其中，不同月份峰谷時段由調度機構根據當月預測數據提前公佈。為避免特殊情況，作如下補充規定：
（1）若當日低谷時段某電源平均負荷為 0，而高峰時段平均負荷不為 0，則其影響係數 Ki 取值為 0.6。
（2）若當日低谷時段某電源平均負荷不為 0，而高峰時段平均負荷為 0，則其影響係數取當日所有市場主體中影響係數最大值。
（3）若當日低谷與高峰時段電源平均負荷均為 0，則影響係數 Ki 取值為 1。
第五十一條 【分攤限價處理】若某市場主體調峰服務分攤費用超過規定費用限值，則按照其限值結算。不足部分由調峰輔助服務提供方按照原結算費用比例分攤。
第六章 信息披露
第五十二條 【信息披露原則】市場運營機構進行披露信息應遵循真實、及時、透明的原則，遵循電力市場信息披露相關規定。公平對待市場主體，無歧視披露公開信息。
第五十三條 【信息披露內容】調峰市場信息披露內容包括正常運行信息和特殊運行信息。
正常運行信息分為日信息、月度信息以及年度信息，內容主要為市場主體調峰服務調用情況和費用分攤情況。
特殊運行信息用於發生市場干預時段的市場運行情況，根據發生市場干預的具體情況進行披露。
第七章 市場監管及干預
第五十四條 【市場監管要求】貴州能源監管辦對輔助服務市場運行進行監督管理。市場運營機構應定期將輔助服務交易情況報貴州能源監管辦。貴州能源監管辦可採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行為依法依規進行處理。
第五十五條 【市場干預要求】發生以下情況時，貴州能源監管辦可對市場進行干預，也可授權市場運營機構進行臨時干預：
（一）市場主體濫用市場力、串謀及其他嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂。
（二）電力系統出現事故異常等緊急運行情況或調峰服務平臺發生故障，導致市場無法正常進行時。
（三）其他必要情況。
市場干預的主要手段包括：
（一）調整市場限價。
（二）調整有償調峰基準負荷率及修正係數。
（三）暫停市場交易，處理和解決問題後重新啟動。
第五十六條 【爭議處理要求】因輔助服務交易、調用、統計及結算等情況存在爭議的，由貴州能源監管辦調解處理。
第八章 附則
條 第五十七條 【規則解釋】本規則由貴州能源監管辦負責解釋，並根據市場實際運行情況，對相關標準和條款進行修改。
第五十八條 【有關說明】貴州調峰市場運行期間，暫停執行南方區域“兩個細則”中調峰輔助服務補償和考核條款。
第五十九條 【生效時間】本規則自印發之日起執行。
貴州黑啟動輔助服務市場交易規則（試行）
（徵求意見稿）
第一章 總則
第一條 為進一步推動貴州電力市場改革，激勵發電企業提供更優質的黑啟動輔助服務，確保貴州電網安全、穩定運行，特制定本細則。
第二條 本細則制定依據包括《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號）及其配套文件、《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》（國能發監管〔2017〕67 號）、《貴州省電力中長期交易規則（試行）》(黔監能市場〔2017〕112 號)、貴州施行的併網發電廠輔助服務管理實施細則和併網發電廠運行管理實施細則（以下簡稱“兩個細則”）以及國家有關法律、法規、行業標準。
第三條 本細則適用於貴州電網黑啟動輔助服務市場。
第四條 黑啟動是指電力系統區域大面積停電後，在無外界電源支持情況下，由具備自啟動、自維持能力的發電機組所提供的恢復系統供電的服務。黑啟動耗時是指從調度發令到發電機組具備向電網供電條件的時間。
第五條 國家能源局貴州監管辦公室（以下簡稱貴州能源監管辦）負責黑啟動輔助服務市場的監督與管理，負責監管本細則的實施。
第二章 市場成員
第六條 參與黑啟動輔助服務交易需具備如下基本條件：
（一） 已在貴州電力交易中心（以下簡稱“交易中心”）註冊完成的發電企業。
（二） 併入貴州電網的統調機組，由南方電網電力調度控制中心（以下簡稱“南網總調”）或貴州電網電力調度控制中心（以下簡稱“調度中心”）調度。
（三）應委託具備資質的試驗單位開展黑啟動測試試驗，確認機組具備黑啟動能力，且相關技術性能指標應滿足國家有關規定或行業標準要求；黑啟動測試試驗報告有效期須涵蓋次年全年，且應在每年 11 月上旬前報調度中心備案。
第七條 調度中心的權利和義務：
（一）根據電網結構劃分黑啟動分區子網,並根據電網和電源等的變化調整黑啟動分區及機組要求。
（二）將滿足第六條相關條件的機組清單提交交易中心。
（三）負責開展黑啟動輔助服務的安全校核。
（四）根據系統實際情況，調用黑啟動輔助服務。
（五）負責黑啟動輔助服務的計量和考核。
（六）向市場成員提供安全約束條件和基礎數據。
（七）具備保障電網安全穩定運行的市場干預手段。
（八）按規定披露電網運行的相關信息。
（九）法律法規規定的其他權利和義務。
第八條 交易中心的權利和義務：
（一）負責市場主體的註冊及管理。
（二）組織黑啟動輔助服務交易。
（三）負責黑啟動輔助服務交易結算。
（四）建設和維護交易技術支持系統，支撐黑啟動輔助服務市場化交易(以下簡稱“技術支持系統”)。
（五）按規定披露和發佈信息。
（六）法律法規規定的其他權利和義務。
第三章 交易組織
第九條 黑啟動輔助服務交易週期原則上按年開展。如有需求，由調度中心提出，經貴州能源監管辦批准，可以開展月度及以上交易。
第十條 調度中心根據貴州電網運行方式安排和系統安全運行需要，確定次年系統黑啟動分區及黑啟動機組需求。
第十一條 原則上，一個黑啟動分區安排兩個電廠各 1臺黑啟動機組提供次年黑啟動輔助服務，也可根據實際情況放寬為同一電廠 2 臺機組或一個電廠 1 臺機組。涉及省會城市（貴陽）的分區應至少保證兩個電廠各 1 臺機組提供次年黑啟動輔助服務，若有條件，可安排 3 臺黑啟動機組（須不同時屬於同一電廠）。
第十二條 原則上每年 11 月中旬,調度中心根據貴州電網運行方式實際情況，將次年全網黑啟動分區及各分區黑啟動機組需求公示，公示時間為 2 個工作日；公示期滿且無異議後,向貴州能源監管辦備案，並連同滿足黑啟動交易條件的機組清單一併函達交易中心執行。
第十三條 黑啟動服務費用分為能力費和使用費，採用集中競價交易的組織方式確定黑啟動發電機組能力費和使用費。
第十四條 發電廠申報價格的能力費主要是對其提供黑啟動輔助服務的改造新增投資成本、運行維護成本、黑啟動測試成本和人員培訓成本等的補償,實行最高限價,現階段最高限價設為 3 萬元/月/臺。
第十五條 發電廠申報價格的使用費主要是對其實際調用所投入的燃料、人力等進行補償，實行最高限價，現階段最高限價設為 300 萬元/次。
第十六條 每年 11 月下旬,交易中心通過技術支持系統發佈次年黑啟動輔助服務交易相關信息,包括但不限於：
（一）開閉市時間。
（二）次年貴州電網黑啟動分區。
（三）各分區黑啟動機組臺數需求。
（四）符合黑啟動交易要求，可參與交易的機組。
條 第十七條 發電廠按機組進行價格申報，能力費價格申報量綱為“萬元/月/臺”，使用費價格申報量綱為“萬元/次”，最多精確到小數點後 1 位。市場主體對所申報的數據負責，技術支持系統自動審核申報價格，超出限價範圍的申報視為無效，以申報截止前最後一次的有效申報作為最終申報。
條 第十八條 黑啟動輔助服務交易按以下原則形成無約束交易結果：
（一）綜合考慮機組報價、黑啟動耗時、機組容量、全廠機組臺數、申報時間等因素對各分區競標機組排序。能力費申報價格低者排序靠前；若能力費申報價格相同，使用費申報價格低者優先；若申報價格均相同，黑啟動耗時少者優先；若黑啟動耗時相同，機組容量大者優先；若機組容量相同，全廠機組臺數多（不含生態機組）者優先；以上條件均相同時，申報時間靠前的優先。
（二）按照各分區黑啟動機組需求及機組排序確定中標機組，若某分區只有一個電廠申報，則該電廠的機組為分區中標機組。
（三）黑啟動出清採用統一出清模式，能力費和使用費的出清價為全網所有黑啟動中標機組的平均申報價格。
（四）為防止濫用市場力或串謀交易，若所有黑啟動機組報價相同，能力費和使用費出清價設定為其申報價格的70%。
第十九條 交易中心在閉市後 2 個工作日內完成預出清，形成交易結果，並提交給調度中心進行安全校核。調度中心應在 5 個工作日內將校核結果返回交易中心。安全校核不通過時，按競價交易規則重新出清。
第二十條 若全省無發電廠參與市場，則由調度中心指定各分區黑啟動後備電源點，經貴州能源監管辦批准後，作為此分區的黑啟動中標機組，被指定的發電機組應在年底前滿足本細則規定的市場準入條件，此情況下全網黑啟動機組能力費、使用費申報價格均設定為最高限價的 80%。若某一分區無機組成交或成交機組不滿足調度中心所提出的該分區黑啟動機組要求時，由調度中心指定該分區黑啟動後備電源點，經貴州能源監管辦批准後，作為此分區的黑啟動中標機組，此情況下該機組的能力費、使用費申報價格規定為全網其他分區機組平均價格。
第二十一條 安全校核包括但不限於：
（一）電網恢復初期，在恢復電廠近區主網架或其他電源過程中，滿足自勵磁校核，機組進相能力及低勵限制的無功定值應滿足要求。
（二）恢復主網架過程中，能抵禦大型變壓器合閘帶來的衝擊。
（三）恢復主網架過程中，機組滿足孤網穩定校核。
（四）黑啟動過程中的電網頻率安全、低頻振盪及特殊穩定問題等校核。
第二十二條 市場出清結束後，交易中心應將交易結果向有關市場主體公示，公示時間為 2 個工作日。若對交易結果有異議的，應在公示期內向交易中心提出質疑，由市場運營機構在 24 小時內給予解釋。
第二十三條 公示期滿，交易中心根據成交結果向相關市場主體發佈成交結果通知書，成交通知書上應明確相關市場主體權利和義務，使用費和能力費的價格及計算方法等。
第二十四條 交易結果公佈後 30 個工作日內，調度中心應根據系統安全需要和交易出清結果，編制黑啟動方案並報貴州能源監管辦備案。中標機組所在發電廠應編制內部黑啟動方案，報貴州能源監管辦和調度中心備案。若中標機組為指定中標方式、尚不具備黑啟動能力，可待黑啟動試驗結束符合有關要求後，再行編制。
第四章 交易執行
第二十五條 系統發生大面積停電需恢復運行時，調度中心根據系統實際情況，按交易結果調用黑啟動輔助服務。
條 第二十六條 授權調度中心對以下情況進行干預：
（一）無發電廠參與黑啟動輔助服務市場交易。
（二）中標機組因故無法提供黑啟動輔助服務。
（三）影響電網安全運行和恢復系統供電的其他情況。
第二十七條 干預的主要手段包括：
（一）指定發電機組作為黑啟動機組。
（二）按需調用黑啟動機組，並可根據實際需要調用其他發電發電機組提供黑啟動輔助服務。
（三）其他有利於保障電網安全運行和恢復系統供電的手段。
條 第二十八條 調度中心對黑啟動輔助服務市場進行干預後，應向貴州能源監管辦書面報告事件經過，並保留相關歷史數據不少於 2 個月。
第二十九條 提供黑啟動服務的機組應嚴格按照安全管理規定執行各項黑啟動安全管理措施，每半年自檢一次黑啟動試驗，並經調度中心認可，報貴州能源監管辦備案。
第五章 交易考核和補償
第三十條 黑啟動輔助服務實行按月結算的方式。
第三十一條 中標機組因電廠自身原因不能提供黑啟動時（不含計劃檢修、全停避峰等，下同），電廠應及時向中調彙報，無法提供黑啟動輔助服務期間，按 6 萬元/臺/月標準進行考核，直至機組通過黑啟動試驗並具備黑啟動能力為止。
條 第三十二條 中標機組不具備黑啟動能力，而電廠隱瞞不報的，一經檢查核實，每次按 30 萬元/臺標準對所在發電廠進行考核。無法提供黑啟動服務期間，按 6 萬元/臺/月標準進行考核，直至機組通過黑啟動試驗並具備黑啟動能力為止。
第三十三條 中標機組所在電廠未按照安全規定執行各項黑啟動安全管理措施出現下列情況之一者，對發電廠按以下標準進行考核。
（1）未對黑啟動直接相關設備進行維護,每次按 1.5 萬元/臺標準進行考核。
（2）未制定完善的黑啟動事故處理預案或未及時修訂黑啟動事故預案，相關預案未及時報調度中心備案，每次按1.5 萬元/臺標準進行考核。
（3）未按調度中心要求進行黑啟動演習的，每次按 1.5萬元/臺標準進行考核。
（4）未進行黑啟動培訓或進行培訓無培訓記錄的，每次按 0.75 萬元/臺標準進行考核。
（5）影響黑啟動功能的檢修項目，未在檢修後進行相關試驗的，每次按 6.0 萬元/臺標準進行考核。
第三十四條 黑啟動機組按照市場交易能力費出清結果獲得能力費補償。調用黑啟動成功且達到約定技術標準的電廠,每次調用均可按照市場交易使用費出清結果獲得使用費補償。原則上,按照調度中心要求，成功恢復不少於 1 個 220千伏及以上電壓等級公用變電站(不含本電廠升壓站和無主變的開關站)正常供電，視為調用黑啟動成功。
第三十五條 若黑啟動機組調用成功，但調用時間超出約定耗時標準且未超過約定耗時 3 倍的，按照其使用費中標價的 80%予以補償；超出約定耗時 3 倍的，不予補償。
條 第三十六條 黑啟動輔助服務調用過程中，若出現黑啟動機組無法調用、調用不成功等情況，按照如下標準執行：
（一）中標的黑啟動機組該次調用不予補償,須退回本年獲得的全部黑啟動輔助服務能力費，並按 24 個月的黑啟動輔助服務月度能力費標準予以考核。
（二）若由於電網需要，在調用分區內中標的黑啟動機組外，調度中心還調用了其他非黑啟動中標機組提供黑啟動輔助服務且調用成功，其他機組可按照最高限價獲得黑啟動輔助服務使用費補償。
（三）若出現分區內某一臺或幾臺中標的黑啟動機組調用不成功，則由調用不成功的中標黑啟動機組所屬電廠平均分攤該分區內調用成功的所有機組黑啟動輔助服務使用費。
第三十七條 貴州電網黑啟動補償費用和考核費用按如下標準分攤執行：
（一）考核費用按上網電量的比例返還網內南網總調和調度中心調管電廠（不含中標黑啟動機組所屬電廠），納入“兩個細則”管理。
（二）補償費用中的能力費由網內南網總調和調度中心調管電廠（不含中標黑啟動機組所屬電廠）按上網電量的比例分攤。
（三）補償費用中的使用費，先執行本細則第三十六條規定，剩餘部分由網內南網總調和調度中心調管電廠（不含調用黑啟動成功的電廠）按上網電量的比例分攤。
第三十八條 調度中心每月 10 日前彙總上月黑啟動輔助服務調用情況提交交易中心，經公示 3 個工作日且無異議後，交易中心應於每月 20 日前報能源監管辦備案。交易中心根據成交結果通知書和調度中心提供上月黑啟動輔助服務交易調用情況，出具結算依據，並於每月 25 日前函達貴州電網公司，按照“兩個細則”結算方式執行。
第六章 附則
第三十九條 本規則由貴州能源監管辦負責解釋。
第四十條 黑啟動輔助服務市場運行期間，“兩個細則”中涉及黑啟動輔助服務考核與補償相關條款暫停執行。
第四十一條 本規則自印發之日起實施。
全國能源信息平臺聯繫電話：010-65367702，郵箱：[email protected]，地址：北京市朝陽區金臺西路2號人民日報社
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