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為推動儲能、負荷側等市場主體有序參與陜西電力輔助 服務市場，進一步促進電力保供和新能源消納，在《陜西電 力輔助服務市場運營規則（試行）》（西北監能市場〔2019〕 82 號）的基礎上，制定以下實施細則。
一、第一章 總則 （一）原第一條“為規范調峰輔助服務管理”修訂為“為 規范調峰、頂峰輔助服務管理”。 （二）原第二條“本規則適用于陜西省級及以上調度機 構調管的并網發電機組，電力用戶及獨立輔助服務提供商條 件成熟后可參與市場”修訂為“本規則適用于陜西省級及以 上調度機構調管的并網發電機組、經市場準入的儲能設施、 可調節用戶。電動汽車平臺、虛擬電廠平臺等獨立輔助服務 提供商條件成熟后可參與市場”。 （三）原第四條“本規則中的輔助服務主要包括有償調 峰交易、調停備用交易，條件成熟后開展可調節負荷交易和 電儲能交易等品種”修訂為“本規則中的輔助服務主要包括 深度調峰交易、應急啟停交易、自備電廠交易、可調節用戶 交易和儲能交易”。
二、第二章 市場成員 2 第十條市場主體內容修訂如下： 電力輔助服務市場的市場主體為陜西省級及以上調度 機構調管的并網發電廠（包括火電、風電、光伏等），以及 經市場準入的儲能設施、可調節用戶。新建并網機組通過整 套啟動試運行后納入輔助服務市場范圍。可調節用戶要求為 已參與中長期電能量交易的市場主體，相關中長期電能量交 易結算、偏差考核等要求按現有陜西電力市場規則體系執行。
三、第三章 輔助服務品種 （一）第三章章節名稱由“調峰輔助服務”修訂為“輔 助服務品種”。 （二）第三章中有關“調峰輔助服務”、“調峰服務” 描述均統一修訂為“輔助服務”。 （三）原第十二條輔助服務定義內容修訂如下： 本規則所指輔助服務是指并網發電機組、可調節用戶或 儲能設施，按照電網調峰、頂峰需求，平滑、穩定調整機組 出力、改變機組運行狀態或調節負荷所提供的服務。 （四）原第十三條“有償調峰服務在陜西電力輔助服務 市場中交易，暫包含深度調峰交易、調停備用交易，條件成 熟后開展可調節負荷交易和電儲能交易”修訂為“有償輔助 服務在陜西電力輔助服務市場中交易，包含深度調峰交易、 應急啟停交易、自備電廠交易、可調節用戶交易和儲能交易”。 （五）原第十六條“調峰輔助服務在調度機構調用后方 產生費用和補償，機組自身原因需帶低負荷運行及機組啟停 期間負荷率較低等情況均不計入調峰輔助服務”修訂為“輔 3 助服務在調度機構調用后方產生費用和補償，機組自身原因 需帶低負荷運行、機組啟停期間負荷率較低及儲能設施自行 充放電等情況均不予以輔助服務補償”。
四、第四章 深度調峰交易 （一）原第二十五條“階梯式”報價內容修訂如下： 深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發 電企業分四檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限見下表：
報價檔位 火電機組負荷率 報價下限 （元/MWh） 報價上限 （元/MWh）
第一檔 40%≤負荷率＜50% 0 300
第二檔 30%≤負荷率＜40% 0 550
第三檔 20%≤負荷率＜30% 0 800
第四檔 負荷率＜20% 0 1000
（二）原第三十條、第三十一條、第三十二條不再執行。
五、第五章 調停備用交易 （一）第五章章節名稱由“調停備用交易”修訂為“應 急啟停交易”。 （二）原第三十四條、第三十五條、第三十六條、第三 十七條不再執行。 （三）原第三十八條關于應急啟停認定時長限制“不超 過 72 小時”修訂為“不超過 168 小時”。 （四）該章新增條款如下： 火電機組在停機提供應急啟停輔助服務期間，不得擅自 開展檢修工作，否則取消應急啟停所應得補償資金，并納入 4 兩個細則考核。
六、增加章節 自備電廠交易 該章具體條款如下： （一）為充分調動自備電廠參與電網調峰、頂峰的積極 性和主動性，對于符合國家產業政策，達到能效、環保標準， 公平承擔與產業政策相符合的政府性基金、政策性交叉補貼 和系統備用費，滿足市場準入條件的自備電廠，將其納入陜 西電力輔助服務市場統一管理。 （二）自備電廠交易包括調峰交易和頂峰交易。自備電 廠調峰交易指自備電廠在純下網模式下，通過主動減少機組 發電出力（低于自備電廠調峰基準）緩解新能源消納壓力， 獲取價格補償的交易。自備電廠頂峰交易指自備電廠在純上 網模式下，通過主動增加機組發電出力（高于自備電廠自供 負荷）緩解電力供應壓力，獲取價格補償的交易。 （三）自備電廠的調峰基準取開機容量的平均發電出力 （0.7×開機容量）和自供負荷的較小值。 （四）自備電廠依據調度機構指令提供調峰或頂峰服務， 機組性能指標需滿足西北區域“兩個細則”相關要求，調度 機構依照“兩個細則”進行考核管理。自備電廠未參與輔助 服務交易期間，按照“以用定發、自發自用”原則運行。 （五）市場初期，自備電廠調峰交易基于其實際調峰電 量，按照固定下網補償價格及深度調峰補償價格進行結算。 其中，自備電廠實際調峰電量指其機組出力低于調峰基準部 分形成的未發下網電量，固定下網補償價格暫定為 300 元 5 /MWh；對于自備電廠機組出力低于 50%負荷率部分形成的未 發深調電量，依據深度調峰對應各檔位的市場出清價格予以 額外補償。 （六）市場初期，自備電廠頂峰交易基于其實際頂峰電 量，按照固定上網補償價格進行結算。其中，自備電廠實際 頂峰電量指其機組出力高于自供負荷部分形成的增發上網 電量，固定上網補償價格暫定為 100 元/MWh。 （七）自備電廠調峰服務補償費用由省內負荷率大于有 償調峰基準的火電廠、風電場、光伏電站按照調用時段共同 分攤，具體分攤方式與第四章深度調峰補償費用分攤方式一 致。 （八）自備電廠頂峰服務補償費用由通過市場機制形成 用電價格的市場化用戶按照當月實際用電量比例共同分攤， 計算方式如下： 市場化用戶分攤金額=市場化用戶月度用電量/參與分攤的所有 市場化用戶月度總用電量×自備電廠頂峰補償總費用
七、增加章節 可調節用戶交易 該章具體條款如下： （一）可調節用戶交易包括調峰交易和頂峰交易。可調 節用戶調峰交易指其在棄風棄光等調峰困難時段，通過增加 自身用電負荷（高于該可調節用戶基線負荷）釋放新能源消 納空間，獲取價格補償的交易。可調節用戶頂峰交易指其在 負荷高峰等電力供需緊張時段，通過降低自身用電負荷（低 于該可調節用戶基線負荷）緩解電力供應壓力，獲取價格補 6 償的交易。 （二）參與輔助服務交易的可調節用戶應為接入 10 千 伏及以上電壓等級，獨立立戶、單獨計量，具備法人資格（能 提供自身社會信用統一代碼）、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，所屬產業應符合國家和 地方產業政策及節能環保要求，兩年內無竊電、違約用電行 為。 （三）可調節用戶可采取獨立方式或經負荷聚合商代理 方式參與調峰、頂峰交易。獨立用戶、負荷聚合商應具備與 調度控制系統、新型電力負荷管理系統數據交互，且能夠響 應電網調節需求的可調節負荷，根據系統運行需要和自身情 況響應調節指令，調節自身用電負荷曲線，提供電力輔助服 務。獨立用戶最小調節能力應不低于 1MW，單日累計持續響 應時間不低于 1 小時；負荷聚合商總調節能力應不低于 5MW， 單日累計持續響應時間不低于 1 小時。 （四）可調節用戶基線負荷的計算按照《電力用戶需求 響應節約電力測量與驗證技術要求》（GB/T 37016-2018） 執行，其中第 5.1.2 典型日確定中，暫定 N 取 5。即可調節 用戶基線負荷計算的典型日按如下規則選取： 1）若輔助服務交易發生在工作日，則基于輔助服務交 易日向前選取未提供輔助服務或未執行需求響應等負荷管 理措施的 5 個工作日，從上述 5 天中再剔除可調節用戶日最 大負荷最大、最小的兩天，剩余 3 天組成基線參考日集合。 2）若輔助服務交易發生在非工作日，則基于輔助服務 7 交易日向前選取未提供輔助服務或未執行需求響應等負荷 管理措施的 3 個非工作日組成基線參考日集合。 （五）可調節用戶提供調峰輔助服務時，需保證調峰響 應時段內（每 15 分鐘為一個時段）用電負荷不低于對應時 段的基線負荷，且該時段內調峰電量不低于出清電量的 70%， 否則該時段視為無效響應時段。 （六）可調節用戶提供頂峰輔助服務時，需保證頂峰響 應時段內（每 15 分鐘為一個時段）用電負荷不高于對應時 段的基線負荷，且該時段內頂峰電量不低于出清電量的 50%， 否則該時段視為無效響應時段。 （七）市場初期，可調節用戶調峰交易基于其實際調峰 電量，按照固定調峰補償價格進行結算。其中，可調節用戶 實際調峰電量指其用電負荷高于基線負荷部分形成的積分 電量，固定調峰補償價格暫定為 550 元/MWh。 （八）市場初期，可調節用戶頂峰交易基于其實際頂峰 電量，按照固定頂峰補償價格進行結算。其中，可調節用戶 實際頂峰電量指其用電負荷低于基線負荷部分形成的積分 電量，固定頂峰補償價格暫定為 1500 元/MWh。 （九）待市場成熟后，可調節用戶調峰、頂峰交易變更 為以上述固定補償價格為報價上限，由可調節用戶自主報價 與其他市場主體競價出清。電動汽車平臺、虛擬電廠平臺、 綜合能源集成平臺等可參照可調節用戶參與調峰、頂峰市場。 （十）負荷聚合商應在陜西省電力負荷管理中心完成聚 合能力認證，并參照陜西電力市場售電公司注冊要求在陜西 8 電力交易平臺完成注冊。鼓勵售電公司注冊負荷聚合商，優 先代理其零售用戶參與電網調峰、頂峰輔助服務交易。 （十一）負荷聚合商代理用戶參與輔助服務交易時，應 明確與其代理用戶間的補償資金分配及結算方式。負荷聚合 商代理其他售電公司簽約用戶參與輔助服務交易時，應與其 他售電公司協商簽署知情同意書并報市場運營機構備案。 （十二）可調節用戶調峰服務補償費用由省內負荷率大 于有償調峰基準的火電廠、風電場、光伏電站按照調用時段 共同分攤，具體分攤方式與第四章深度調峰補償費用分攤方 式一致。 （十三）可調節用戶頂峰服務補償費用由通過市場機制 形成用電價格的市場化用戶按照當月實際用電量比例共同 分攤，計算方式如下： 市場化用戶分攤金額=市場化用戶月度用電量/參與分攤的所有 市場化用戶月度總用電量×可調節用戶頂峰補償總費用
八、增加章節 儲能交易 該章具體條款如下： （一）具有獨立計量關口或直接接入電網側的儲能設施， 可作為獨立主體參與電網調峰、頂峰交易，包含電化學儲能、 抽水蓄能、壓縮空氣儲能等儲能類型。參與電網調峰、頂峰 交易的儲能設施的充放電規模應不小于 10MW/20MWh，并具備 自動發電控制功能，調節性能需滿足相關要求并接入調度機 構，實現充、放電等信息的實時監控。 （二）儲能交易包括調峰交易和頂峰交易。儲能調峰交 9 易指其儲能設施在棄風棄光等調峰困難時段，通過吸收富余 電能釋放新能源消納空間，獲取價格補償的交易。儲能頂峰 交易指儲能設施在負荷高峰等電力供需緊張時段，通過釋放 存儲電能緩解電力供應壓力，獲取價格補償的交易。 （三）儲能交易采用集中競價模式進行交易組織，儲能 調峰交易的報價區間為 0-550 元/MWh，頂峰交易的報價區間 為 0-1500 元/MWh，報價最小單位為 1 元/MWh。 （四）電力調度機構依據市場需求進行調峰、頂峰交易 組織，出清確定儲能設施的充電、放電曲線。當儲能調峰交 易和頂峰交易調用時段發生沖突時，優先組織頂峰交易保障 電力安全供應。 （五）中標調峰交易、頂峰交易的儲能設施，其調峰電 量、頂峰電量所對應的后置放電、前置充電過程由調度機構 根據電網實際運行情況統籌安排。 （六）同時中標調峰、頂峰交易的儲能設施，選取補償 費用較高的交易類型作為實際中標結果，同一日內單個儲能 主體只可獲取頂峰或調峰其中一種輔助服務補償。 （七）儲能調峰交易按照調度機構實際調用時段內儲能 設施充電曲線所形成的積分電量及對應市場出清價格進行 結算；儲能頂峰交易按照調度機構實際調用時段內儲能設施 放電曲線所形成的積分電量及對應市場出清價格進行結算。 （八）儲能設施充放電損耗電量納入國網陜西電力售電 量口徑統計，損耗電量所應承擔費用按照政府有關電價文件 執行。 （九）儲能調峰服務補償費用由省內負荷率大于有償調 峰基準的火電廠、風電場、光伏電站按照調用時段共同分攤， 具體分攤方式與第四章深度調峰補償費用分攤方式一致。 （十）儲能頂峰服務補償費用由通過市場機制形成用電 價格的市場化用戶按照當月實際用電量比例共同分攤，計算 方式如下： 市場化用戶分攤金額=市場化用戶月度用電量/參與分攤的所有 市場化用戶月度總用電量×儲能頂峰補償總費用 （十一）在火電企業、電力用戶計量關口出口內建設的 儲能設施，同火電企業、電力用戶作為統一整體通過相適應 的深度調峰交易、可調節用戶交易等形式參與輔助服務市場。 用戶側儲能設施應接入新型電力負荷管理系統。
九、第六章 市場組織與競價 （一）原第四十五條不再執行。 （二）該章新增條款如下： 1）每日 8 時前，有意愿提供調峰、頂峰輔助服務的自 備電廠向輔助服務平臺申報次日機組有功出力可調區間。 2）每日 8 時前，有意愿提供調峰、頂峰輔助服務的可 調節用戶向輔助服務平臺申報次日可調節能力及可調節時 段。 3）每日 8 時前，有意愿提供調峰、頂峰輔助服務的儲 能設施向輔助服務平臺申報次日可充放電時段、最大充放電 電力及交易價格。 4）當陜西次日因電網備用容量不足、局部供電能力不 11 足、或其他不確定性因素存在電力供應缺口，需要采取電力 需求響應等負荷管理措施保障電力安全供應的情況時，電力 調度機構不再組織該交易日可調節用戶頂峰交易出清，并按 照相關政策文件要求配合開展電力需求響應等負荷管理工 作。
十、第七章 交易結果執行 （一）原第五十條內容“為保證電網安全運行，電力調 度機構在特殊情況下可根據電網調峰需求采取臨時增加或 中止運行機組調峰資源、安排機組應急啟停調峰等措施”修 訂為“為保證電網安全運行，電力調度機構在在特殊情況下 可根據電網調峰、頂峰需求采取臨時增加或中止各類調峰、 頂峰靈活調節資源的措施”。 （二）原第五十二條內容“獲得的考核罰金優先補充深 度調峰服務基金，以彌補因火電廠或風電場、光伏電站分攤 的深度調峰費用達到分攤金額上限，導致深度調峰補償金額 存在的缺額。”刪除。 （三）該章新增條款如下： 1）調峰輔助服務交易中不同類型市場主體報價相同時， 采用“公網火電深調第一檔調峰優先于自備電廠調峰，儲能 調峰優先于可調節用戶調峰”的調用原則。 2）可調節用戶在無效響應時段內所產生的調峰（頂峰） 電量不予結算，實際調峰（頂峰）電量高出出清電量 1.5 倍 的部分不予結算。 3）電力調度機構與陜西省電力負荷管理中心負責聯合 12 開展可調節用戶調峰、頂峰輔助服務交易執行效果評估。 4）自備電廠、儲能設施因故障缺陷等自身原因導致實 際調峰（頂峰）電量低于出清調峰（頂峰）電量的 90%時， 對調峰（頂峰）電量缺額部分進行考核： 考核罰金=max(0，出清調峰(頂峰)電量×90%-實際調峰(頂峰)電 量)×出清(補償)價格×1.3 5）自備電廠、儲能因故障缺陷等自身原因導致實際調 峰（頂峰）電量高于出清調峰（頂峰）電量 110%且對電網 調峰、頂峰無正向影響時，高出部分不予補償。 6）自備電廠參與電網調峰、頂峰交易不影響其現行資 金結算方式。 7）各市場主體因參加電網調峰、頂峰輔助服務交易而 產生的中長期交易偏差電量及費用，由市場主體自行承擔或 與售電公司協商承擔。其中可調節用戶不經由代理其中長期 交易的售電公司參與輔助服務交易時，需自主或通過代理負 荷聚合商與該售電公司簽署知情同意書并提前報市場運營 機構備案。 8）所有參與調峰的發電企業調峰分攤金額與“兩個細 則”兌現金額（分攤為正、補償為負）之和設置分攤上限， 計算方式如下： 火電廠分攤上限=火電廠實際上網電量×本省燃煤機組標桿電價 ×10% 風電場、光伏電站分攤上限=風電場、光伏電站實際上網電量× 本省燃煤機組標桿電價×20% 13 9）單位結算周期內，各發電企業調峰分攤金額與“兩 個細則”兌現金額之和大于分攤金額上限時，按分攤金額上 限進行支付。對因發電企業設備故障、燃料緊缺等自身原因 停運導致該結算周期內無上網電量或上網電量過低，影響其 正常分攤時，基于其上一年度月均上網電量制定分攤上限。 10）因某發電企業支付費用達到上限，導致調峰分攤費 用存在缺額時，缺額部分由其余未達到分攤上限的發電企業 按照修正后發電量比例承擔，計算方式如下： 未達到分攤上限發電企業分攤費用缺額=發電企業修正后發電量 /未達到分攤上限各發電企業總修正后發電量×調峰分攤費用總缺額 11）所有參與調峰的發電企業支付費用均達到上限且調 峰分攤費用仍存在缺額時，缺額部分由提供調峰輔助服務的 市場主體在其獲得補償費用中消減，計算方式如下： 市場主體缺額消減費用=市場主體調峰補償費用/調峰補償總費 用×調峰分攤費用總缺額 12）市場主體考核罰金優先補充調峰輔助服務資金池， 以彌補因火電廠或風電場、光伏電站支付費用達到分攤上限， 導致調峰分攤金額存在的缺額。
十一、第八章 計量與結算 （一）原第五十三條內容“電網企業按照調度管轄范圍 記錄所轄并網發電廠輔助服務交易、調用、計算和結算等情 況”修訂為“電網企業按照陜西電力輔助服務交易組織范圍 記錄各類市場主體輔助服務交易、調用、計算和結算等情況”。 （二）原第五十四條內容“輔助服務計量的依據為：電 14 力調度指令、系統采集的實時數據、電量數據等”修訂為“輔 助服務計量的依據為：電力調度指令、調度控制系統采集的 實時數據、用電信息采集系統、新型電力負荷管理系統采集 的用電量數據和用電負荷數據等”。 （三）原第五十六條中“調峰服務費用”修訂為“輔助 服務費用”。
十二、第九章 信息發布 （一）原第五十七條中“發電企業”修訂為“市場主體”。 （二）原第五十八條中“發電廠”修訂為“市場主體”。
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