国家能源局湖南监管办印发《负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则（试行）》

7月5日，国家能源局湖南监管办公室印发《关于负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则（试行）》的通知，本规则自发布日起施行，有效期二年。适用于湖南电网负荷侧辅助服务提供市场主体（以下简称“负荷侧主体”）参加湖南电力辅助服务市场深度调峰交易的行为。

在满足电网安全和电力平衡约束的条件下，负荷侧主体按照集中竞价、统一边际电价出清机制进行市场出清，遵循价格优先、时间优先的原则。将每个时段负荷侧主体申报的价格从低到高排序，直至满足该时段的调峰需求，形成边际出清价格及中标电力，成交价格为最后中标的负荷侧主体申报电价。申报价格等于边际出清价格时，按照申报时间先后顺序确定中标主体。

国家能源局湖南监管办公室关于印发《负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则（试行）》的通知

市场运营机构，有关电力企业，电力用户，售电公司：

为贯彻落实《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）及其配套文件精神，深化湖南电力市场建设，引导负荷侧各类可调节资源参与提供电力辅助服务，促进电力供需平衡、能源绿色低碳转型，保障湖南电网安全稳定、优质经济运行，提升可再生能源消纳能力，经广泛征求各有关部门、市场成员等单位意见，湖南监管办制定了《负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则（试行）》，现印发给你们，请遵照执行。

负荷侧可调节资源参与湖南电力辅助服务市场规则（试行）

第一章　总　则

第一条 为全面落实深化电力体制改革要求，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡、能源绿色低碳转型和适应新型电力系统建设发展的作用，发掘负荷侧可调节资源，引导负荷侧各类可调节资源参与提供电力辅助服务，保障湖南电网安全稳定、优质经济运行，提升可再生能源消纳能力，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<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）《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）和《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）等国家相关法律法规和政策文件制定。

第三条 本规则作为《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》（湘监能市场〔2020〕81号）的补充，适用于湖南电网负荷侧辅助服务提供市场主体（以下简称“负荷侧主体”）参加湖南电力辅助服务市场深度调峰交易的行为。

第二章　负荷侧市场主体

第四条 负荷侧主体是指在湖南电网独立用电，单独计量的直供电力用户、电动汽车充电设施运营企业以及负荷聚合商等市场主体。电力用户可独立参与市场交易，也可通过负荷集成商以聚合方式（虚拟电厂）方式参与市场交易。

执行差别电价、阶梯电价、惩罚性电价等差别化电价政策的高耗能企业暂不参与。

第五条 负荷侧主体参与市场交易应在电力交易机构注册，已注册无需重复注册。按照有关规定，电力交易机构统一实施入市注册、注册信息变更和退出市场管理。

第六条 负荷侧主体准入条件：

（一）具有独立法人资格、独立财务核算、征信记录良好、能够独立承担民事责任的经济实体，或是经法人单位授权的非独立法人主体，且符合国家产业政策和环境保护要求。负荷集成商应具备相应资质，并与代理用户签署协议。

（二）生产运行信息应接入相关技术支持平台，可实现电力、电量数据分时计量，并由相关技术支持平台将信息传送至电力调度机构，确保数据准确、及时、完整、可靠。

（三）直接参与用户可调节容量不小于1MW，连续响应时间不低于1小时；负荷集成商可调节容量不小于10 MW，连续响应时间不低于1小时。

（四）独立参与市场交易的负荷侧主体及负荷集成商应具备上报用充电计划、接受和分解调度指令、电力（电量）计量、清分结算等能力，保证交易正常开展、收益合规传导。

第七条电网企业的权利和义务：

（一）负责建设、运营和维护湖南电力源荷聚合互动响应平台，并无偿提供接入和咨询等服务；

（二）根据授权，开展负荷侧主体资格审查，并公布负荷侧主体审查结果；

（三）按照有关规定，负责提供用户历史基线负荷；

（四）按照有关规定，发布市场信息，获取负荷侧主体相关数据，承担信息保密义务；

（五）负责负荷侧主体参与市场的邀约、组织及服务费用结算等工作；

（六）配合运营机构，监测和分析负荷侧主体执行交易情况，做好分析评价，共同防范市场风险；

（七）根据电力监管及政府部门授权，负责与所辖负荷侧主体签订有关协议。

（八）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。

第八条 负荷侧主体的权利与义务：

（一）遵循自愿参与市场，自行承担市场风险的原则。

（二）遵守市场规则，维护市场秩序，接受电力监管机构、政府有关管理部门的监督，服从电力调度机构管理。

（三）通过市场平台获得市场信息，按照市场规则进行交易申报，负荷集成商审核并汇总所代理的自然人、法人单位相关信息后进行交易申报。

（四）按照规定实时准确传输数据，如实申报负荷侧可调节资源运行信息，提供相关历史数据。负荷集成商需传输聚合运行数据以及其代理各有关自然人、法人单位的运行数据。

（五）执行市场出清结果，负荷集成商分解下达市场出清结果或调度指令至其聚合的自然人、法人单位，并组织执行。

（六）做好相关设备运行维护和生产管理，防范安全生产风险。

（七）获取服务收益，以聚合方式参与市场的，负荷集成商按照事先协议与其代理的负荷侧主体公平合理分配市场收益。

（八）法律法规及相关市场规则规定的其他权利和义务。

第三章　市场申报与出清

第九条 电力调度机构组织负荷侧主体进行交易申报，申报周期为日，可在节假日前集中组织多日的申报。

第十条 初期负荷侧主体仅限参与日前市场交易，交易时段为市场运行日的低谷时段（23:00-07:00）、腰荷时段（12:00-16:00）。

第十一条 负荷侧主体应如实申报低谷时段、腰荷时段可提供调峰辅助服务的能力（MW）、时间范围（以15分钟为单位，全天96点）和价格（元/ MWh）。

第十二条 为激励负荷侧主体参与市场，初期对负荷侧主体市场申报价格设立最低限价，报价范围100元/ MWh至260元/ MWh，最小申报单位为0.1元/ MWh，具体以交易公告为准。

第十三条 用户基线负荷按照国标《GB/T 37016-2018 电力用户需求响应节约电力测量与验证技术要求》进行认定，由电力调度机构负责核定。

（一）采用日期匹配法认定负荷侧主体用户基线负荷曲线。

（二）典型日的确定分两种情况：

1.调峰服务发生在工作日时，选取调峰服务日前7天，其中应剔除非工作日、电力中断及负荷侧主体参与调峰服务日，剔除后不足7天的部分向前顺序选取，补足7天，从上述7天中再剔除负荷侧主体日最大负荷最大、最小的两天，剩余5天为典型日。

2. 调峰服务发生在非工作日时，选取调峰服务日前最近的3个非工作日为典型日，其中应剔除电力中断及负荷侧主体参与调峰服务日，剔除后不足3天的部分向前顺序选取，补足3天。

（三）用户基线负荷认定程序

1.取典型日负荷侧主体96点负荷数据。

2.以不同典型日负荷侧主体96点负荷数据的平均值作为原始用户基线负荷。

（四）对于用电负荷受气候等外部因素影响较大的负荷侧主体，可对其用户基线负荷进行修正，修正前，需经电力监管及政府部门认定。修正方法如下：

1.修正系数。对于认定的用户，根据下式确定修正系数K，K范围限定为0.8-1.2，若K低于0.8按0.8计算，若K高于1.2按1.2计算。对于未认定的用户，修正系数K默认值为1。

为调峰服务当日，调峰服务期前2h内各个采集时刻的用户基线负荷平均值，单位为kW；为调峰服务日前所有典型日中，与上述采集时刻对应历史用户基线负荷的平均值，单位为kW。

2.结果修正。根据修正系数K对原始用户基线负荷序列值进行修正。

为修正后的负荷侧主体用户基线负荷。

第十四条 在满足电网安全和电力平衡约束的条件下，负荷侧主体按照集中竞价、统一边际电价出清机制进行市场出清，遵循价格优先、时间优先的原则。

（一）将每个时段负荷侧主体申报的价格从低到高排序，直至满足该时段的调峰需求，形成边际出清价格及中标电力，成交价格为最后中标的负荷侧主体申报电价。

（二）申报价格等于边际出清价格时，按照申报时间先后顺序确定中标主体。

第十五条 负荷侧主体参与市场流程：

（一）竞价日（D-1）10:00前，电力调度机构发布电网调峰需求及其时段。

（二）竞价日（D-1）12:00前，负荷侧主体完成次日或多日市场交易信息申报。

（三）竞价日（D-1）18:00前，电力调度机构完成对负荷侧主体申报数据的校核，组织市场集中出清，形成考虑安全和平衡约束的出清结果。

第四章　交易执行与结算

第十六条 电力调度机构遵循“按需调用、安全经济”原则，合理确定负荷侧主体参与辅助服务总需求量，初期负荷侧主体出清结果在日内优先执行。

第十七条 市场出清结果通过电力调度机构技术支持系统下发，由相关平台分解、转发，负荷侧主体通过平台查看出清数据，自主执行交易结果。

第十八条 负荷侧主体参与市场交易实际调峰电量根据用户基线负荷计算，以调度自动化系统、用电信息采集系统数据为准。

第十九条 有效调峰电力为各中标时段实际负荷与用户基线负荷之差，单位为MW。

第二十条 有效响应电量为有效调峰电力与相应时刻之乘积，单位为MWh。调峰电量取该时段中标电量与有效响应电量两者中的小值。

第二十一条 调峰服务费为每时刻调峰电量与出清价格乘积之和，单位为元。

第二十二条 负荷侧主体产生的服务费用纳入湖南电力辅助服务市场，由发电侧按照《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》分摊。

第二十三条 负荷侧主体实际执行结果偏离市场出清结果，电力调度机构应根据电网运行实际，安排调管范围内的发电机组承担偏差部分，如仍无法执行市场出清结果则调整相应交易，并做好记录备查。

第二十四条 负荷侧主体因自身原因，导致有效调峰电力小于调峰中标电力，偏差小于20%及以下，免于考核；超过20%以上部分，按合同调峰费用与实际调峰费用差值的30%予以考核；调峰实际电力大于调峰中标电力的，不予考核，也不予奖励。考核费不大于实际调峰服务费。

第二十五条 负荷侧主体因自身原因，未执行市场交易结果，且在交易时段内其平均负荷低于平均用户基线负荷，电力调度机构根据其影响程度可采取通报、警告、扣罚服务费用、纳入电力市场失信名单等措施予以处罚。

第二十六条 负荷集成商需提供与代理用户签订的协议，其中应包括双方最终确认的补偿分成比例。代理用户服务费用由省电力公司结算支付，负荷集成商服务分成费用按其代理协议补偿分成比例统一由省电力公司组织结算支付，服务费用按月结算。

第二十七条 在用户结算单中，应将辅助服务费用予以单列。

第五章 附 则

第二十八条 本规则由国家能源局湖南监管办公室负责解释。

第二十九条 本规则自发布日起施行，有效期二年。