为贯彻落实《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）、《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）等相关政策要求，华中能源监管局会同四川能源监管办组织对《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》（华中监能市场〔2021〕278号）进行修订完善，形成新版《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运行规则》（以下简称《规则》），现从修订背景、主要内容方面进行解读：

一、修订背景

川渝一体化电力调峰辅助服务市场于2022年7月启动正式运行，在促进清洁能源消纳、服务电力保供、助力企业增收等方面发挥了重要的作用。川渝一体化电力调峰辅助服务市场的建立，有效平滑电力供需波动，减少弃水电量，提高清洁能源消纳水平，调动发电企业积极性，提高输电设施利用效率，实现了市场效率和社会效益双提升。

随着川渝电力市场的建设发展，川渝电源电网结构发生深刻变化，储能、抽蓄和负荷侧等调节资源需要逐步纳入市场，同时需要进一步完善出清机制，与省市内中长期市场和现货市场有序衔接，最大程度发挥市场机制减少清洁能源弃电风险，促进清洁能源消纳。华中能源监管局会同四川能源监管办依据国家政策文件和有关要求，结合川渝电网实际，经深入研究，组织对原市场规则进行了全面修订。

二、主要内容

新版规则共九章五十一条，包括：总则、市场成员、交易组织方式、日前市场组织流程、日内市场组织流程、市场执行、计量与计算、信息披露与市场风险防控、附则等。新版规则在试行版规则基础上主要作出以下调整：

（一）扩大经营主体参与范围。进一步明确市场准入要求，引入储能、抽蓄和负荷侧调节资源等新型经营主体,尽可能将所有资源纳入市场。

（二）调整调峰市场申报机制。工作日可组织次日96个时段的日前交易，节假日前的最后一个工作日可集中组织周末和节假日期间及节后第一个工作日的交易，明确市场可在全年全时段按需开展。

将“买方摘牌”调整为服务需求方主动申报，服务需求方申报信息为川渝电力辅助服务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，以及自愿摘牌价格。

将“卖方申报调峰电价曲线”（即送出省上网电价）调整为服务提供方申报落地（电量受入省）电力和落地价格，考虑线损和输电价格后，折算到服务需求方上网端交易计量关口，形成折算电力和折算价格。

（三）完善调峰市场出清机制。为减少清洁能源弃电风险，促进清洁能源充分消纳，清洁能源电力调峰交易分为两个阶段组织。

第一阶段交易机制采用“双边报价、统一边际出清”方式开展。

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。

（四）调整调峰市场结算机制

服务需求方通过售出调峰市场出清电量获取增量发电收益。服务提供方向所在省（市）电网企业支付结算费用。其中，服务需求方获得中标执行电量的上网电费。服务提供方的燃煤火电机组原有省（市）内中长期合同按“照付不议”原则结算，因川渝调峰交易而减发的电量按中长期规则（现货未运行时）或现货规则（现货运行时）进行偏差结算；独立储能和抽水蓄能电站参与省间调峰落地电量视为省间外购电量，向所在省（市）电网企业支付下网电费；负荷侧资源按照落地电价，结算因提供调峰服务而超出基准用电功率曲线有效响应部分的用电费用。

（五）有效衔接省内市场

市场组织时序按照省内预出清、省间现货、川渝电力辅助服务的流程组织，出清结果在省间联络线上物理执行，不影响省内现货市场的出清和结算，更好衔接省间省内市场。