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8月14日，国家能源局云南监管办公室发布关于公开征求《云南电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）》意见的通知。文件表示，独立储能调峰辅助服务按深度调峰辅助服务的方式参与市场交易。储能报价上限不超过335.8元/兆瓦时。自主参与独立储能调峰辅助服务报价的独立储能电站需同步上报最大充电电力及持续时间。
文件指出，燃煤机组、水电机组、独立储能报价相同时优先调用独立储能，其余报价相同时优先调用可提供调峰容量大的机组或最大充电电力大的储能。
独立储能调峰辅助服务供应量为独立储能电站在提供调峰辅助服务期间的充电电量。
独立储能在同一运行日的同一时段不同时参与南方区域跨省备用市场和云南调峰市场。独立储能在云南调峰市场日前预安排中标后，同时段不再参与南方区域跨省备用市场日前交易出清。
云南调峰市场补偿费用由发电侧市场经营主体分摊，独立储能电站不参与云南调峰市场补偿费用分摊。
独立储能电站在未报价、报价未中标或未被调用的情况下自行进入充电状态，市场不支付调峰辅助服务补偿费用。
原文如下：
国家能源局云南监管办公室关于公开征求《云南电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）》意见的通知
为持续深化电力体制改革，推进电力辅助服务市场建设，按照《电力辅助服务管理办法》《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）等有关文件精神，结合云南电力系统运行实际和发展需要，我办编制了《云南电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）》，现公开征求意见。
欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见，有关意见请于2024年9月15日前反馈至邮箱scynb@nea.gov.cn。感谢支持！
附件：云南电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）
云南电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）
（征求意见稿）
第一章 总 则
第一条 [目的]为建立有效的云南电力调峰辅助服务市场（以下简称“云南调峰市场”），充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步提升清洁能源消纳空间，保障市场成员合法权益，促进电力系统安全、稳定、经济运行，结合云南实际，制定本规则。
第二条 [依据]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）及其相关配套文件、《电力监管条例》（国务院令第432号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61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）、《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》（以下简称“两个细则”）以及国家有关法律法规及行业标准制定。
第三条 [适用范围]本规则适用于云南调峰市场的运营及管理，云南调峰市场所有成员必须遵守本规则。
第四条 [调峰辅助服务]调峰辅助服务是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体按照电力调度机构要求进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。调峰辅助服务分为基本调峰服务和有偿调峰服务。现阶段云南调峰市场的有偿调峰服务包括深度调峰辅助服务、独立储能调峰辅助服务和启停调峰辅助服务。
第五条 [市场监管]国家能源局云南监管办公室（以下简称“云南能源监管办”）负责云南调峰市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。
第二章 市场成员
第六条 [市场成员组成]云南调峰市场的市场成员包括市场运营机构、市场经营主体、电网企业。
第七条 [市场运营机构指定]云南能源监管办指定的电力调度机构和电力交易机构负责云南调峰市场运营，其他电力调度机构按调管范围配合开展云南调峰市场相关工作。
第八条 [市场运营机构及其权利义务]现阶段云南调峰市场的市场运营机构为云南电力调度控制中心、中国南方电网电力调度控制中心和昆明电力交易中心有限责任公司。
云南电力调度控制中心的权利和义务：
（一）组织开展云南调峰市场交易，按调管范围开展安全校核；
（二）根据相关法律法规、电网调度管理规程及交易出清结果，实施调管范围内调峰资源的调用，确保电网运行安全；
（三）负责发布电网运行和调峰市场运营的相关信息；
（四）根据市场交易和执行结果，通过云南调峰辅助服务市场技术支持系统提供交易结算依据；
（五）建设和维护云南调峰市场技术支持系统；
（六）紧急情况下中止市场运行，保障系统安全运行；
（七）会同电力交易机构受理市场经营主体质询，协调处理市场争议；
（八）法律法规规定的其他权利和义务。
中国南方电网电力调度控制中心的权利和义务：
（一）配合开展云南调峰市场交易，提供调峰服务数据、结算依据；
（二）按调管范围开展安全校核，按交易结果调用调峰资源，确保电网运行安全；
（三）发布电网运行和调峰市场运营的相关信息；
（四）法律法规规定的其他权利和义务。
昆明电力交易中心有限责任公司的权利和义务：
（一）负责提供市场注册、交易申报等相关服务；
（二）会同电力调度机构按规则进行信息发布；
（三）负责与其职责相关的技术支持系统的建设和运维；
（四）法律法规规定的其他权利和义务。
第九条 [市场经营主体及其权利义务]云南调峰市场的市场经营主体包括：
（一）纳入南方区域“两个细则”管理的发电侧并网主体和独立储能电站。其中，调峰辅助服务提供者为具备自动发电控制功能的燃煤电厂、水电厂（具备日调节能力及以上）及独立储能电站，允许第三方辅助服务提供者与上述发电厂联合作为调峰辅助服务提供者；第三方辅助服务提供者指具体提供调峰服务的装置或电站，包括储能装置、储能电站等；独立储能电站指具备调度直控条件，以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，并与电网企业签订购售电合同的储能电站。
（二）调峰辅助服务提供者应在市场运营机构进行市场注册，注册时应提交参与云南调峰市场交易人员注册信息，交易人员的市场申报行为视为所在企业的意愿。
市场经营主体的权利和义务：
（一）服从电力调度机构调度命令，确保电网运行安全；
（二）提供调峰辅助服务的市场经营主体依据本规则参与云南调峰市场，提供调峰服务并获得补偿；
（三）按本规则缴纳调峰辅助服务补偿费用；
（四）提供调峰市场交易所需的技术参数及资料，获得调峰市场交易等相关信息；
（五）法律法规规定的其他权利和义务。
第十条 [电网企业及其权利义务]电网企业为云南电网有限责任公司。
电网企业的权利和义务：
（一）根据结算依据进行调峰服务费用结算；
（二）法律法规规定的其他权利和义务。
第三章 调峰辅助服务
第十一条 [深度调峰辅助服务]深度调峰辅助服务包括燃煤机组深度调峰辅助服务、水电机组深度调峰辅助服务。
第十二条 [燃煤机组深度调峰辅助服务]燃煤机组深度调峰辅助服务是指根据系统运行需要，在基本调峰资源用尽后，燃煤机组按照电力调度机构要求调减出力，使机组平均负荷率低于有偿调峰基准所提供的调峰辅助服务。其中，平均负荷率为交易时段内机组运行平均出力占机组额定装机容量的比例，燃煤机组有偿调峰基准为机组额定容量的K燃煤深调基准。平均负荷率高于有偿调峰基准的调峰服务属于机组基本调峰服务，由电力调度机构根据系统运行需要无偿调用。
第十三条 [水电机组深度调峰辅助服务]水电机组深度调峰辅助服务是指根据系统运行需要，在基本调峰资源用尽后，水电机组按照电力调度机构要求调减出力至低负荷（或空载）运行所提供的调峰辅助服务。机组运行出力高于机组稳定运行区下限（即水电有偿调峰基准，根据并网调度协议或稳定性试验报告确定，若存在一个或多个限制运行区，则取最小限制运行区上限）的调峰服务及无振动区的水电机组调峰服务属于机组基本调峰服务，由电力调度机构根据系统运行需要无偿调用。
第十四条 [独立储能调峰辅助服务]独立储能调峰辅助服务是指根据系统调峰需要，在基本调峰资源用尽后，独立储能电站在负荷低谷时段（具体时段按云南省工商业分时电价政策所明确的低谷时段执行）进入充电状态时所提供的调峰辅助服务。独立储能电站在未报价、报价未中标或未被调用的情况下自行进入充电状态，市场不支付调峰辅助服务补偿费用。
第十五条 [启停调峰辅助服务]启停调峰辅助服务包括燃煤机组启停调峰辅助服务和水电机组启停调峰辅助服务。
第十六条 [燃煤机组启停调峰辅助服务]燃煤机组启停调峰辅助服务是指根据电网运行需要，在运燃煤机组按照电力调度机构要求停机解列，并在T燃煤启停时间小时内再次启动并网所提供的调峰辅助服务。
第十七条 [水电机组启停调峰辅助服务]水电机组启停调峰辅助服务是指根据电网运行需要，水电机组按照电力调度机构要求停机解列，并在运行日内再次并网且当日全厂可调机组平均启停超过C次时所提供的调峰辅助服务。
第十八条 [调峰需求]系统所需电力调峰需求，用于衡量系统调峰缺口的大小。电力调度机构根据系统运行实际需要，综合考虑电网运行安全约束、省间送受电情况、清洁能源消纳需求、备用要求、负荷预测等因素确定系统所需电力调峰需求。
第十九条 [竞价日与运行日]运行日（D日），是指市场运行的自然日；竞价日（D-1日），是指运行日的前一个自然日。工作日，是指不包含国家法定公休日和节假日的标准工作日。
第四章 深度调峰辅助服务交易
第二十条 [启动条件]原则上应先将基本调峰、水电机组启停调峰资源用尽后，需将一台及以上燃煤机组或水电机组降至有偿调峰基准值以下时，启动深度调峰辅助服务交易。
第二十一条 [独立储能调峰辅助服务交易]独立储能调峰辅助服务按深度调峰辅助服务的方式参与市场交易。
第二十二条 [市场申报]市场申报采用按日申报模式，即市场经营主体在竞价日以机组为单位申报运行日的价格，水电机组（水电类）报价上限不超过P水max元/兆瓦时，燃煤机组及储能（燃煤储能类）报价上限不超过P燃煤max元/兆瓦时。其中，自主参与深度调峰辅助服务报价的燃煤电厂、水电厂需同步上报机组最小可调出力（最小可调出力不得高于有偿调峰基准，有偿调峰基准与最小可调出力的差值为可提供调峰容量），自主参与独立储能调峰辅助服务报价的独立储能电站需同步上报最大充电电力及持续时间。对于已获得容量电费的市场经营主体未自主申报时，其最小可调出力默认采用并网调度协议最小技术出力作为申报信息。
第二十三条 [燃煤机组分段申报]参与深度调峰辅助服务的燃煤机组可分段报价，最多申报3段，第一段以有偿调峰基准为起点，最后一段以上报的最小可调出力为终点，各段报价随机组出力降低单调非递减。
第二十四条 [出清机制]深度调峰辅助服务采用同类型机组统一边际出清机制，电力调度机构根据申报价格从低到高排序依次调用，同类型机组出清价格为交易时段内实际调用到的最后一台深度调峰的同类型机组的申报价格。燃煤机组、水电机组、独立储能报价相同时优先调用独立储能，其余报价相同时优先调用可提供调峰容量大的机组或最大充电电力大的储能。
第二十五条 [深度调峰供应量]燃煤机组、水电机组深度调峰辅助服务供应量为深度调峰期间的少发电量，即为机组有偿调峰基准与实际出力的差值在深度调峰时间内的积分电量。独立储能调峰辅助服务供应量为独立储能电站在提供调峰辅助服务期间的充电电量。
第二十六条 [免补情况]以下情形不视为提供深度调峰辅助服务，不获得调峰辅助服务收益：
（一）机组在开、停机过程中运行于有偿调峰基准之下时；
（二）机组未按调度指令执行而运行于有偿调峰基准之下时；
（三）机组因生态流量要求、调压需求等其他非调峰原因而运行于有偿调峰基准之下时；
（四）机组因电厂自身原因而运行于有偿调峰基准之下时。
第五章 启停调峰辅助服务交易
第二十七条 [燃煤机组启停调峰辅助服务的启动条件]原则上应先将基本调峰、水电机组启停调峰、独立储能调峰、深度调峰资源用尽后，需将一台及以上燃煤机组启停调峰时，启动燃煤机组启停调峰辅助服务交易。
第二十八条 [燃煤机组启停调峰辅助服务的市场申报]市场申报采用按日申报模式，即市场经营主体在竞价日以机组为单位申报运行日的价格，燃煤机组启停调峰辅助服务按机组额定容量级别设置报价上限，详见下表。
第二十九条 [燃煤机组启停调峰辅助服务的交易出清原则]燃煤机组启停调峰辅助服务采用同容量级别机组统一边际出清机制，电力调度机构根据申报价格从低到高排序依次调用，同容量级别机组出清价格为交易时段内实际调用到的最后一台启停调峰的同容量级别机组的申报价格。报价相同时首先出清调峰容量大的机组，再出清申报时间靠前的机组；申报时间也相同的，由技术支持系统随机抽取。
第三十条 [燃煤机组启停调峰补偿台次]燃煤机组启停调峰补偿台次为在运燃煤机组按照电力调度机构要求停机解列，并在T燃煤启停时间小时内再次启动并网的台次，每完成一次停机、启动计一台次。
第三十一条 [水电机组启停调峰辅助服务补偿]水电机组启停调峰辅助服务采用固定补偿方式。水电机组启停调峰补偿台次以全厂进行统计，水电厂运行日可调机组为B台，则该厂当日总启停台次超过B×C台次后（每完成一次停机、启动计一台次），每增加一次启停计一台次，每台次按R水启元/万千瓦的标准对额定装机容量进行补偿。
第三十二条 [免补情况]以下情形不视为提供启停调峰辅助服务，不获得调峰辅助服务收益：
（一）机组因正常换机运行、故障跳闸、设备缺陷、机组试验、综合用水需要及其他电厂自身原因产生的机组启停；
（二）燃煤机组因启停调峰交易停机后，停机时长超过T燃煤启停时间小时的，不视为提供启停调峰辅助服务，按南方区域“两个细则”及有关规定进行补偿。
第六章 交易组织实施
第三十三条 [交易组织方式]云南调峰市场交易采用“日前报价和预安排，日内正式出清，按需按序调用”的组织方式。
第三十四条 [云南调峰市场与电力中长期电能量市场的衔接]市场经营主体因参与云南调峰市场造成电力中长期交易计划执行偏差的，按云南电力中长期交易规则有关规定处理。
第三十五条 [云南调峰市场与南方区域电力现货电能量市场的衔接]电力现货市场结算运行时，云南调峰市场暂停运行，通过电力现货价格引导，实现调峰功能，相应补偿按南方区域“两个细则”及有关规定执行。
第三十六条 [云南调峰市场与云南调频市场的衔接]云南调频市场日前预安排（正式出清）结果作为调峰市场日前预安排（正式出清）的边界条件，原则上云南调频市场中标的发电单元不参与云南调峰市场出清。
第三十七条 [独立储能参与南方区域跨省备用市场和云南调峰市场]独立储能在同一运行日的同一时段不同时参与南方区域跨省备用市场和云南调峰市场。独立储能在云南调峰市场日前预安排中标后，同时段不再参与南方区域跨省备用市场日前交易出清。
第三十八条 [深度调峰辅助服务的交易周期]深度调峰辅助服务每15分钟为一个交易时段，运行日共设置96个交易时段；以00:00为第一个交易时段起点，23:45为最后一个交易时段起点。
第三十九条 [交易流程]云南调峰市场具体交易组织流程：
（一）竞价日12:00前，市场运营机构通过云南调峰市场技术支持系统发布运行日调峰市场信息，包括提供调峰辅助服务的市场经营主体名单、市场限价、申报开始和截止时间、预计调峰时段和预测最大调峰需求（仅作参考，最终以日内实际调峰时段和调峰需求为准）。
（二）竞价日12:00-15:00，市场经营主体通过云南调峰市场技术支持系统申报运行日深度调峰辅助服务、启停调峰辅助服务价格，上报运行日机组最小可调出力、储能最大充电电力及持续时间。
（三）竞价日15:00开始，电力调度机构系统运行需要进行日前预安排，经安全校核与调整，形成预安排结果。如日前无需启动调峰市场，则无需开展日前预安排。
（四）在运行日，电力调度机构根据系统运行实际情况组织正式出清，经安全校核与调整，形成正式出清结果，正式出清应不晚于实际运行时段起始时间点的30分钟前完成。如日内无需启动调峰市场，则无需开展正式出清。
第四十条 [市场申报要求]市场经营主体通过云南调峰市场技术支持系统以机组为单位申报价格，以申报截止时间最后一次的有效申报作为最终申报，申报深度调峰辅助服务价格的最小单位是0.1元/兆瓦时，申报燃煤机组启停调峰辅助服务的最小单位是0.1万元/台次。市场经营主体可对申报价格设置缺省值，如未报价，可使用缺省值报价。已获得容量电费的市场经营主体，应参加云南调峰市场报价，如未报价，使用缺省值报价，如未设置缺省值，则默认为按0报价。
第四十一条 [申报信息封存]云南调峰市场技术支持系统将竞价日申报信息封存到运行日，在运行日开展集中统一出清。
第四十二条 [调峰资源按序调用原则]在满足电网安全运行和系统运行需要的前提下，按照综合成本最低原则进行调峰资源调用，即在基本调峰资源用尽后，原则上先调用水电启停调峰辅助服务，再调用独立储能调峰辅助服务和深度调峰辅助服务，最后调用燃煤机组启停调峰辅助服务。
第四十三条 [日前预安排]电力调度机构根据省内负荷预测、新能源功率预测、西电东送电力等边界数据组织开展深度调峰辅助服务、独立储能调峰辅助服务、燃煤机组启停调峰辅助服务的日前预安排，经安全校核与调整，形成预安排结果。预安排结果随日前发电计划一并发布，仅作为实时调用的参考，不作为正式出清执行依据。
第四十四条 [日内正式出清]电力调度机构根据省内负荷超短期预测、新能源功率超短期预测、西电东送电力等边界数据组织开展深度调峰辅助服务、独立储能调峰辅助服务、燃煤机组启停调峰辅助服务的日内正式出清，经安全校核与调整，形成正式出清结果，并随日内发电计划一并发布。若日内实际运行无需启动调峰市场时，对于日前预安排处于深度调峰及启停调峰的机组（启停调峰的水电机组除外），需将机组的日内发电计划恢复至有偿调峰基准之上及取消燃煤机组启停调峰。若日内实际运行系统调峰需求减少时，需将机组的日内发电计划按报价从高到低的顺序恢复至有偿调峰基准之上及取消燃煤机组启停调峰。
第四十五条 [安全校核]电力调度机构根据系统实际情况，按照调管范围对预安排和正式出清的机组序列进行安全校核，校核条件应满足：
（一）参与深度调峰辅助服务交易出清的机组最小可调出力不得高于有偿调峰基准；
（二）电网安全稳定约束；
（三）水库调度约束要求，包括水电机组振动区、上下游电厂流量匹配约束要求等；
（四）符合清洁能源消纳相关政策要求。
第四十六条 [预安排及正式出清调整]在日前预安排及正式出清过程中机组的调整：
（一）不满足安全校核条件的机组，由所属电力调度机构从预安排（正式出清）机组序列中移出，并注明移出原因。
（二）若安全校核后预安排（正式出清）机组序列调峰容量不满足系统调峰需求且调峰市场仍有报价机组时，在满足安全约束前提下，根据交易出清原则按需按序进行调用。若安全校核后预安排（正式出清）机组序列调峰容量不满足系统调峰需求且调峰市场已无报价机组时，则按云南电网发电调度原则开展系统调峰。
第四十七条 [实时调整]实时运行中，若因电网安全需要，在满足安全约束前提下，电力调度机构可移出中标机组，并进行事后信息发布。若系统仍有调峰需求且调峰市场仍有报价机组时，在满足安全约束前提下，按需按序进行调用，调用报价但未中标机组，其调峰补偿按调用时段对应的同类型出清价格结算。若系统仍有调峰需求且调峰市场已无报价机组时，则按云南电网发电调度原则开展系统调峰。当电网发生事故或紧急情况时，电力调度机构应按安全第一的原则处理，无需考虑经济性。
第七章 计量和结算
第四十八条 [计量依据]调峰辅助服务计量的依据为电力调度命令、调度运行控制系统（OCS系统）等调度自动化系统实时数据、计量自动化及营销信息系统的电量数据以及市场经营主体提供的水电机组启停调峰台次等。
第四十九条 [结算方式]云南调峰市场补偿费用结算采用按日统计、按月结算、收支平衡的方式。云南调峰市场补偿分为燃煤机组深度调峰辅助服务补偿、水电机组深度调峰辅助服务补偿、独立储能调峰辅助服务补偿、燃煤机组启停调峰辅助服务补偿及水电机组启停调峰辅助服务补偿。
第五十条 [燃煤机组深度调峰辅助服务补偿费用]燃煤机组月度深度调峰辅助服务补偿费用的计算公式如下：
其中，n为每月云南调峰市场总的交易时段数，Q燃煤i为该燃煤机组在第i个交易时段的深度调峰电量，P燃储深调i为在第i个交易时段的燃煤储能类深度调峰出清价格。
第五十一条 [水电机组深度调峰辅助服务补偿费用]水电机组月度深度调峰辅助服务补偿费用的计算公式如下：
其中，n为每月云南调峰市场总的交易时段数，Q水电i为该水电机组在第i个交易时段的深度调峰电量，P水深调i为在第i个交易时段的水电类深度调峰出清价格。
第五十二条 [独立储能调峰辅助服务补偿费用]独立储能月度调峰辅助服务补偿费用的计算公式如下：
其中，n为每月云南调峰市场在负荷低谷时段总的交易时段数，Q储能i为该独立储能在第i个交易时段的充电电量，P燃储深调i为在第i个交易时段的燃煤储能类深度调峰出清价格。
第五十三条 [燃煤机组启停调峰辅助服务补偿费用]燃煤机组月度启停调峰辅助服务补偿费用的计算公式如下：
其中，m为每月云南调峰市场该燃煤机组的启停调峰台次数，P启停j为该燃煤机组在第j次启停调峰出清价格。
第五十四条 [水电机组月度启停调峰辅助服务补偿费用]水电机组月度启停调峰辅助服务补偿费用的计算公式如下：
其中，t为每月的天数，N有偿k为该水电厂在第k天的有偿启停台次数，Nk为该水电厂在第k天的启停调峰台次数，C为水电机组启停调峰无偿次数，B为水电厂运行日可调机组台数，R水启为水电机组启停调峰辅助服务补偿标准，DB平均为B台可调机组额定容量的算术平均值。当Nk＜B×C时，费用为0。
第五十五条 [水电厂机组启停调峰台次数统计]具备日调节能力及以上水电厂运行日的机组启停调峰台次数由对应市场经营主体按本规则第三十一条、第三十二条规定进行如实统计，D+1日17:00前连同运行日可调机组及台数报送至云南调峰市场技术支持系统，经电力调度机构校核后，D+3日17:00前通过云南调峰市场技术支持系统公示各水电厂运行日的有偿启停台次数，经公示、复核的有偿启停台次数作为结算依据。
当水电厂报送的机组启停调峰台次数大于电力调度机构OCS系统记录的启停台次数时，或经抽查确认运行日的有偿启停台次数有误时，视为校核未通过的，记1次上报错误；对校核结果有异议的，市场经营主体应在1个工作日内反馈至电力调度机构，电力调度机构在3个工作日内予以复核并回复。发生1次上报错误，扣减该水电厂当天启停调峰补偿费用；发生2次上报错误，扣减该水电厂当月启停调峰补偿费用的50%；发生3次上报错误，扣减该水电厂当月启停调峰补偿费用。
第五十六条 [深度调峰辅助服务考核]提供深度调峰辅助服务期间，市场经营主体未能按正式出清结果所发布的日内发电计划执行，所产生的发电计划偏差按南方区域“两个细则”及有关规定进行考核。
第五十七条 [燃煤机组启停调峰辅助服务考核]机组启停调峰期间，机组实际解列时间与电力调度机构计划安排的解列时间偏差每超过60分钟，则扣减应支付该笔启停调峰辅助服务补偿费用的20%，直至扣减为0；机组实际并网时间点与电力调度机构计划安排的并网时间点偏差每超过60分钟，则扣减应支付该笔启停调峰辅助服务补偿费用的20%，直至扣减为0。
第五十八条 [市场补偿费用分摊机制]云南调峰市场补偿费用由发电侧市场经营主体分摊，独立储能电站、具备日调节能力及以上且无振动区的水电机组不参与云南调峰市场补偿费用分摊。起步阶段，发电侧市场经营主体的分摊费用由发电侧市场经营主体按当月上网电量（含调试运行期应分摊的上网电量）比例缴纳。后期，视技术条件及市场运行情况，进一步研究完善分摊机制。参与补偿费用分摊的市场经营主体和分摊费用比例，按南方区域“两个细则”及有关规定执行。发电侧市场经营主体的分摊费用的计算公式如下：
其中，fh为第h个发电侧市场经营主体的分摊费用，Eh为第h个发电侧市场经营主体当月上网电量（以“点对网”方式向其他省（区）送电的市场经营主体，其上网电量的统计按南方区域“两个细则”及有关规定执行），F为云南调峰市场补偿费用，s为参与分摊的发电侧市场经营主体个数。
第八章 信息披露与报送
第五十九条 [信息披露原则]市场运营机构进行信息披露时，应当遵循真实、及时、透明的原则，公平对待市场经营主体，无歧视披露公开信息。
第六十条 [市场信息分类]市场信息按公开对象分为公众信息、公开信息和特定信息。公众信息是指向社会公众披露的信息，主要包括披露《云南电力调峰辅助服务市场交易规则》等；公开信息是指向市场成员披露的信息；特定信息是指根据电力市场运营需要向特定市场成员披露的信息。
第六十一条 [市场信息披露途径]市场运营机构应通过云南调峰市场技术支持系统向市场经营主体披露云南调峰市场运行信息和结算信息，并按《电力市场信息披露基本规则》及省内信息披露有关要求做好信息披露工作。
第六十二条 [日信息与月度信息]云南调峰市场交易相关信息包括日信息和月度信息：
（一）日信息，日信息分为事前信息和事后信息，事前信息在交易申报前，由市场运营机构发布提供调峰辅助服务的市场经营主体名单（公开信息）、市场限价（公开信息）、申报开始和截止时间（公开信息）、运行日预计调峰时段和预测最大调峰需求；市场出清的事后信息由电力调度机构在完成交易出清后，下一个工作日12时前，发布市场启动情况、市场经营主体中标情况（特定信息）、市场出清价格（公开信息）以及其他按有关规定应当发布的信息；实时调整的事后信息（特定信息，主要包括移除、调用情况及原因），应事后5个工作日内完成发布。各市场经营主体如对日信息有异议，应于发布次日的15时前向电力调度机构提出核对要求。
（二）月度信息，包括云南调峰市场月度运营总体情况（公开信息，含市场月度结算总补偿费用、发电侧市场经营主体总分摊费用）及发电侧市场经营主体月度结算信息（公开信息，含补偿费用、分摊比例、分摊费用、净收入）等。
第六十三条 [市场运营情况报送]市场运营机构应以月度为周期，次月（遇法定节假日顺延）向云南能源监管办报送上月云南调峰市场运营情况。
第九章 市场监管、调整及监测
第六十四条 [市场监管方式]云南能源监管办可采取现场或非现场方式对本规则实施情况进行监管，对市场成员违反有关规定的情形，进行依法依规处理。
第六十五条 [争议调解]市场经营主体因云南调峰市场交易、调用、统计及结算等情况发生争议的，可向云南能源监管办申请争议调解。
第六十六条 [市场调整情形]发生以下情况时，云南能源监管办可对市场进行调整，也可授权市场运营机构进行临时调整：
（一）电力系统故障或技术支持系统不能正常运行影响云南调峰市场运营时；
（二）电网出现电力平衡紧张、断面约束矛盾严重等其他情况时；
（三）市场经营主体滥用市场力、串谋或出现其他严重违约情况等，严重扰乱市场秩序时；
（四）其他影响云南调峰市场正常运行的情况。
第六十七条 [市场调整手段]市场调整的主要手段包括：
（一）根据系统运行实际，可移出中标机组，调用报价但未中标机组；
（二）调整市场限价；
（三）调整市场经营主体参与市场资格标准；
（四）暂停市场交易，处理和解决问题后重新启动。市场暂停期间所对应的结算时段，相应补偿按南方区域“两个细则”及有关规定执行。
（五）市场运营机构为保证电力系统安全运行而采取的必要措施。
第六十八条 市场运营机构应做好云南调峰市场运营监测，防范市场风险，保障市场平稳运行。在市场监测中发现以下情形时，可启动市场异常交易行为判定程序：
（一）电厂频繁启停机组，在调峰市场获取不正当利益的；
（二）发布信息引导市场价格走向，干扰市场正常运行的；
（三）其他涉嫌扰乱市场秩序的行为。
第六十九条 市场运营机构应当充分利用市场监测相关指标对市场经营主体行为进行深入分析，判定电厂相关情形是否涉嫌异常交易行为。必要时，市场运营机构可以通过电话和书面函询的方式要求当事人或者相关方进行解释说明。判定市场经营主体存在涉嫌异常交易行为的，市场运营机构应当在一定期间内予以重点监测，并可以按照本规则或电力调度规程有关规定采取问询并要求提交书面解释、市场内公开通报、暂停调峰市场交易资格、限期整改等处置措施。
第七十条 对于判定为涉嫌异常交易行为，符合以下情形之一的，市场运营机构应及时报告云南能源监管办，并配合做好调查处理：
（一）相关异常交易行为造成影响较小，但经市场运营机构提醒后仍不纠正的；
（二）相关异常交易行为对市场造成较大影响的；
（三）相关市场经营主体通过异常交易行为获得较大数额不当得利的；
（四）相关异常交易行为造成恶劣社会影响的；
（五）当事人曾经因存在异常交易行为被云南能源监管办采取了监管约谈、监管通报、责令整改等监管措施或行政处罚的。
第十章 附 则
第七十一条 云南能源监管办可根据市场实际运行情况，组织对相关规则和条款进行修订。
第七十二条 [与“两个细则”的衔接]调峰市场运行期间，暂停执行南方区域“两个细则”中调峰补偿及水电机组旋转备用补偿相关条款，调峰考核管理参照南方区域“两个细则”有关规定执行。
第七十三条 [参数管理]本规则中云南调峰市场相关参数详见附录1，市场运营机构根据国家有关政策要求、市场运行情况及市场经营主体意见建议适时对相关参数提出调整建议，经云南能源监管办及政府有权部门同意后执行。
第七十四条 [解释与执行]本规则由云南能源监管办负责解释，自2024年X月X日起执行，有效期三年。
附录1
来源：国家能源局云南监管办公室
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