第26​ 机组启停调峰交易是指根据调度指令，通过机组启停以缓解电网调峰压力的交易。交易开展初期，卖方为燃煤机组（单机容量200兆瓦及以上）、燃气机组，买方为火电厂、水电厂、风电场和光伏电站。

第27​ 24小时内，需要燃煤或燃气机组启停调峰1次及以上作为市场启动条件。

第28​ 按照机组类别对应启停调峰服务报价区间浮动报价。

启停调峰报价上限表

第29​  机组有偿启停调峰资源根据机组报价由低到高依次调用，报价相同则优先调用容量大的机组。报价相同和容量相等的机组按报价时间优先原则调用。

第30​  启停调峰交易根据机组日前报价按台次结算。

第31​  火电启停调峰服务费用由市场内启停调峰交易时段运行的火电厂、水电厂、风电厂、光伏电站共同分摊。

（一）火电厂分摊方法：参与分摊的火电厂根据启停调峰交易时段内实际负荷率的不同，分三档依次加大分摊比重，进行“阶梯式”分摊。分摊金额按照以下方式计算：

火电厂调峰分摊金额＝[火电厂修正发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总修正发电量＋省内参与分摊的所有水电厂、风电场、光伏电站总发电量）]×（启停调峰服务总费用-启停调峰交易总违约金）

火电厂修正发电量的计算与本规则第二十五条相同。

（二）水电厂、风电场、光伏电站分摊方法：参与分摊的水电厂、风电场、光伏电站根据启停调峰交易时段内总发电量比例进行分摊。分摊金额按照以下方式计算：

水电厂、风电场、光伏电站调峰分摊金额＝[水电厂、风电场、光伏电站总发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总修正发电量＋省内参与分摊的所有水电厂、风电场、光伏电站总发电量]×（启停调峰服务总费用-启停调峰交易总违约金）

考虑最小生态下泄流量要求，有此要求的水电站（厂）对应的生态流量发电量不参与分摊。

第五章 电储能调峰交易

第32​ 电储能调峰交易是指电储能设施在电网调峰能力不足时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。参与电储能调峰交易的电储能设施包括除抽水蓄能以外，以压缩空气蓄能、飞轮蓄能等为主的物理蓄能设施，和以锂电池、铅蓄电池、超级电容等为主的化学储能设施。

第33​ 鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施。具备独立计量装置的电储能设施以独立市场主体身份参与调峰辅助服务市场。

第34​ 作为独立市场主体参与湖北电力调峰辅助服务市场的电储能设施，其充放电量的电价、结算按照国家相关规定执行。

第35​ 作为独立市场主体参与湖北电力调峰辅助服务市场的电储能设施，须将实时充放电等信息上传至所管辖的调度机构，并接受调度机构的统一调度。

第36​ 参与电储能调峰交易的企业需申报交易时段用电电力曲线、交易价格等内容。

第37​ 电储能交易模式为日前申报，日内调用。由湖北省调根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低到高在日内依次调用，出清价格为对应储能设施企业日前的申报价格。

第38​ 当电储能设施企业如约履行合同时，电网企业按以下方式计算电储能设施的补偿费用：

电储能设施获得的调峰服务费用=∑调用电量×申报价格

电储能设施企业获得的调峰服务费用由电储能调峰交易时段运行的火电厂、水电厂、风电厂、光伏电站共同分摊，具体分摊原则按照第二十五条规定执行。

第六章 市场组织与竞价

第39​ 每个工作日9:00前，各火电厂申报次日机组有功出力下调区间、最大下调能力及对应报价、启停调峰服务价格。首次参与且未申报的发电企业视为以零报价参与调峰辅助服务市场；若非首次报价的发电企业在9:00前未提交新的报价，视为采用上一次相同价格进行申报。

第40​ 每个工作日 9:00时前，有意愿参与电力调峰服务市场集中交易且满足要求的电储能设施企业申报次日意向价格、日用电曲线，包括用电时段及每 15 分钟用电功率曲线。

第41​ 工作日17：00前，湖北省调根据机组申报信息、负荷预测和电网运行情况编制并发布次日发电计划。

第42​ 湖北省调根据机组日前报价排序，结合最新的超短期负荷预测和电网运行情况，在安全运行的前提下，根据安全、绿色、经济性原则依次对电力调峰服务的不同品种进行调用。

第43​ 湖北省调可在节假日前集中组织多日调峰申报，节假日期间按需开展调峰交易。

第七章 交易结果执行

第44​ 发电企业负责厂内设备运行与维护，确保能够按照电力调度机构指令提供符合规定的电力调峰服务。

第45​ 在保障电网安全运行前提下，根据“价格优先、按需调用”的原则，对电力调峰辅助服务不同交易品种按照经济性调用，即优先调用基本调峰及低价的电力调峰辅助服务资源。

第46​ 对已出清且在实际运行中无法提供相应深度调峰服务的机组，根据计费周期内机组的中标调峰电量和实际发电量计算电量偏差。

电量偏差=|中标调峰电量-实际调峰电量|

电量偏差率=偏差电量/中标调峰电量

其中，中标调峰电量按照计费周期内有偿调峰基准功率发电量减去计划电量来计算；调峰实际电量按照计费周期内有偿调峰基准功率发电量减去实际电量来计算。

如果电量偏差率小于2%，并且调峰实际电量大于调峰中标电量，机组深度调峰服务费按照调峰实际电量和中标电价结算；如果调峰实际电量小于调峰中标电量时，机组深度调峰服务费按照调峰实际电量和实际出力对应的档位报价结算。

如果电量偏差率大于2%，除了按上述原则结算外，另外扣取深度调峰交易违约金。

深度调峰交易违约金=电量偏差× 基于电量的加权平均出清价格×惩罚系数，惩罚系数暂定为0.2。

第47​ 发电机组若未能在湖北省调下达的解列时间前后30分钟内完成机组解列操作，按以下方式计算应急启停调峰交易的违约金。

启停调峰交易违约金=时间偏差×中标价格×容量×惩罚系数

其中，时间偏差=|湖北省调下达的解列时间-实际解列时间|

时间偏差以分钟计，时间偏差≤30分钟，惩罚系数为0；时间偏差＞30分钟，惩罚系数暂定为1%。

发电机组支付的启停调峰交易违约金最高不超过其中标的启停调峰交易费用。

第48​ 深度调峰交易违约金与启停调峰交易违约金先用于电力调峰辅助服务补偿费用，如有剩余再根据调峰辅助服务市场中卖方收益的比例等比例补偿。

第49​ 对由于开、停机，非停或自身原因影响出力至有偿调峰基准以下的机组，不视为提供深度调峰辅助服务，湖北省调和电厂应将原因详细记录备查。

第50​ 因电网安全运行、网络阻塞等原因，对发电机组出力有特殊要求时，湖北省调有权调整出清结果。调整时，湖北省调需要详细记录调整原因，并向华中能源监管局报送相关情况。

(1​ 对于未能中标又需要调用的机组，该机组出清价格为前一中标日各发电机组基于电量的加权平均出清价格。产生的调峰辅助服务费用按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站当日深度调峰服务费用承担比例进行分摊。

(2​ 对于按照排序中标又不能调用的机组，湖北省调要向该发电企业说明原因。