读《新型主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则（征求意见稿）》（文件原文点击链接查看）
新型市场主体：包括储能装置、电动汽车（充电桩）、虚拟电厂及负荷侧各类可调节资源。允许可跨省聚合资源的区域性聚合商以分省聚合资源的方式参与市场。可参与华中电力调峰辅助服务市场的省间调峰辅助服务交易，在华中电网范围内跨省提供调峰资源。
（来源：微信公众号“电力交易员的自我修养”ID：PowerDealerPrepares 作者：唐晓犇）
市场时段：仅参与日前市场交易，可参与市场省间调峰辅助服务交易时段为市场运行日的低谷时段（23:00-06:00）、腰荷时段（12:00-16:00）。
市场准入：①独立法人或独立法人授权；②满足调度接入要求；③和电网签辅助服务交易结算协议、交易机构签入市；④独立或者聚合方式提供的调节容量不小于2.5MWh，最大调节功率不小于5兆瓦。
省间调峰辅助服务市场申报：电力调度组织新型市场主体进行市场申报。
基准功率确定：参照《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》计算基准功率曲线。
市场限价：省间调峰辅助服务报价不低于120元/兆瓦时。
市场流程：竞价日（D-1）
①12:00前，新型市场主体完成次日或多日市场信息申报。
②16:00前，相关电力调度机构完成对新型市场主体市场申报数据的校核。
③16:30前，区域电力调度机构组织市场集中出清，形成考虑安全和平衡约束的出清结果。
④形成各新型市场主体次日96点电力计划曲线，并下发执行。
出清结果下发、响应：市场出清结果通过华中电力调峰辅助服务市场技术支持系统、华中电网源网荷储协同互动平台下发，新型市场主体通过本侧终端接收市场出清结果，自主进行市场响应。具备条件的新型市场主体可直接接收华中电网源网荷储协同互动平台APC（自动功率控制）模块下发的基于市场出清结果的控制指令，自动进行市场响应。
调峰辅助服务交易贡献量计算：每15分钟时段参与省间调峰辅助服务交易的贡献量取该时段中标电量与实际响应电量两者中的小值。
交易执行曲线偏差考核：如每15分钟时段参与省间调峰辅助服务交易实际响应量少于对应时段中标量的50%，则该时段新型市场主体省间调峰辅助服务费用不予结算。
调峰交易收支情况：
①省间调峰辅助服务买入省相关发电企业分摊省间调峰售出电量，获取发电收益。
收入费用=日前调峰辅助服务交易电量×日前调峰辅助服务出清电价
②省间调峰辅助服务买入省省级电网企业按照输电价格1收取省间售出电量的输电费用，向参与分摊发电企业支付相应的电费。
收入费用=日前调峰辅助服务交易电量×（日前调峰辅助服务出清电价+输电价格1）
支出费用=日前调峰辅助服务交易电量×日前调峰辅助服务出清电价
③省间调峰辅助服务卖出省省级电网企业以基准电价购入省间调峰电量。
支出费用=日前调峰辅助服务交易电量×基准电价
④区域电网企业按照输电价格2收取转送电量的输电费用，向新型市场主体支付其提供的省间调峰辅助服务费用。
收入费用=日前调峰辅助服务交易电量×基准电价
支出费用=日前调峰辅助服务交易电量×（基准电价-日前调峰辅助服务出清价格-输电价格1-输电价格2）+日前调峰辅助服务交易电量×（日前调峰辅助服务出清价格+输电价格1)
⑤省间调峰辅助服务卖出省相关新型市场主体通过提供省间调峰辅助服务，从相关省间电能量交易中获取价差收益。
收入费用=日前调峰辅助服务交易电量×（基准电价-日前调峰辅助服务出清价格-输电价格1-输电价格2）
