根据文件，细则适用于河南省内开展的电力调峰、调频辅助服务市场交易。电力现货市场未连续运行时，不向用户侧疏导辅助服务费用。现货市场试运行期间，调峰辅助服务按现货试运行方案执行，现货市场连续运行时调峰辅助服务市场不再运行。
河南电力调峰辅助服务市场的市场主体包括：
（一）统调公用燃煤机组，新建煤电机组满负荷试运结束后纳入辅助服务管理范围；
（二）满足准入条件的新型储能电站；
（三）具备条件的虚拟电厂、负荷聚合商、可调负荷电力用户等；
（四）集中式风电和光伏，以及省内10(6)千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目），新能源电厂并网后即纳入辅助服务管理范围，低压分布式光伏根据类别性质和市场发展情况逐步纳入。
（五）根据跨省跨区电力输送和电力交易情况，结合河南电网运行和调峰实际，逐步将入豫外来电力纳入河南电力辅助服务市场交易，参与调峰辅助服务补偿和分摊。
储能方面，原则上储能额定功率不低于10兆瓦、连续储能时长2小时及以上（根据市场发展情况适时调整功率和时长）；虚拟电厂等，则原则上可调节电力不小于5兆瓦、连续调节时间不低于1小时。
深度调峰交易卖方暂为统调公用燃煤火电机组，买方为集中式风电和光伏，省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）及统调公用燃煤机组。
统筹推进煤电和新能源协调发展，深度调峰服务费用由煤电和新能源按比例共同（3、4、10、11月份按K=1:2，其余月份K=1:3），后期可根据调峰市场实际运行情况进行调整。
来源：河南能源监管办
评论