（一）发电侧储能充电：发电侧储能设备可利用所在电厂富余的电力进行充电。
（二）发电侧储能放电：发电侧储能放电电量等同于发电厂发电量，具体电费结算按照国家有关规定执行。
鼓励独立储能设施企业参与电力调峰辅助服务市场。
第十四条 卖方在日前通过技术支持系统提交申报信息，其中燃煤机组提交最小发电出力和对应报价。
第十五条 省电力调度机构通过技术支持系统，结合负荷预测、开机方式、可再生能源消纳等电网运行情况，经安全校核以后，按照卖方报价从低到高的顺序进行日前出清。当系统实际深度调峰需求高于（或低于）日前出清结果时，按照卖方报价从低到高（或从高到低）的顺序依次调用（或停止调用）。机组报价相同时，按报价的先后顺序排序。每个单位统计周期内，日内实际每档位最后调用到的燃煤机组报价为该档位市场边际出清价格，该价格用于该档位市场统一结算。
第十六条 当所有报价的卖方机组均已出清，深度调峰能力仍不能满足系统需求时，由省电力调度机构根据系统需要按照机组额定容量比例并统筹考虑年度优先发电量进度调用未报价燃煤机组，调用价格为已报价机组的市场出清价格。
第三节 服务费与分摊
第十七条 服务费与成本分摊费结算实行日清月结。省电力交易机构根据省电力调度机构提供的交易结果、执行结果等结算所需信息按交易规则计算并公布每个交易时段内各机组服务费和分摊金额，并进行日、月、年统计汇总到参与市场主体。
第十八条 深度调峰电量，是指机组在各调峰分档区间内负荷率低于该档基准上限形成的实际未发电量。
第十九条 深度调峰交易按照各档深度调峰电量及对应市场出清价格进行统计结算，计算方式如下：
燃煤机组深度调峰服务费＝∑（第i档深度调峰电量×第i档实际出清电价）
第二十条 根据不同主体在调峰服务市场的贡献和受益程度，深度调峰交易服务费分摊计算中设置分摊系数Ki，取值范围为0-2，在市场运行初期Ki取值暂定为1。各不同主体分摊系数取值（如下）可根据市场运行情况进行调节。
（一）火电分摊系数为K1；
（二）水电分摊系数为K2；
（三）光伏分摊系数为K3；
（四）风电分摊系数为K4；
（五）网外发电企业的分摊系数设为K5。
第二十一条 深度调峰成本分摊计算公式：
各买方主体深度调峰成本分摊费=（（交易时段内该主体分摊上网电量×该主体分摊调节系数） /∑（交易时段内各主体分摊上网电量×各主体分摊调节系数））×交易时段内全网深度调峰服务费。
第二十二条 为满足水库最小生态下泄流量，买方中水电站参与分摊的电量按其交易时段发电量的20%剔除。
第二十三条 市场运行初期为避免市场主体分摊金额过高，在单位统计周期内对买方分摊金额设定上限：初期分摊金额不超过其上网电费的1%。根据后期市场运行情况，分摊上限可适时调整。
第二十四条 当出现买方分摊金额达到上限的情况后，深度调峰总费用缺额的部分由未达到分摊上限的买方按照各自上网电费的比例共同承担。具体计算公式为：
未达到分摊上限买方承担的缺额费用＝（该买方上网电量/所有未达到分摊上限买方的上网电量）×缺额费用
第二十五条 当全部买方分摊金额均达到上限，深度调峰总费用仍有缺额时，缺额部分按照卖方获取补偿费用等比例调减。具体计算公式为：
卖方补偿费用调减金额＝（该卖方获取的补偿费用/所有卖方获取的补偿费用）×缺额费用
第二十六条 燃煤机组开停机或因自身原因导致平均负荷率低于有偿调峰基准时，不视为提供深度调峰服务，不纳入市场补偿范围。出现上述情况时，发电企业应主动、及时通知省电力调度机构，省电力调度机构应在调度日志、市场技术支持系统中记录备查。
第二十七条 因电网安全约束造成燃煤机组无法提供深度调峰服务时，燃煤机组不参与分摊。省电力调度机构应及时通知发电企业，并在调度日志、技术支持系统中记录备查。
第二十八条 因电网安全约束造成机组平均负荷率低于有偿调峰基准时，省电力调度机构应及时通知发电企业，在调度日志、市场技术支持系统中记录备查，并按以下原则处理：
（一）若未启动深度调峰交易，机组不予补偿；
（二）若已启动深度调峰交易，机组按市场出清价格进行补偿。
第四节 偏差处理
第二十九条 发电企业应严格按照市场出清结果和调度指令提供深度调峰服务。在单位统计周期内，实际调峰深度应与出清档位一致，深度调峰电量应与出清电量相符，深度调峰速率应满足系统要求。
第三十条 出清档位，是指省电力调度机构下发的燃煤机组计划曲线对应平均负荷率所处的深度调峰档位。出清电量，是指有偿调峰基准对应发电量与省电力调度机构日内下发的燃煤机组计划曲线（网调机组按日前结果执行时采用日前下发的发电企业计划曲线）积分电量之差。
第三十一条 燃煤机组深度调峰电量与出清电量之间偏差不超过±2%，若深度调峰电量大于出清电量时，按深度调峰电量和出清档位对应市场价格结算；若深度调峰电量小于出清电量时，按深度调峰电量与实际调峰深度对应档位的市场价格结算。
燃煤机组深度调峰电量与出清电量之间偏差超过±2%，若深度调峰电量大于出清电量时，按出清电量与出清档位对应市场价格结算；若深度调峰电量小于出清电量时，按深度调峰电量与实际深度调峰档位对应的市场价格结算。
第五节 组织流程
第三十二条 卖方于每日10:00前通过市场技术支持系统提交次日深度调峰最小发电电力及各调峰档位对应报价。省电力调度机构于每日17:00前公布日前调用排序，并根据负荷预测和电网情况、调峰市场需求，编制并发布日前发电计划。
第三十三条 省电力调度机构原则上应在日内对系统负荷进行预测，以定点模式滚动启动计算并修正发电机组实时发电计划曲线。在预测所有卖方机组无偿调峰能力用尽且省内抽水蓄能机组调峰能力用尽的情况下，系统负备用仍不满足裕度时，按照交易规则开展深度调峰交易，调用机组进行深度调峰。省电力调度机构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。
第四章 启停调峰交易
第一节 基本定义与原则
第三十四条 启停调峰交易，是指发电机组根据电网调峰需要在24小时内完成一次启动并网和停机解列之间的状态转换，并以该状态转换服务为标的的交易。
启停调峰交易卖方为市场主体中的燃煤机组，买方为交易时段在运机组和向江西电网送电的网外发电企业。
第三十五条 燃煤机组提供启停调峰服务，其开机并网时间要求仍按现行有关考核规则中关于燃煤机组开机并网的规定考核执行。
第二节 申报与出清
第三十六条 启停调峰交易采用“日前报价，按需调用，按额定容量等级边际出清”的交易机制。
第三十七条 卖方在日前通过技术支持系统提交申报信息，包括启动并网至停机解列（以下简称“启-停”）费用、启-停最小间隔时间、停机解列至启动并网（以下简称“停-启”）费用、停-启最小间隔时间。
第三十八条 按机组额定容量等级对启停调峰交易报价设置上限，具体如下：
机组最小报价单位为1万元/次。
第三十九条 省电力调度机构通过技术支持系统，结合负荷预测、开机方式、可再生能源消纳等电网运行情况，确定所需的启停调峰容量和最小间隔时间要求，并在满足最小间隔时间要求的机组中按照报价从低到高的顺序进行日前或日内调用（优先出清与所需启停调峰容量最接近的机组额定容量等级内的机组，报价相同优先调用额定容量大的机组），日前出清结果纳入中标机组日前调用计划。日内调用时省电力调度机构应至少提前2小时通知发电企业。
