9月20日，甘肅能源監管辦發布甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則（征求意見稿），文件指出，市場主體包括已取得發電業務許可證（包括豁免范圍內）的省內發電企業（包括火電，水電，風電，光電等），市場化電力用戶（市場化工商業用戶，代理購電工商業用戶），以及經市場準入的新型儲能、聚合商、虛擬電廠等，新建機組、儲能設施歸調并經性能認定后方可進入市場，提供電力輔助服務。

自備電廠可以自愿參與電力輔助服務市場。

網留電廠暫不參與電力輔助服務市場。

自發自用式分布式光伏、國家核準的扶貧電場、光熱電場等暫不參與電力輔助服務市場。

原文如下：

各有關單位、電力市場主體：

為完善甘肅電力輔助服市場規則體系，建立適應新型電力系統發展需要的市場機制，持續挖掘電網調節潛力，鼓勵新型儲能等調節資源應用發展，推進用戶參與輔助服務市場共享分攤，根據《國家發展改革委國家能源局關于<印發電力輔助服務管理辦法>的通知》（國能發監管規〔2021〕61號）等文件精神，結合甘肅電力輔助服務市場實際，甘肅能源監管辦組織有關單位對《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》（2021年）進行了修訂并形成征求意見稿，現向社會公開征求意見，請于10月20日前通過傳真或電子郵件將意見反饋至甘肅能源監管辦。

聯系人：崔劍

電話：0931-2954863

傳真：0931-2954861

郵箱：scgsb nea.gov.cn

甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則

（征求意見稿）

第一章 總則

第一條 為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，全面貫徹新發展理念，落實“雙碳”戰略目標，深化電力體制改革，構建新型電力系統，推動能源高質量發展，保障甘肅電力系統安全、優質、經濟運行及電力市場有序運營，促進源網荷儲協調發展，建立“誰提供，誰獲利；誰受益，誰分擔”的電力輔助服務分擔共享機制，依據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其相關配套文件、《中華人民共和國電力法》、《電力監管條例》（國務院令第432號）、《電力輔助服務管理辦法》（國能發監管規〔2021〕61號）等有關法律法規，制定本規則。

第二條 電力輔助服務是指為維持電力系統安全穩定運行，保證電能質量，促進清潔能源消納，除正常電能生產、輸送、使用外，由火電、水電、核電、風電、光伏發電、光熱發電、抽水蓄能、自備電廠等發電側并網主體，電化學、壓縮空氣、飛輪等新型儲能，傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）提供的服務。

第三條 本規則適用于甘肅電力輔助服務市場中開展的各項輔助服務交易提供、調用、考核、補償、結算和監管管理。未納入本規則的部分，按《國家能源局西北監管局關于印發<西北區域發電廠并網運行管理實施細則>和<西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則>的通知》（西北監能市場〔2018〕66號）執行。甘肅電力輔助服務市場所有市場成員應當嚴格遵守本規則。

第四條國家能源局甘肅監管辦公室（以下簡稱甘肅能源監管辦）負責甘肅電力輔助服務市場的監督與管理，負責監管本規則的實施。

第二章 市場成員

第五條 本規則所稱甘肅電力輔助服務市場成員包括市場運營機構、電網企業和市場主體。

第六條 市場運營機構指甘肅電力調度機構及甘肅電力交易機構，電網企業具體指國網甘肅省電力公司。

（一）甘肅電力調度機構的主要權利和義務：

1.管理、運營甘肅電力輔助服務市場；

2.建設、維護市場交易的技術支持平臺；

3.依據市場規則組織交易、按照交易結果進行調用；

4.發布市場交易相關信息；

5.為保障系統安全運行，緊急情況下，可以依法依規采取市場干預措施；

6.向能源監管機構報送電力輔助服務調用結果；

7.評估市場運行狀態，對市場規則提出修改意見。

（二）甘肅電力交易機構的主要權利和義務：

1.發電側市場結算；

2.發布市場交易相關信息；

3.發布月度結算信息；

4.負責市場主體的注冊、申報管理。

（三）電網企業的主要權利和義務：

1.建設、維護市場運行配套技術支持系統；

2.負責用戶側市場主體管理，組織用戶側參與市場交易；

3.用戶側市場費用結算。

第七條 市場主體包括已取得發電業務許可證（包括豁免范圍內）的省內發電企業（包括火電，水電，風電，光電等），市場化電力用戶（市場化工商業用戶，代理購電工商業用戶），以及經市場準入的新型儲能、聚合商、虛擬電廠等，新建機組、儲能設施歸調并經性能認定后方可進入市場，提供電力輔助服務。

自備電廠可以自愿參與電力輔助服務市場。

網留電廠暫不參與電力輔助服務市場。

自發自用式分布式光伏、國家核準的扶貧電場、光熱電場等暫不參與電力輔助服務市場。

第八條 市場主體的主要權利和義務：

（一）按規則參與輔助服務交易，申報交易價格、交易標的等信息，并按調度指令提供輔助服務；

（二）依據規則承擔電力輔助服務有償分攤費用；

（三）做好機組、儲能及生產用能設施日常運維，確保電力輔助服務有序開展。

第三章 新型儲能資源交易

第九條 新型儲能(以下簡稱儲能)資源交易，是指儲能設施在滿足國家有關安全標準要求及市場準入條件下，可向電網提供靈活性調節服務的交易，在本規則中指調峰容量市場交易和調頻市場交易。

第十條 鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、輔助服務提供商等投資建設電網側儲能設施，根據其運營模式和發揮作用電網側儲能可分為獨立共享儲能和獨立儲能。

（一）獨立共享儲能指：接入電網側，充電功率1萬千瓦及以上、持續充電2小時及以上，具備獨立計量和發電自動控制功能（AGC)，并以獨立主體身份接受電網統一調度，其儲能設施容量（全部或部分）首先由新能源場站以租賃等形式享有使用權，以滿足新能源場站配套儲能建設功率和充電時間要求。共享儲能設施可全容量參與調頻市場交易，在與新能源企業簽訂租賃容量后，其儲能設施剩余容量在滿足與租賃容量獨立運行條件下，可參與調峰容量市場交易。

（二）獨立儲能指：接入電網側，充電功率1萬千瓦及以上、持續充電2小時及以上，具備獨立計量和發電自動控制功能（AGC)，并以獨立主體身份接受電網統一調度，向電網提供各類輔助服務的儲能設施，獨立儲能按其額定容量，參與調頻、調峰容量市場。

第十一條 獨立共享儲能在建設備案文件中應明確與相關新能源場站的配套關系，新能源企業租賃的儲能容量，應滿足新能源電場儲能配置要求，租賃容量到期后應積極續簽或通過自建滿足項目儲能配置要求。

第十二條 在火電企業計量出口內建設的儲能設施，可自愿選擇與火電機組作為整體或以獨立主體，參與調峰容量、調頻輔助服務市場。

第十三條 在新能源場站計量出口內配建儲能設施，應滿足新能源本體儲能配建功率和充電時間要求，具備獨立計量和發電自動控制功能（AGC)，可自愿選擇與新能源場站作為整體或獨立主體，參與調頻輔助服務市場。

第十四條 電力用戶計量出口內建設的電儲能設施，由電力用戶自行進行充、放電管理，不得上網。

第十五條 儲能設施參與輔助服務市場，其儲能設施應當具備發電自動控制功能（AGC),其性能應當滿足電網相關要求并接入調度機構，實現充、放電等信息實時上傳，接受調度指令，滿足調度運行指揮需要。

第十六條 儲能參與調峰容量市場、調頻輔助服務市場交易，按調峰容量市場、調頻輔助服務市場規則執行。

第四章 調峰容量市場交易

第十七條 調峰容量市場交易，是針對火電機組靈活性改造成本和電網側儲能的投資建設成本，按調節能力（容量）進行競價獲取補償的交易。

第十八條 調峰容量市場成員包括：市場運營機構、電網企業、省內10萬千瓦及以上火電廠（不含自備電廠）、電網側儲能設施、水電、新能源企業及市場化電力用戶。

第十九條市場初期，火電機組50%以下調峰容量，按機組額定容量10%-5%分檔納入補償，補償標準上限見下表：

其中，供熱季指當年11月1日至次年3月31日，純凝機組全年按非供熱季補償上限執行。

第二十條 電網側獨立儲能按其額定容量參與調峰容量市場，共享儲能租賃后剩余容量，在滿足獨立運行條件下，可參與調峰容量市場，補償標準上限300元/MW·日。

第二十一條 火電機組依據能源監管部門核定調峰容量，按檔位劃分，按日獲取調峰容量補償；電網側儲能設施按全容量（或租賃后剩余容量），按日獲取調峰容量補償。火電企業最大補償范圍不超過能源監管部門核定調峰能力，儲能設施不超過其建設容量，火電機組完成改造可申請最新調峰能力核查，并根據核查結果認定最新補償范圍。

第二十二條 通過加裝電極鍋爐、儲能設施開展熱電解耦改造的火電機組，在核定調峰容量及檔位時，火電企業應確定機組與電極鍋爐或儲能設施固定運行關系，能源監管部門依據其對應關系和電極鍋爐、儲能設施功率核定相應火電機組調峰容量及檔位，由電極鍋爐和儲能設施改造提供的調峰容量補償，其對應檔位報價上限按如下公式計算：

加裝電極式電鍋爐、儲能設施熱電解耦火電機組容量補償上限=原對應調峰容量檔位補償上限×（電極鍋爐、儲能設施額定功率運行時長/24）

第二十三條 市場初期，市場運營機構按月組織市場出清。火電機組、儲能設施，每月申報次月調峰容量和分檔調峰容量補償價格，市場運營機構按調峰容量需求組織出清。月內新增調峰容量，作為價格接受者參與市場。

第二十四條 月度調峰容量需求，由電網調度機構依據系統負荷預測、新能源發電預測、聯絡線外送計劃、省內各流域來水情況，考慮新能源投產時序、供熱民生等因素，在滿足電網安全和電力電量平衡前提下，最大能力保障新能源消納，計算調峰容量需求。月度調峰容量需求，在市場交易公告中向各市場主體發布。

第二十五條 調峰容量市場，采用“單邊競價，邊際出清”的模式，按調峰容量市場申報價格由低到高排序，對申報容量按檔位依次成交，直至最后一個市場主體的容量累加等于調峰容量需求或申報容量全部出清，其申報價格作為該檔位邊際出清價格，競價相同時按申報調峰容量等比例調用。

對于配置新型儲能、采用熱電解耦改造等先進技術的市場主體，在參與調峰容量市場時優先出清調用。

第二十六條 調峰容量市場，每月底前3個工作日組織開市，各市場主體可根據市場運營機構發布次月調峰容量需求，分檔申報機組調峰能力和補償報價，調峰容量市場出清結果在月度執行前2日向市場主體公布，各市場主體根據出清調峰容量，提前做好機組運行準備。

第二十七條 火電機組每日向市場運營機構申報機組最大調峰能力和發電能力；電網側儲能每日向市場運營機構申報儲能設施最大充放電能力；調度機構根據日內電網運行情況調用火電機組及儲能設施調峰能力，調用調峰能力不大于日前火電機組及儲能的申報調峰能力。

第二十八條 調峰容量市場補償費用計算

調峰容量月度補償總費用=全省火電機組調峰容量月度補償費用+全省電網側儲能調峰容量月度補償費用

停運檢修機組（儲能設施）、故障跳閘機組（儲能設施），從停運當天開始至啟動并網當天，不享受調峰容量補償費用。

參與區域輔助服務市場的火電機組、儲能設施，當日不享受調峰容量補償費用。

第二十九條 調峰容量補償考核

火電機組應每日向市場運營機構申報機組最大調峰能力和發電能力，當機組申報調峰能力大于機組實際調峰能力或機組實際最大發電能力低于申報最大發電能力（包括但不限于檢修、試驗、非計劃停運等原因），火電機組當天調峰容量費用不予結算。

電網側儲能設施，應每日向市場運營機構申報儲能設施最大充放電能力，當電網側儲能設施申報充放電能力大于實際充放電能力時（包括但不限于檢修、試驗、非計劃停運等原因），電網側儲能設施當天調峰容量費用不予結算。

火電機組或電網側儲能設施，一月內出現3次申報調峰能力大于機組實際調峰能力或機組實際最大發電能力低于申報最大發電能力，火電機組或電網側儲能設施調峰容量補償費用當月不予結算。一年內出現6次申報調峰能力大于機組實際調峰能力或申報最大發電能力低于機組實際最大發電能力情況時，火電機組和電網側儲能設施當前年度已經支付的調峰容量補償費用予以收回，回收后補償費用優先結算當月調峰容量費用。

第三十條 火電機組當月并網運行天數小于7天時，當月機組備用時間的調峰容量費用不予結算。

第三十一條 調峰容量市場分攤原則

調峰容量市場補償費用在調峰能力未降至額定容量50%以下的火電機組或未參與調峰容量市場交易的火電機組、新能源電場、水電廠、市場化電力用戶之間進行分攤，其中用戶按當月實際用電量比例分攤，發電側按當月修正電量比例分攤，具體分攤方法如下：

各火電廠、新能源電場、水電廠、市場化電力用戶調峰容量補償費用分攤金額＝[各火電廠、新能源電場、水電廠月度修正電量、市場化電力用戶月度電量/（省內參與分攤的所有火電廠修正電量＋省內參與分攤的所有新能源電場修正電量+省內參與分攤的所有水電廠修正電量+省內參與分攤的所有市場化電力用戶月度用電量）]×調峰容量市場月度補償總費用

第五章 需求響應市場交易

第三十二條 需求響應市場交易是指電力用戶以報量報價方式競價參與需求側資源調節，主動改變其固有用電模式，在正常用電基礎上減少或增加用電負荷，促進電力供需平衡的交易。根據電網運行需要，需求響應可分為削峰響應和填谷響應；按照響應時間，電力需求響應分為約定響應和應急響應（即日前響應和日內響應）。

第三十三條 負荷調節能力在1000千瓦及以上的市場化用戶、代理用戶負荷調節能力在5000千瓦及以上的負荷聚合商可直接參與需求響應市場。電力用戶應具備響應負荷申報、負荷調節等能力；負荷聚合商視為單個用戶參與需求響應市場交易，應具備信息整合、負荷曲線分解、補償費用分解、負荷控制與監測等能力。電力用戶及負荷聚合商參與需求響應市場前應當在甘肅電力交易平臺完成市場成員注冊，與電網企業簽訂需求響應合作協議，按時將用電數據信息上傳至電網企業和市場運營機構。

代理用戶選擇的負荷聚合商原則上應與電能量市場的售電公司保持一致。電力用戶與負荷聚合商簽訂代理合同后，除負荷聚合商退出市場外，原則上一個交易周期內不得更換負荷聚合商，本細則交易周期指：一個自然年，截止日期12月31日。

第三十四條 市場初期，需建立需求響應資源庫，資源庫內的削峰響應總量應達到當年預計響應負荷的150%及以上，作為需求響應能力儲備。原則上，約定削峰響應的時間段為7:00-9:00、18:00-23:00，約定填谷響應的時間段為11:00-17:00；應急響應時段根據電網實際運行情況發布。

第三十五 條每月底3個工作日前，按照預估的次月負荷余缺信息，電力用戶提前申報次月每日削峰或填谷交易信息，作為次月默認缺省申報參數。當用電情況發生較大變動時，市場主體應及時更新已申報的當月剩余自然日削峰或填谷交易信息，若未按期更新，則按照缺省申報參數進行市場出清。

第三十六條 電力用戶和負荷聚合商申報交易信息包括：

（一）所參與的市場類型：僅參與約定削峰或填谷需求響應市場，僅參與應急削峰或填谷需求響應市場，同時參與約定和應急削峰或填谷需求響應市場。

（二）削峰或填谷可響應負荷，單位為MW。

（三）削峰或填谷可響應時段，包括開始和結束時間，按小時為單位申報。

（四）削峰或填谷最小持續響應時間，單位為小時。

（五）削峰或填谷每個時段響應價格，單位為元/MWh。其中約定削峰響應價格上下限為0-1000元/MWh；約定填谷響應價格上下限為0-500元/MWh。應急削峰響應價格上下限為0-1500元/MWh；應急填谷響應價格上下限為0-750元/MWh。

當市場主體同時參與約定和應急削峰需求響應時，同一日、同一時段約定與應急削峰負荷不可重復，且兩者負荷之和應小于其最大響應能力；申請參與應急削峰響應的負荷應具備可立即中斷或可快速中斷的特性，以自動響應為主，在接收到指令后，實時確認參與并響應到位。

第三十七條 需求響應負荷缺口應為電網實際運行負荷缺口的1.2倍，負荷缺口曲線應符合電網爬坡條件。電力用戶執行需求響應市場交易結果的自然日稱為響應日（D），執行時序如下：

D-2日18:00前，調度機構確定是否啟動約定需求響應，預發布D日需求響應區域、時段和負荷缺口信息。

D-1日12:00前，電力用戶更新D日的申報信息，若未更新則以缺省參數作為申報信息。

D-1日14:30前，調度機構根據最新電力供需平衡情況，確定D日最終需求響應區域、時段和負荷缺口信息。

D-1日16:00前，邊際出清形成D日需求響應中標結果，并向電力用戶進行結果發布與短信通知。

D-1日17:00前，電力用戶確認中標結果并按約定準備執行。

D日，調度機構提前4小時確定是否啟動應急需求響應，發布響應區域、時段和負荷缺口信息。

D日，需求響應技術支持系統提前3小時依據電力用戶在月度或日前申報的應急響應信息進行邊際出清。

D日，提前2小時向電力用戶發布應急響應中標時段、響應負荷、邊際價格。電力用戶按中標信息執行響應。

第三十八條 市場出清價格采用邊際價格，按照各時段申報價格由低到高排序進行邊際出清，邊際價格處存在多個用戶主體申報響應負荷時，按照申報響應負荷由大到小依次出清，直至滿足缺口或出清完畢，最后一個中標用戶按照剩余缺口負荷出清。對于削峰響應負荷出清不足的時段，按照需求響應資源庫中未申報對應時段削峰響應負荷的電力用戶剩余響應能力等比例分攤，補償價格按照正常申報用戶邊際價格的50%計算。

第三十九條 響應日（D），電力用戶按照中標結果在對應時段調減或增用電負荷。當出現以下情況時，調度機構、電網企業有權在組織或調用4小時前取消約定需求響應或中止調用，并向用戶發布；應急需求響應發布后不可取消或中止。

（一）因天氣變化，電網故障等原因造成新能源預測出現較大偏差。

（二）用戶線路故障。

（三）相關技術支撐平臺故障等其他情況。

第四十條 基線負荷指電力用戶正常用電的小時凈平均負荷，基線中出現的最大負荷為基線最大負荷，最小負荷為基線最小負荷。基線負荷分為參考基線和結算基線，參考基線是申報響應負荷的參考依據，結算基線用于計算實際響應負荷。按照工作日、休息日和節假日類型，以正常用電日負荷數據為準分別計算結算基線負荷。

第四十一條 負荷響應率為實際響應負荷占出清負荷的百分比。實施削峰需求響應時，響應時段最大負荷低于基線最大負荷、平均負荷低于基線平均負荷、持續時長不低于1小時且負荷響應率大于等于80%為有效響應，否則視為無效響應；實施填谷需求響應時，響應時段最小負荷高于基線最小負荷、平均負荷高于基線平均負荷、持續時長不低于1小時且負荷響應率大于等于80%為有效響應，否則視為無效響應。對于削峰需求響應，當負荷響應率在80%-120%之間時對電力用戶進行補償，當負荷響應率低于80%時要進行懲罰；填谷需求響應不進行懲罰。

第四十二條 電力用戶的結算基線負荷與實際用電負荷之差的積分電量為需求響應補償電量。按照各時段約定響應與應急響應的中標負荷占比，對約定與應急響應補償電量進行分割，分別計算響應補償費用。電力用戶當月電費沖抵或者增加需求響應市場補償費用和違約費用后據實結算。每日清算電力用戶參與需求響應市場的補償收益，折減考核費用之后，按月度形成待分攤的削峰、填谷總費用。

響應補償費用=∑（日有效響應電量×出清價格×折算系數）-∑（中標響應電量×80%-實際響應電量）×出清價格×懲罰因子。其中，負荷響應率大于等于80%且小于90%，折算系數取0.8；負荷響應率大于等于90%且小于100%，折算系數取0.9；負荷響應率大于等于100%且小于等于120%，折算系數N取1；若負荷響應率大于120%，有效響應容量計為中標負荷的120%，折算系數N取1。懲罰因子暫設置為0.5。

第四十三條 削峰響應補償費用由發用兩側按月分攤支付，具體分攤方式如下：

各火電廠、新能源電廠、水電廠、市場化電力用戶分攤削峰響應補償費用＝[各火電廠、新能源電場、水電廠月度上網電量、市場化電力用戶月度用電量/（各火電廠月度上網電量+各新能源電廠月度上網電量+各水電廠月度上網電量+市場化電力用戶月度用電量）]×月度削峰需求響應補償總費用。

用戶度電分攤費用按照削峰分攤總費用與上月代理購電、市場化用戶實際用電量相除得到。

第四十四條 填谷響應補償費用由發電側按照月度上網電量分攤支付，分攤方式如下：

各火電廠、水電廠、新能源電場分攤填谷響應補償費用=（各火電廠、水電廠、新能源電場月度上網電量/各火電廠、水電廠、新能源電場月度上網電量之和）×月度填谷需求響應補償總費用。

第四十五條 發生以下影響電力用戶正常生產的事件，電力用戶可以申請免考核。

（一）因不可抗力；

（二）政府部門特殊管控；

（三）電網故障；

（四）甘肅電力調度機構下令采取限電或者取消/中止需求響應交易執行等。

第四十六條 需求響應差錯退補費用按執行退補月份的發用兩側實際電量比例分攤，差錯退補調整追溯期原則上不超過3個月。電力用戶、負荷聚合商根據累計差錯有效響應電量和累計差錯考核電量分別乘以其差錯月份的輔助服務費用加權平均價格計算退補費用，在執行退補月份進行結算。

第六章 調頻輔助服務

第四十七條 調頻輔助服務指發電機、電儲能設施通過AGC控制裝置自動響應區域控制偏差（ACE），按一定調節速率實時調整發電出力，以滿足ACE控制要求，其調節效果通過調頻里程衡量。

第四十八條 AGC發電單元是以AGC裝置為單位進行劃分，

第四十九條 調頻里程指某段時間內發電單元響應AGC控制指令的調節里程之和。其中，發電單元每次響應AGC控制指令的里程是指其響應AGC控制指令后結束時的實際出力值與響應指令時的出力值之差的絕對值。

其中，發電單元調節誤差指發電單元響應AGC控制指令后實際出力值與控制指令值的偏差量，發電單元調節允許誤差為其額定出力的1.5%。

對電儲能設施、火儲聯合項目設置AGC綜合性能指標系數上限暫定為1.5。

第五十一條 提供調頻輔助服務的主體應當滿足以下技術要求：

（一）按并網管理規定安裝AGC裝置，AGC性能滿足電網管理規定。

（二）廠級AGC電廠，以全廠為一個發電單元參與AGC市場。

第五十二條 發電單元標準AGC容量是指發電單元可以自動調節的向上或者向下的調節范圍。

火電單元標準調頻容量=額定容量×1.5%×15分鐘

水電機組標準調頻容量=額定容量

儲能設備標準調頻容量=額定容量

為防止系統潮流分布大幅度變化影響系統穩定運行，規定單個電廠的中標發電單元調頻容量之和不超過控制區調節容量需求的20%；中標發電單元調頻容量不超過其標準AGC容量。

第五十三條 AGC市場交易采用日前報價、日內出清模式。

第五十四條 各市場主體以AGC發電單元為單位，可以在電力輔助服務平臺申報未來一周每日96點AGC里程報價（價格單位：元/兆瓦），報價上限暫定為12元/兆瓦，申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦。

第五十五條 水電廠參與調頻市場交易時應當考慮水庫運行情況，各水電廠在電力輔助服務平臺申報調頻里程報價時，同時上報次日水庫水位運行上、下限及發電單元出力上、下限。

第五十六條 日內正式出清以負荷預測和新能源預測偏差之和及全網單機最大出力為約束條件,依據AGC投運狀態及各市場主體的調頻里程價格，從低到高依次進行出清，直至中標市場主體調頻總容量之和滿足控制區域調頻容量需求，最后一個中標的市場主體價格為調頻市場該時段的統一出清價格，當申報主體價格相同時，優先出清近5個運行日內AGC綜合性能指標平均值高的市場主體。

實際運行中，因市場主體未申報原因導致系統調頻容量不足時，甘肅電力調度機構可以按電網需求臨時調用未申報機組提供調頻節服務，其參與調頻市場收益，按此時段調頻里程出清價格結算；當市場主體全部未申報時，其被調用參與調頻市場收益，按調頻里程報價上限50%結算。

第五十七條 中標市場主體單元在對應中標時段的起始（結束）時刻，自動化系統自動切換AGC模式。

第五十八條 調頻市場補償費用為中標單元在調頻市場上提供調頻服務獲得相應調頻里程補償。計算公式如下：

第五十九條 調頻市場輔助服務補償費用，按全網當月運行機組和市場化電力用戶之間進行分攤，分攤費用按月統計，按月結算。

調頻輔助服務分攤費用＝各機組當月上網電量、市場化用戶月度用電量/（運行機組當月上網總電量+市場化電力用戶當月總用電量）×月度調頻里程補償總費用

第六十條 調頻中標單元出現以下情況之一，中標時段AGC里程不予補償。

（一）因自身原因AGC退出。

（二）中標時段內提供AGC服務期間的AGC綜合性能指標K值小于0.5。

第七章 市場組織與競價

第六十一條 每個工作日8時前，中標月度調峰容量市場的火電機組申報次日最大調峰能力和發電能力。其中，最大出力應當考慮機組因自身原因造成的受阻電力。

第六十二條 每個工作日8時前，中標月度調峰容量市場的電網側儲能設施向電力輔助服務平臺申報次日最大充放電電力等信息。

第六十三條 每個工作日8時前，有意愿提供調頻服務的火電廠、水電廠、儲能設施向電力輔助服務平臺申報次日機組調頻里程價格。

第六十四條 電網企業每年組織排查更新需求響應資源庫，按月組織電力用戶申報需求響應交易信息。

第八章 計量與結算

第六十五條 在現貨市場結算期間，因參與輔助服務市場，影響電廠月度發電量無法完成時，將不予追補。

第六十六條 輔助服務結算按“日清月結”原則執行，在次月電量結算時統一兌現。

第六十七條 輔助服務計量計算的依據為：電力調度指令，智能電網調度控制系統采集的實時電力、電量數據，月度電量結算數據等。

第六十八條 輔助服務費用按照收支平衡原則，在全省范圍內統一進行結算。

第六十九條 新能源電場、水電廠和火電廠輔助服務分攤金額均設置上限，當單位統計周期內風電場、光伏電場、水電廠和火電廠通過分攤辦法計算得出的應當承擔費用大于分攤金額上限時，按分攤金額上限進行支付。

火電單廠分攤金額上限=該廠實際發電量×全省火電廠當月平均上網電價×修正系數

風電場、光伏電場分攤金額上限＝電廠實際發電量×全省風電場、光伏電場當月平均上網結算電價（不含補貼部分）×修正系數

水電廠分攤金額上限＝水電廠實際發電量×水電廠當月平均上網電價×修正系數

每月發電廠分攤費用最高不超過當月結算電費。其中，火電廠的修正系數為0.15，風電場、光伏電場的修正系數為0.25，水電廠的修正系數為0.15。

第七十條 市場初期，暫設用戶側月度輔助服務市場分攤電費上限為0.01元／千瓦時，超出部分不再進行分攤。

第七十一條 當發電企業輔助服務支付費用達到上限后，輔助服務費用仍存在缺額時，缺額部分由輔助服務提供方在其獲得費用中消減，消減費用按如下方法計算：

各廠的缺額消減費用＝（各廠獲得輔助服務補償費用/全省輔助服務補償費用）×輔助服務補償費用總缺額

第七十二條 每月第8個工作日前，電網企業上報由其負責結算電費的電廠上月結算電量至甘肅電力交易機構有限公司。

第七十三條 甘肅電力調度機構每月第12個工作日前，向區域電力調度機構、甘肅電力交易機構、電網企業提交全省發電側上月輔助服務調用結果、出清價格。

第七十四條 甘肅電力交易機構、電網企業每月第17個工作日前，向甘肅電力調度機構返回全省上月發電企業、市場化電力用戶輔助服務補償及分攤結果。

第七十五條 甘肅電力調度機構每月第18個工作日前，將上月輔助服務補償及分攤結果向各市場主體進行公示，并將各電廠確認后執行情況提交能源監管機構備案，同時報送區域電力調控機構。

第七十六條 甘肅電力交易機構和電網企業依據能源監管機構備案的輔助服務市場執行情況進行結算。

第七十七條 市場化電力用戶、發電企業在當月電費沖抵或增加輔助服務市場補償或分攤費用，在電費清單和電量結算單中單行列支，據實結算。

第九章 信息發布

第七十八條 電網企業應當建立輔助服務市場技術支持系統，發布輔助服務市場相關信息。

第七十九條 市場信息分為日信息、月度信息以及季（年）度信息，內容應當體現所有市場主體的輔助服務補償和分攤情況，包括但不限于補償/分攤對象、時段、電力、電量、價格、費用等信息。

第八十條 當日信息由甘肅電力調度機構在3日內進行發布。各市場主體如對日信息有異議，應當于發布之日的15時前向甘肅電力調度機構提出核對要求。甘肅電力調度機構每日17時前發布確認后的統計結果。

第八十一條 甘肅電力調度機構、甘肅電力交易機構應當在每月開始的18個工作日內發布上月市場月度信息。各市場主體如對月度信息有異議，應當于發布之日起24小時內向甘肅電力調度機構、甘肅電力交易機構提出核對要求。甘肅電力調度機構、甘肅電力交易機構于次日17時前發布確認后的統計結果。

第八十二條 甘肅電力調度機構、甘肅電力交易機構在每季度廠網聯席會上發布上一季度和年內輔助服務市場分析報告，針對各類輔助服務交易的執行、補償、分攤以及市場情況進行信息披露。

第十章 市場監管及干預

第八十三條 能源監管機構可以根據履行監管職責的需要采取具體監管措施，對市場成員按照本規則開展各項輔助服務交易的行為進行監管。對市場成員違反本規則的行為，依據《電力監管條例》（國務院令第432號）等相關規定進行處罰。

第八十四條 有下列情形之一的，甘肅電力調度機構可以進行市場干預，并向市場主體公布干預原因：

（一）電力系統內發生重大事故危及電網安全的；

（二）發生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重影響交易結果的；

（三）市場技術支持系統發生重大故障，導致交易無法進行的；

（四）因不可抗力電力市場化交易不能正常開展的；

（五）能源監管機構做出暫停市場交易決定的；

（五）市場發生其他嚴重異常情況。

第八十五條 市場干預的主要手段包括：

（一）調整各市場限價；

（二）調整有償調峰基準負荷率及修正系數；

（三）調整折算系數及懲罰因子；

（四）暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。

第八十六條 有下列情形之一的，能源監管機構可以做出中止電力市場的決定，并向市場主體公布中止原因：

（一）電力市場未按照規則運行和管理的；

（二）電力市場運營規則不適應電力市場交易需要，必須進行重大修改的；

（三）電力市場交易發生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重影響交易結果的；

（四）電力市場技術系統、自動化系統、數據通信系統等發生故障導致交易無法進行的；

（五）因不可抗力不能競價交易的；

（六）能源監管機構規定的其他情形。

第八十七條 干預或者中止市場期間，甘肅電力調度機構應當采取措施保證電力系統安全，記錄干預或者中止過程，并向能源監管機構報告。能源監管機構可以定期對市場干預行為進行監管，保證市場干預行為的公平性。

第八十八條 市場運營機構和市場主體因輔助服務交易、調用、統計及結算等情況發生爭議時，可以自行協商解決，協商無法達成一致時也可以選擇提交能源監管機構調解，也可以直接向人民法院提起訴訟。

第十一章 附則

第八十九條本規則由甘肅能源監管辦負責解釋。

第九十條本規則自XXX年XX月XX日起施行。《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》（甘監能市場〔2021〕72號）同時廢止。