甘肃省电力辅助服务市场运营规则(修订稿)：调频市场交易采用日前报价、日内出清模式

第四十三条发电企业计量出口内的储能设施也可自愿作为独立的电力用户参与调峰服务市场。

第四十四条用户可在计量出口内（也可引进第三方）投资建设储能调峰设施，由电力调度机构监控、记录其实时充、放电状态。在用户侧建设的电储能设施既可作为用户的储能设备也可自愿作为独立的电力用户参与调峰服务市场。

第四十五条独立电储能用户充、放电价格按国家有关规定执行。

第四十六条电储能用户须将实时充放电等信息上传至电力调度机构，并接受调度指挥。

第四十七条电储能用户在调峰辅助服务平台开展集中交易需向调峰服务平台提交包含交易时段、15分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，市场初期电储能用户申报价格的上限、下限分别为0.2元/千瓦时、0.1元/千瓦时。

第四十八条电储能交易模式为日前申报、日内调用。由电力调度机构根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低价到高价在日内依次调用。

第四十九条当电储能用户如约履行合同时，电网企业按以

下方式计算用户侧电储能设施的补偿费用：

电储能设施获得的调峰服务费用=Σ调用电量×申报价格

电储能用户交易的补偿费用按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。具体支付费用按照以下方式计算：

公式：各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站支付电储能用户费用＝（各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用）×电储能设施获得的调峰服务总费用

第八章 调频辅助服务

第五十条 调频辅助服务指发电机、电储能设施通过AGC控制装置自动响应区域控制偏差（ACE），按一定调节速率实时调整发电出力，以满足ACE控制要求，其调节效果通过调频里程衡量。

第五十一条 AGC发电单元是以AGC装置为单位进行划分，一个AGC发电单元指电厂一套AGC装置所控制的所有机组的总称。

第五十二条 调频里程指某段时间内发电单元响应AGC控制指令的调频里程之和。其中，发电单元每次响应AGC控制指令的调频里程是指其响应AGC控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的出力值之差的绝对值。

调节速率=发电单元实际速率/标准调节速率

其中标准调节速率按西北能监局印发的《两个细则》规定执行。

响应时间=1-发电单元响应延迟时间/5min

发电单元响应延迟时间指发电单元AGC动作与发电单元接到AGC命令的延迟时间。

调节精度=1-发电单元调节误差/发电单元调节允许误差

其中，发电单元调节误差指发电单元响应AGC控制指令后实际出力值与控制指令值的偏差量，发电单元调节允许误差为其额定出力的1.5%。

第五十四条 电储能资源在非弃风弃光时段可参与调频辅助服务市场，参与调频辅助服务期间不能从系统吸收电能。

第五十五条 提供调频辅助服务的主体应满足以下技术要求：

（一）按并网管理规定安装AGC装置，AGC性能满足电网管理规定。

（二）厂级AGC电厂，以全厂为一个发电单元参与调频市场。

第五十六条 发电单元标准调频容量是指发电单元可自动调频的向上或向下的调节范围。

火电单元标准调频容量=额定容量*1.5%*15分钟

水电机组标准调频容量=额定容量

储能设备标准调频容量=额定容量

为防止联络线调频造成系统潮流分布大幅度变化影响系统稳定运行，规定单个电厂的中标发电单元调频容量之和不超过控制区调频容量需求的20%；中标发电单元调频容量不超过其标准调频容量。

第五十七条 调频市场交易采用日前报价、日内出清模式。

第五十八条 各市场主体以AGC发电单元为单位，可在电力辅助服务平台申报未来一周每日96点调频里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为15元/兆瓦，申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。

第五十九条 水电厂参与调频市场交易时应考虑水库运行情况，各水电厂在电力辅助服务平台申报调频里程报价时，同时上报次日水库水位运行上、下限及发电单元出力上、下限。

第六十条 日内正式出清以负荷预测和新能源预测偏差之和及全网单机最大出力为约束条件,依据AGC投运状态及各市场主体的调频里程价格，从低到高依次进行出清，直至中标市场主体调频总容量之和满足控制区域调频容量需求，最后一个中标的市场主体价格为调频市场该时段的统一出清价格，当申报主体价格相同时，优先出清近5个运行日内AGC综合性能指标平均值高的市场主体。

第六十一条 中标市场主体单元在对应中标时段的起始（结束）时刻，自动化系统自动切换AGC调频模式。

第六十二条 调频市场补偿费用为中标单元在调频市场上提供调频服务获得相应调频里程补偿。计算公式如下：

第六十三条 调频市场辅助服务补偿费用，先使用现货市场中执行偏差考核费用进行平衡，不足部分按全网当月运行机组发电量进行分摊，分摊费用按月统计，按月结算。

调频辅助服务分摊费用=（各机组当月发电量/全网当月总发电量）×（全网月度调频里程补偿总费用-全网月度现货市场执行偏差考核费用）

第六十四条 调频中标单元出现以下情况之一，将取消对应中标时段的调频里程补偿。

（一）因自身原因AGC退出。

（二）中标时段内提供调频服务期间的AGC综合性能指标K值小于0.5。

第九章 市场组织与竞价

第六十五条 每个工作日8时前，有意愿提供实时深度调峰服务的火电厂申报次日报价及机组有功出力可调区间。其中，最大出力应考虑机组因自身原因造成的受阻电力。

第六十六条 每个工作日8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资源、需求侧资源向电力辅助服务平台申报交易期间意向价格、日用电曲线，包括用电时段及每15分钟用电功率曲线。

第六十七条 每个工作日8时前，有意愿提供应急启停调峰服务的火电厂向电力辅助服务平台申报机组应急启停价格。

第六十八条 每个工作日8时前，有意愿提供调频服务的火电厂、水电厂、电储能资源向电力辅助服务平台申报机组调频里程价格。

第六十九条电力辅助服务平台每个工作日16时前发布经安全校核后的次日深度调峰申报电力、调频里程及价格汇总结果。

第十章计量与结算

第七十条 在现货市场结算期间，因参与辅助服务市场，影响电厂月度发电量无法完成时，将不予追补。

第七十一条 辅助服务结算按“日清月结”原则执行，在次月电量结算时统一兑现。

第七十二条 辅助服务计量计算的依据为：电力调度指令，智能电网调度控制系统采集的实时电力、电量数据，月度电量结算数据等。

第七十三条 辅助服务费用按照收支平衡原则，在全省范围内统一进行结算。

第七十四条 风电场、光伏电站、水电厂和火电厂辅助服务分摊金额均设置上限，当单位统计周期内风电场、光伏电站、水电厂和火电厂通过分摊办法计算得出的应承担费用大于分摊金额上限时，按分摊金额上限进行支付。

公式：火电单厂分摊金额上限=该厂实际发电量×全省火电厂当月平均上网电价×0.15

风电场、光伏电站分摊金额上限＝电厂实际发电量×全省风电场、光伏电站当月平均上网结算电价（不含补贴部分）×0.25

水电厂分摊金额上限＝水电厂实际发电量×水电厂当月平均上网电价×0.15

每月发电厂分摊费用最高不超过当月结算电费。

第七十五条 当发电企业辅助服务支付费用达到上限后，辅助服务费用仍存在缺额时，缺额部分由辅助服务提供方在其获得费用中消减，消减费用按如下方法计算：

公式：各厂的缺额消减费用＝（各厂获得辅助服务补偿费用/全省辅助服务补偿费用）×辅助服务补偿费用总缺额

第七十六条 每月第5个工作日，各市（州）供电公司上报由其负责结算电费的电厂上月结算电量至甘肃电力交易中心有限公司。

第七十七条 甘肃电力调度控制中心每月第10个工作日内向西北电力调控分中心、甘肃电力交易中心有限公司提交全省各电厂上月辅助服务补偿（分摊）电量及价格。

第七十八条 甘肃电力交易中心有限公司第12个工作日内向甘肃电力调度控制中心返回全省上月辅助服务补偿及分摊结果。

第七十九条 甘肃电力调度控制中心每月第12个工作日内，将上月辅助服务补偿及分摊结果向各市场主体进行预公告，并将各电厂确认后结果提交甘肃能源监管办审核，同时报送西北电力调控分中心。

第八十条 国网甘肃省电力公司财务部、营销部，甘肃电力交易中心有限公司依据甘肃能源监管办审核结果进行结算。

第十一章信息发布

第八十一条 电网企业应建立辅助服务市场技术支持系统，发布辅助服务市场相关信息。

第八十二条 市场信息分为日信息、月度信息以及季（年）度信息，内容应体现所有市场主体的辅助服务补偿和分摊情况，包括且不限于补偿/分摊对象、时段、电力、电量、价格、费用等信息。

第八十三条 当日信息由甘肃电力调度控制中心在下一个工作日12时前发布。各市场主体如对日信息有异议，应于发布之日的15时前向甘肃电力调度控制中心提出核对要求。甘肃电力调度控制中心每日17时前发布确认后的统计结果。

第八十四条 甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司应在每月开始的12个工作日内发布上月市场月度信息。各市场主体如对月度信息有异议，应于发布之日起24小时内向甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司提出核对要求。甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司于次日17时前发布确认后的统计结果。

第八十五条 甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司在每季度厂网联席会上发布上一季度和年内辅助服务市场分析报告，针对各类辅助服务交易的执行、补偿、分摊以及市场情况进行信息披露。

第十二章市场监管及干预

第八十六条 甘肃能源监管办对辅助服务市场运行进行监督管理。

第八十七条 甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司应按照甘肃能源监管办要求报送相关信息。

第八十八条 甘肃能源监管办可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查，对市场主体和市场运营机构违反有关规定的行为依法依规进行处理。

第八十九条 发生以下情况时，甘肃能源监管办可对市场进行干预，也可授权市场运营机构进行临时干预：

（一）市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱；

（二）电力系统或调峰服务平台发生故障，导致市场无法正常进行时；

（三）其他必要情况。

第九十条 市场干预的主要手段包括：

（一）调整各市场限价；

（二）调整有偿调峰基准负荷率及修正系数；

（三）暂停市场交易，处理和解决问题后重新启动。

第九十一条 因辅助服务交易、调用、统计及结算等情况存在争议的，由甘肃能源监管办调解处理。

第十三章附则

第九十二条 本规则由甘肃能源监管办负责解释。

第九十三条 甘肃能源监管办根据市场实际运行情况,组织对相关标准和条款进行修改。

第九十四条 本规则与《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》相衔接，有偿调峰服务、调停备用服务、AGC贡献电量合格率相关内容不重复补偿和分摊，未纳入本规则部分，仍按西北区域“两个细则”执行。

第九十五条 本规则自印发之日起执行，原《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》（甘监能市场〔2018〕20号）同时废止。

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