甘肃电力辅助服务市场运营暂行规则：独立储能10MW/2h！补偿上限300元/MW·日！

9月20日，甘肃能源监管办发布甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿），文件指出，建立“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的电力辅助服务分担共享机制。

市场主体包括已取得发电业务许可证(包括豁免范围内)的省内发电企业(包括火电，水电，风电，光电等)，市场化电力用户(市场化工商业用户，代理购电工商业用户)，以及经市场准入的新型储能、聚合商、虚拟电厂等，新建机组、储能设施归调并经性能认定后方可进入市场，提供电力辅助服务。

鼓励发电企业、售电企业、电力用户、辅助服务提供商等投资建设电网侧储能设施，根据其运营模式和发挥作用电网侧储能可分为独立共享储能和独立储能。

其中，独立共享储能指：接入电网侧，充电功率1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC )，并以独立主体身份接受电网统一调度，其储能设施容量（全部或部分）首先由新能源场站以租赁等形式享有使用权，以满足新能源场站配套储能建设功率和充电时间要求。共享储能设施可全容量参与调频市场交易，在与新能源企业签订租赁容量后，其储能设施剩余容量在满足与租赁容量独立运行条件下，可参与调峰容量市场交易。

独立储能指：接入电网侧，充电功率1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC )，并以独立主体身份接受电网统一调度，向电网提供各类辅助服务的储能设施，独立储能按其额定容量，参与调频、调峰容量市场。

电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，共享储能租赁后剩余容量，在满足独立运行条件下，可参与调峰容量市场，补偿标准上限300元/MW·日。

原文如下：

甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则

（征求意见稿）

第一章总则

第一条为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，全面贯彻新发展理念，落实“双碳”战略目标，深化电力体制改革，构建新型电力系统，推动能源高质量发展，保障甘肃电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，促进源网荷储协调发展，建立“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的电力辅助服务分担共享机制，依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其相关配套文件、《中华人民共和国电力法》、《电力监管条例》（国务院令第432号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）等有关法律法规，制定本规则。

第二条 电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务。

第三条本规则适用于甘肃电力辅助服务市场中开展的各项辅助服务交易提供、调用、考核、补偿、结算和监管管理。未纳入本规则的部分，按《国家能源局西北监管局关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>和<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》（西北监能市场〔2018〕66号）执行。甘肃电力辅助服务市场所有市场成员应当严格遵守本规则。

第四条国家能源局甘肃监管办公室（以下简称甘肃能源监管办）负责甘肃电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。

第二章 市场成员

第五条本规则所称甘肃电力辅助服务市场成员包括市场运营机构、电网企业和市场主体。

第六条市场运营机构指甘肃电力调度机构及甘肃电力交易机构，电网企业具体指国网甘肃省电力公司。

（一）甘肃电力调度机构的主要权利和义务：

1.管理、运营甘肃电力辅助服务市场；

2.建设、维护市场交易的技术支持平台；

3.依据市场规则组织交易、按照交易结果进行调用；

4.发布市场交易相关信息；

5.为保障系统安全运行，紧急情况下，可以依法依规采取市场干预措施；

6.向能源监管机构报送电力辅助服务调用结果；

7.评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见。

（二）甘肃电力交易机构的主要权利和义务：

1.发电侧市场结算；

2.发布市场交易相关信息；

3.发布月度结算信息；

4.负责市场主体的注册、申报管理。

（三）电网企业的主要权利和义务：

1.建设、维护市场运行配套技术支持系统；

2.负责用户侧市场主体管理，组织用户侧参与市场交易；

3.用户侧市场费用结算。

第七条市场主体包括已取得发电业务许可证（包括豁免范围内）的省内发电企业（包括火电，水电，风电，光电等），市场化电力用户（市场化工商业用户，代理购电工商业用户），以及经市场准入的新型储能、聚合商、虚拟电厂等，新建机组、储能设施归调并经性能认定后方可进入市场，提供电力辅助服务。

自备电厂可以自愿参与电力辅助服务市场。

网留电厂暂不参与电力辅助服务市场。

自发自用式分布式光伏、国家核准的扶贫电场、光热电场等暂不参与电力辅助服务市场。

第八条市场主体的主要权利和义务：

（一）按规则参与辅助服务交易，申报交易价格、交易标的等信息，并按调度指令提供辅助服务；

（二）依据规则承担电力辅助服务有偿分摊费用；

（三）做好机组、储能及生产用能设施日常运维，确保电力辅助服务有序开展。

第三章新型储能资源交易

第九条 新型储能(以下简称储能)资源交易，是指储能设施在满足国家有关安全标准要求及市场准入条件下，可向电网提供灵活性调节服务的交易，在本规则中指调峰容量市场交易和调频市场交易。

第十条鼓励发电企业、售电企业、电力用户、辅助服务提供商等投资建设电网侧储能设施，根据其运营模式和发挥作用电网侧储能可分为独立共享储能和独立储能。

（一）独立共享储能指：接入电网侧，充电功率1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC )，并以独立主体身份接受电网统一调度，其储能设施容量（全部或部分）首先由新能源场站以租赁等形式享有使用权，以满足新能源场站配套储能建设功率和充电时间要求。共享储能设施可全容量参与调频市场交易，在与新能源企业签订租赁容量后，其储能设施剩余容量在满足与租赁容量独立运行条件下，可参与调峰容量市场交易。

（二）独立储能指：接入电网侧，充电功率1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC )，并以独立主体身份接受电网统一调度，向电网提供各类辅助服务的储能设施，独立储能按其额定容量，参与调频、调峰容量市场。

第十一条 独立共享储能在建设备案文件中应明确与相关新能源场站的配套关系，新能源企业租赁的储能容量，应满足新能源电场储能配置要求，租赁容量到期后应积极续签或通过自建满足项目储能配置要求。

第十二条 在火电企业计量出口内建设的储能设施，可自愿选择与火电机组作为整体或以独立主体，参与调峰容量、调频辅助服务市场。

第十三条 在新能源场站计量出口内配建储能设施，应满足新能源本体储能配建功率和充电时间要求，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC)，可自愿选择与新能源场站作为整体或独立主体，参与调频辅助服务市场。

第十四条电力用户计量出口内建设的电储能设施，由电力用户自行进行充、放电管理，不得上网。

第十五条储能设施参与辅助服务市场，其储能设施应当具备发电自动控制功能（AGC ),其性能应当满足电网相关要求并接入调度机构，实现充、放电等信息实时上传，接受调度指令，满足调度运行指挥需要。

第十六条 储能参与调峰容量市场、调频辅助服务市场交易，按调峰容量市场、调频辅助服务市场规则执行。

第四章 调峰容量市场交易

第十七条调峰容量市场交易，是针对火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投资建设成本，按调节能力（容量）进行竞价获取补偿的交易。

第十八条 调峰容量市场成员包括：市场运营机构、电网企业、省内10万千瓦及以上火电厂（不含自备电厂）、电网侧储能设施、水电、新能源企业及市场化电力用户。

第十九条市场初期，火电机组50%以下调峰容量，按机组额定容量10%-5%分档纳入补偿，补偿标准上限见下表：

其中，供热季指当年11月1日至次年3月31日，纯凝机组全年按非供热季补偿上限执行。

第二十条电网侧独立储能按其额定容量参与调峰容量市场，共享储能租赁后剩余容量，在满足独立运行条件下，可参与调峰容量市场，补偿标准上限300元/MW·日。

第二十一条火电机组依据能源监管部门核定调峰容量，按档位划分，按日获取调峰容量补偿；电网侧储能设施按全容量（或租赁后剩余容量），按日获取调峰容量补偿。火电企业最大补偿范围不超过能源监管部门核定调峰能力，储能设施不超过其建设容量，火电机组完成改造可申请最新调峰能力核查，并根据核查结果认定最新补偿范围。

第二十二条 通过加装电极锅炉、储能设施开展热电解耦改造的火电机组，在核定调峰容量及档位时，火电企业应确定机组与电极锅炉或储能设施固定运行关系，能源监管部门依据其对应关系和电极锅炉、储能设施功率核定相应火电机组调峰容量及档位，由电极锅炉和储能设施改造提供的调峰容量补偿，其对应档位报价上限按如下公式计算：

加装电极式电锅炉、储能设施热电解耦火电机组容量补偿上限=原对应调峰容量档位补偿上限×（电极锅炉、储能设施额定功率运行时长/24）

第二十三条市场初期，市场运营机构按月组织市场出清。火电机组、储能设施，每月申报次月调峰容量和分档调峰容量补偿价格，市场运营机构按调峰容量需求组织出清。月内新增调峰容量，作为价格接受者参与市场。

第二十四条月度调峰容量需求，由电网调度机构依据系统负荷预测、新能源发电预测、联络线外送计划、省内各流域来水情况，考虑新能源投产时序、供热民生等因素，在满足电网安全和电力电量平衡前提下，最大能力保障新能源消纳，计算调峰容量需求。月度调峰容量需求，在市场交易公告中向各市场主体发布。

第二十五条调峰容量市场，采用“单边竞价，边际出清”的模式，按调峰容量市场申报价格由低到高排序，对申报容量按档位依次成交，直至最后一个市场主体的容量累加等于调峰容量需求或申报容量全部出清，其申报价格作为该档位边际出清价格，竞价相同时按申报调峰容量等比例调用。

对于配置新型储能、采用热电解耦改造等先进技术的市场主体，在参与调峰容量市场时优先出清调用。

第二十六条 调峰容量市场，每月底前3个工作日组织开市，各市场主体可根据市场运营机构发布次月调峰容量需求，分档申报机组调峰能力和补偿报价，调峰容量市场出清结果在月度执行前2日向市场主体公布，各市场主体根据出清调峰容量，提前做好机组运行准备。

第二十七条 火电机组每日向市场运营机构申报机组最大调峰能力和发电能力；电网侧储能每日向市场运营机构申报储能设施最大充放电能力；调度机构根据日内电网运行情况调用火电机组及储能设施调峰能力，调用调峰能力不大于日前火电机组及储能的申报调峰能力。

第二十八条 调峰容量市场补偿费用计算

火电单机调峰容量月度补偿费用=

其中,为月度中标火电机组申报运行日日第档调峰容量，为第档调峰容量月度出清补偿价格，为运行日日火电机组调峰容量补偿系数。

调峰容量月度补偿总费用=全省火电机组调峰容量月度补偿费用+全省电网侧储能调峰容量月度补偿费用

停运检修机组（储能设施）、故障跳闸机组（储能设施），从停运当天开始至启动并网当天，不享受调峰容量补偿费用。

参与区域辅助服务市场的火电机组、储能设施，当日不享受调峰容量补偿费用。

第二十九条 调峰容量补偿考核

火电机组应每日向市场运营机构申报机组最大调峰能力和发电能力，当机组申报调峰能力大于机组实际调峰能力或机组实际最大发电能力低于申报最大发电能力（包括但不限于检修、试验、非计划停运等原因），火电机组当天调峰容量费用不予结算。

电网侧储能设施，应每日向市场运营机构申报储能设施最大充放电能力，当电网侧储能设施申报充放电能力大于实际充放电能力时（包括但不限于检修、试验、非计划停运等原因），电网侧储能设施当天调峰容量费用不予结算。

火电机组或电网侧储能设施，一月内出现3次申报调峰能力大于机组实际调峰能力或机组实际最大发电能力低于申报最大发电能力，火电机组或电网侧储能设施调峰容量补偿费用当月不予结算。一年内出现6次申报调峰能力大于机组实际调峰能力或申报最大发电能力低于机组实际最大发电能力情况时，火电机组和电网侧储能设施当前年度已经支付的调峰容量补偿费用予以收回，回收后补偿费用优先结算当月调峰容量费用。

第三十条火电机组当月并网运行天数小于7天时，当月机组备用时间的调峰容量费用不予结算。

第三十一条调峰容量市场分摊原则

调峰容量市场补偿费用在调峰能力未降至额定容量50%以下的火电机组或未参与调峰容量市场交易的火电机组、新能源电场、水电厂、市场化电力用户之间进行分摊，其中用户按当月实际用电量比例分摊，发电侧按当月修正电量比例分摊，具体分摊方法如下：

各火电厂、新能源电场、水电厂、市场化电力用户调峰容量补偿费用分摊金额＝[各火电厂、新能源电场、水电厂月度修正电量、市场化电力用户月度电量/（省内参与分摊的所有火电厂修正电量＋省内参与分摊的所有新能源电场修正电量+省内参与分摊的所有水电厂修正电量+省内参与分摊的所有市场化电力用户月度用电量）]×调峰容量市场月度补偿总费用

第五章 需求响应市场交易

第三十二条需求响应市场交易是指电力用户以报量报价方式竞价参与需求侧资源调节，主动改变其固有用电模式，在正常用电基础上减少或增加用电负荷，促进电力供需平衡的交易。根据电网运行需要，需求响应可分为削峰响应和填谷响应；按照响应时间，电力需求响应分为约定响应和应急响应（即日前响应和日内响应）。

第三十三条负荷调节能力在1000千瓦及以上的市场化用户、代理用户负荷调节能力在5000千瓦及以上的负荷聚合商可直接参与需求响应市场。电力用户应具备响应负荷申报、负荷调节等能力；负荷聚合商视为单个用户参与需求响应市场交易，应具备信息整合、负荷曲线分解、补偿费用分解、负荷控制与监测等能力。电力用户及负荷聚合商参与需求响应市场前应当在甘肃电力交易平台完成市场成员注册，与电网企业签订需求响应合作协议，按时将用电数据信息上传至电网企业和市场运营机构。

代理用户选择的负荷聚合商原则上应与电能量市场的售电公司保持一致。电力用户与负荷聚合商签订代理合同后，除负荷聚合商退出市场外，原则上一个交易周期内不得更换负荷聚合商，本细则交易周期指：一个自然年，截止日期12月31日。

第三十四条市场初期，需建立需求响应资源库，资源库内的削峰响应总量应达到当年预计响应负荷的150%及以上，作为需求响应能力储备。原则上，约定削峰响应的时间段为7:00-9:00、18:00-23:00，约定填谷响应的时间段为11:00-17:00；应急响应时段根据电网实际运行情况发布。

第三十五条每月底3个工作日前，按照预估的次月负荷余缺信息，电力用户提前申报次月每日削峰或填谷交易信息，作为次月默认缺省申报参数。当用电情况发生较大变动时，市场主体应及时更新已申报的当月剩余自然日削峰或填谷交易信息，若未按期更新，则按照缺省申报参数进行市场出清。

第三十六条 电力用户和负荷聚合商申报交易信息包括：

（一）所参与的市场类型：仅参与约定削峰或填谷需求响应市场，仅参与应急削峰或填谷需求响应市场，同时参与约定和应急削峰或填谷需求响应市场。

（二）削峰或填谷可响应负荷，单位为MW。

（三）削峰或填谷可响应时段，包括开始和结束时间，按小时为单位申报。

（四）削峰或填谷最小持续响应时间，单位为小时。

（五）削峰或填谷每个时段响应价格，单位为元/MWh。其中约定削峰响应价格上下限为0-1000元/MWh；约定填谷响应价格上下限为0-500元/MWh。应急削峰响应价格上下限为0-1500元/MWh；应急填谷响应价格上下限为0-750元/MWh。

当市场主体同时参与约定和应急削峰需求响应时，同一日、同一时段约定与应急削峰负荷不可重复，且两者负荷之和应小于其最大响应能力；申请参与应急削峰响应的负荷应具备可立即中断或可快速中断的特性，以自动响应为主，在接收到指令后，实时确认参与并响应到位。

第三十七条需求响应负荷缺口应为电网实际运行负荷缺口的1.2倍，负荷缺口曲线应符合电网爬坡条件。电力用户执行需求响应市场交易结果的自然日称为响应日（D），执行时序如下：

D-2日18:00前，调度机构确定是否启动约定需求响应，预发布D日需求响应区域、时段和负荷缺口信息。

D-1日12:00前，电力用户更新D日的申报信息，若未更新则以缺省参数作为申报信息。

D-1日14:30前，调度机构根据最新电力供需平衡情况，确定D日最终需求响应区域、时段和负荷缺口信息。

D-1日16:00前，边际出清形成D日需求响应中标结果，并向电力用户进行结果发布与短信通知。

D-1日17:00前，电力用户确认中标结果并按约定准备执行。

D日，调度机构提前4小时确定是否启动应急需求响应，发布响应区域、时段和负荷缺口信息。

D日，需求响应技术支持系统提前3小时依据电力用户在月度或日前申报的应急响应信息进行边际出清。

D日，提前2小时向电力用户发布应急响应中标时段、响应负荷、边际价格。电力用户按中标信息执行响应。

第三十八条市场出清价格采用边际价格，按照各时段申报价格由低到高排序进行边际出清，边际价格处存在多个用户主体申报响应负荷时，按照申报响应负荷由大到小依次出清，直至满足缺口或出清完毕，最后一个中标用户按照剩余缺口负荷出清。对于削峰响应负荷出清不足的时段，按照需求响应资源库中未申报对应时段削峰响应负荷的电力用户剩余响应能力等比例分摊，补偿价格按照正常申报用户边际价格的50%计算。

第三十九条 响应日（D），电力用户按照中标结果在对应时段调减或增用电负荷。当出现以下情况时，调度机构、电网企业有权在组织或调用4小时前取消约定需求响应或中止调用，并向用户发布；应急需求响应发布后不可取消或中止。

（一）因天气变化，电网故障等原因造成新能源预测出现较大偏差。

（二）用户线路故障。

（三）相关技术支撑平台故障等其他情况。

第四十条基线负荷指电力用户正常用电的小时净平均负荷，基线中出现的最大负荷为基线最大负荷，最小负荷为基线最小负荷。基线负荷分为参考基线和结算基线，参考基线是申报响应负荷的参考依据，结算基线用于计算实际响应负荷。按照工作日、休息日和节假日类型，以正常用电日负荷数据为准分别计算结算基线负荷。

第四十一条负荷响应率为实际响应负荷占出清负荷的百分比。实施削峰需求响应时，响应时段最大负荷低于基线最大负荷、平均负荷低于基线平均负荷、持续时长不低于1小时且负荷响应率大于等于80%为有效响应，否则视为无效响应；实施填谷需求响应时，响应时段最小负荷高于基线最小负荷、平均负荷高于基线平均负荷、持续时长不低于1小时且负荷响应率大于等于80%为有效响应，否则视为无效响应。对于削峰需求响应，当负荷响应率在80%-120%之间时对电力用户进行补偿，当负荷响应率低于80%时要进行惩罚；填谷需求响应不进行惩罚。

第四十二条 电力用户的结算基线负荷与实际用电负荷之差的积分电量为需求响应补偿电量。按照各时段约定响应与应急响应的中标负荷占比，对约定与应急响应补偿电量进行分割，分别计算响应补偿费用。电力用户当月电费冲抵或者增加需求响应市场补偿费用和违约费用后据实结算。每日清算电力用户参与需求响应市场的补偿收益，折减考核费用之后，按月度形成待分摊的削峰、填谷总费用。

响应补偿费用=∑（日有效响应电量×出清价格×折算系数）-∑（中标响应电量×80%-实际响应电量）×出清价格×惩罚因子。其中，负荷响应率大于等于80%且小于90%，折算系数取0.8；负荷响应率大于等于90%且小于100%，折算系数取0.9；负荷响应率大于等于100%且小于等于120%，折算系数N取1；若负荷响应率大于120%，有效响应容量计为中标负荷的120%，折算系数N取1。惩罚因子暂设置为0.5。

第四十三条削峰响应补偿费用由发用两侧按月分摊支付，具体分摊方式如下：

各火电厂、新能源电厂、水电厂、市场化电力用户分摊削峰响应补偿费用＝[各火电厂、新能源电场、水电厂月度上网电量、市场化电力用户月度用电量/（各火电厂月度上网电量+各新能源电厂月度上网电量+各水电厂月度上网电量+市场化电力用户月度用电量）]×月度削峰需求响应补偿总费用。

用户度电分摊费用按照削峰分摊总费用与上月代理购电、市场化用户实际用电量相除得到。

第四十四条填谷响应补偿费用由发电侧按照月度上网电量分摊支付，分摊方式如下：

各火电厂、水电厂、新能源电场分摊填谷响应补偿费用=（各火电厂、水电厂、新能源电场月度上网电量/各火电厂、水电厂、新能源电场月度上网电量之和）×月度填谷需求响应补偿总费用。

第四十五条发生以下影响电力用户正常生产的事件，电力用户可以申请免考核。

（一）因不可抗力；

（二）政府部门特殊管控；

（三）电网故障；

（四）甘肃电力调度机构下令采取限电或者取消/中止需求响应交易执行等。

第四十六条 需求响应差错退补费用按执行退补月份的发用两侧实际电量比例分摊，差错退补调整追溯期原则上不超过 3 个月。电力用户、负荷聚合商根据累计差错有效响应电量和累计差错考核电量分别乘以其差错月份的辅助服务费用加权平均价格计算退补费用，在执行退补月份进行结算。

第六章调频辅助服务

第四十七条 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。

第四十八条 AGC发电单元是以AGC装置为单位进行划分，

第四十九条 调频里程指某段时间内发电单元响应AGC控制指令的调节里程之和。其中，发电单元每次响应AGC控制指令的里程是指其响应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。

总调频里程计算公式为：

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%。

对电储能设施、火储联合项目设置AGC综合性能指标系数上限暂定为1.5。

第五十一条提供调频辅助服务的主体应当满足以下技术要求：

（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AGC市场。

第五十二条 发电单元标准AGC容量是指发电单元可以自动调节的向上或者向下的调节范围。

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节容量需求的20%；中标发电单元调频容量不超过其标准AGC容量。

第五十三条 AGC市场交易采用日前报价、日内出清模式。

第五十四条 各市场主体以AGC发电单元为单位，可以在电力辅助服务平台申报未来一周每日96点AGC里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为12元/兆瓦，申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。

第五十五条 水电厂参与调频市场交易时应当考虑水库运行情况，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。

第五十六条 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。

实际运行中，因市场主体未申报原因导致系统调频容量不足时，甘肃电力调度机构可以按电网需求临时调用未申报机组提供调频节服务，其参与调频市场收益，按此时段调频里程出清价格结算；当市场主体全部未申报时，其被调用参与调频市场收益，按调频里程报价上限50%结算。

第五十七条 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模式。

第五十八条 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：

第五十九条 调频市场辅助服务补偿费用，按全网当月运行机组和市场化电力用户之间进行分摊，分摊费用按月统计，按月结算。

调频辅助服务分摊费用＝各机组当月上网电量、市场化用户月度用电量/（运行机组当月上网总电量+市场化电力用户当月总用电量）×月度调频里程补偿总费用

第六十条 调频中标单元出现以下情况之一，中标时段AGC里程不予补偿。

（一）因自身原因AGC退出。

（二）中标时段内提供AGC服务期间的AGC综合性能指标K值小于0.5。

第七章 市场组织与竞价

第六十一条每个工作日8时前，中标月度调峰容量市场的火电机组申报次日最大调峰能力和发电能力。其中，最大出力应当考虑机组因自身原因造成的受阻电力。

第六十二条每个工作日8时前，中标月度调峰容量市场的电网侧储能设施向电力辅助服务平台申报次日最大充放电电力等信息。

第六十三条每个工作日8时前，有意愿提供调频服务的火电厂、水电厂、储能设施向电力辅助服务平台申报次日机组调频里程价格。

第六十四条电网企业每年组织排查更新需求响应资源库，按月组织电力用户申报需求响应交易信息。

第八章 计量与结算

第六十五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。

第六十六条辅助服务结算按“日清月结”原则执行，在次月电量结算时统一兑现。

第六十七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。

第六十八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。

第六十九条 新能源电场、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、光伏电场、水电厂和火电厂通过分摊办法计算得出的应当承担费用大于分摊金额上限时，按分摊金额上限进行支付。

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×修正系数

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

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×修正系数

每月发电厂分摊费用最高不超过当月结算电费。其中，火电厂的修正系数为0.15，风电场、光伏电场的修正系数为0.25，水电厂的修正系数为0.15。

第七十条 市场初期，暂设用户侧月度辅助服务市场分摊电费上限为0.01元／千瓦时，超出部分不再进行分摊。

第七十一条 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：

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

第七十二条每月第8个工作日前，电网企业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机构有限公司。

第七十三条 甘肃电力调度机构每月第12个工作日前，向区域电力调度机构、甘肃电力交易机构、电网企业提交全省发电侧上月辅助服务调用结果、出清价格。

第七十四条 甘肃电力交易机构、电网企业每月第17个工作日前，向甘肃电力调度机构返回全省上月发电企业、市场化电力用户辅助服务补偿及分摊结果。

第七十五条 甘肃电力调度机构每月第18个工作日前，将上月辅助服务补偿及分摊结果向各市场主体进行公示，并将各电厂确认后执行情况提交能源监管机构备案，同时报送区域电力调控机构。

第七十六条甘肃电力交易机构和电网企业依据能源监管机构备案的辅助服务市场执行情况进行结算。

第七十七条市场化电力用户、发电企业在当月电费冲抵或增加辅助服务市场补偿或分摊费用，在电费清单和电量结算单中单行列支，据实结算。

第九章 信息发布

第七十八条 电网企业应当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。

第七十九条 市场信息分为日信息、月度信息以及季（年）度信息，内容应当体现所有市场主体的辅助服务补偿和分摊情况，包括但不限于补偿/分摊对象、时段、电力、电量、价格、费用等信息。

第八十条 当日信息由甘肃电力调度机构在3日内进行发布。各市场主体如对日信息有异议，应当于发布之日的15时前向甘肃电力调度机构提出核对要求。甘肃电力调度机构每日17时前发布确认后的统计结果。

第八十一条 甘肃电力调度机构、甘肃电力交易机构应当在每月开始的18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，应当于发布之日起24小时内向甘肃电力调度机构、甘肃电力交易机构提出核对要求。甘肃电力调度机构、甘肃电力交易机构于次日17时前发布确认后的统计结果。

第八十二条甘肃电力调度机构、甘肃电力交易机构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。

第十章 市场监管及干预

第八十三条能源监管机构可以根据履行监管职责的需要采取具体监管措施，对市场成员按照本规则开展各项辅助服务交易的行为进行监管。对市场成员违反本规则的行为，依据《电力监管条例》（国务院令第432号）等相关规定进行处罚。

第八十四条有下列情形之一的，甘肃电力调度机构可以进行市场干预，并向市场主体公布干预原因：

（一）电力系统内发生重大事故危及电网安全的；

（二）发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；

（三）市场技术支持系统发生重大故障，导致交易无法进行的；

（四）因不可抗力电力市场化交易不能正常开展的；

（五）能源监管机构做出暂停市场交易决定的；

（五）市场发生其他严重异常情况。

第八十五条 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）调整折算系数及惩罚因子；

（四）暂停市场交易，处理和解决问题后重新启动。

第八十六条有下列情形之一的，能源监管机构可以做出中止电力市场的决定，并向市场主体公布中止原因：

（一）电力市场未按照规则运行和管理的；

（二）电力市场运营规则不适应电力市场交易需要，必须进行重大修改的；

（三）电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为，并严重影响交易结果的；

（四）电力市场技术系统、自动化系统、数据通信系统等发生故障导致交易无法进行的；

（五）因不可抗力不能竞价交易的；

（六）能源监管机构规定的其他情形。

第八十七条 干预或者中止市场期间，甘肃电力调度机构应当采取措施保证电力系统安全，记录干预或者中止过程，并向能源监管机构报告。能源监管机构可以定期对市场干预行为进行监管，保证市场干预行为的公平性。

第八十八条市场运营机构和市场主体因辅助服务交易、调用、统计及结算等情况发生争议时，可以自行协商解决，协商无法达成一致时也可以选择提交能源监管机构调解，也可以直接向人民法院提起诉讼。

第十一章 附则

第八十九条本规则由甘肃能源监管办负责解释。

第九十条本规则自XXX年XX月XX日起施行。《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（甘监能市场〔2021〕72号）同时废止。