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9月8日，甘肅能源監管辦發布關于征求《甘肅省電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》意見的公告。意見稿共九章六十一條，包含總則、市場成員、新型儲能分類及準入、調頻輔助服務市場交易、計量與結算等。

文件明確：

1.經營主體范圍

依法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、光伏、光熱等），售電公司、電力用戶和新型經營主體。

火電、水電機組自并網發電之日起參與電力輔助服務費用分攤，自完成整套啟動試運行時間點起正式納入電力并網運行和輔助服務管理范疇，參與電力并網運行和輔助服務管理考核、補償和分攤。水電以外的可再生能源發電機組、獨立新型儲能自首臺機組或逆變器并網發電之日起納入電力并網運行和輔助服務管理。

2.新型儲能分類及準入

新型儲能（以下簡稱“儲能”）根據接入電網地點可以分為電網側儲能、電源側儲能、用戶側儲能。其中，電網側儲能可以獨立主體身份參與輔助服市場交易；電源側儲能可與發電機組視為整體，參與輔助服務市場交易。

3.調頻服務輔助市場交易

調頻輔助服務市場交易采用日前報價、日內出清模式；

經營主體參與調頻輔助服務市場，應當具備發電自動控制功能（AGC)，其性能應當滿足相關技術標準要求并接入調度機構，接受并響應調度指令，滿足調度運行需要；

各市場主體以AGC控制單元為單位，可以在電力交易平臺申報未來一周每日96點調頻里程報價（價格單位：元/兆瓦），報價上限暫定為15元/兆瓦，申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦。

公告原文如下：

甘肅能源監管辦關于征求《甘肅省電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》意見的公告

各有關單位、電力市場主體:

為規范甘肅電力輔助服務市場運營管理,持續挖掘系統調節潛力,促進源網荷儲協調發展,依據《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》(發改價格〔2024〕196號)、《電力輔助服務市場基本規則》(發改能源規〔2025〕411號)等有關文件規定,結合甘肅市場實際,對《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(試行)》(甘監能市場〔2022〕238號)進行修訂,在初步征求意見的基礎上形成征求意見稿?，F向社會公開征求意見,請認真研究,并于10月8日前通過電子郵件將意見反饋至甘肅能源監管辦。

聯系人:田甜

電話:0931-2954861

郵箱:scgsb nea.gov.cn

附件:

甘肅省電力輔助服務市場運營規則(征求意見稿).docx

甘肅能源監管辦

2025年9月8日

甘肅省電力輔助服務市場運營規則

（征求意見稿）

第一章總則

第一條為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《中華人民共和國能源法》《中華人民共和國電力法》《電力監管條例》等法律、法規和《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、《電力輔助服務管理辦法》（國能發監管規〔2021〕61號）、《發電機組進入及退出商業運營辦法》（國能發監管規〔2023〕48號）、《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）、《電力輔助服務市場基本規則》（發改能源規〔2025〕411號）等文件，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，除正常電能生產、輸送、使用外，由可調節資源提供的調峰、調頻、備用、爬坡、黑啟動等服務。電力輔助服務市場是指經營主體通過市場化機制提供輔助服務，并基于市場規則獲取相應收益的市場運行機制。

第三條本規則適用于甘肅電力輔助服務市場中各類輔助服務交易組織、調用、考核、補償、結算和監督管理。未納入本規則的輔助服務，按《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》執行。

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管，負責監督本規則的實施。

第二章市場成員

第一節市場成員構成

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

第六條經營主體包括發電企業、售電企業、電力用戶和新型經營主體（含儲能企業、虛擬電廠、智能微電網、車網互動運營企業等）。提供電力輔助服務的經營主體是指滿足電力市場要求，具備可觀、可測、可調、可控能力的主體，主要包括火電、水電、新型經營主體等可調節資源。

第七條電網企業指為電力輔助服務市場建設運營提供必要的網架結構及關聯服務的主體。本規則電網企業是指國網甘肅省電力公司。

第八條市場運營機構指負責電力輔助服務市場建設運營的機構和組織，包括電力調度機構和電力交易機構。本規則市場運營機構是指甘肅電力調度機構和甘肅電力交易機構。

第二節市場成員權利與義務

第九條經營主體按照市場規則參與電力輔助服務市場交易、履行電力輔助服務交易結果，獲取電力輔助服務收益，承擔電力輔助服務費用分攤。

經營主體范圍：

（一）依法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、光伏、光熱等），售電公司、電力用戶和新型經營主體。

（二）火電、水電機組自并網發電之日起參與電力輔助服務費用分攤，自完成整套啟動試運行時間點起正式納入電力并網運行和輔助服務管理范疇，參與電力并網運行和輔助服務管理考核、補償和分攤。水電以外的可再生能源發電機組、獨立新型儲能自首臺機組或逆變器并網發電之日起納入電力并網運行和輔助服務管理。

（三）低價保供電源（含網留電廠）義務提供相應輔助服務，暫不參與電力輔助服務市場費用分攤。

第十條電網企業為經營主體提供輸配電和電網接入、計量采集、電費結算等服務。

第十一條電力調度機構作為電力輔助服務采購方，負責提出滿足系統安全運行要求的電力輔助服務需求，統一采購各類電力輔助服務。負責輔助服務交易組織、市場出清、服務調用、費用計算、提出安全約束、開展安全校核等業務，并開展輔助服務市場運營監控工作。負責建設、運行、維護和管理與輔助服務市場相關的技術支持系統。

第十二條電力交易機構負責經營主體市場注冊、信息變更和退出等相關服務，負責輔助服務市場的申報和信息披露工作，并負責提供輔助服務市場結算依據，配合電力調度機構開展相關工作。

第三節市場成員注冊

第十三條經營主體原則上應具有法人資格（或取得法人授權）、依法依規取得電力業務許可證（符合豁免政策除外），財務獨立核算、信用資質良好。

第十四條各類具備提供輔助服務能力的經營主體平等參與輔助服務市場，獲得容量電費的經營主體原則上應當參與輔助服務市場申報。

第十五條各類經營主體必須在電力交易機構完成市場注冊程序后，方可參與電力輔助服務市場交易。當市場注冊信息發生變更時，應當向電力交易機構提出變更申請，保持市場注冊持續有效性。

第十六條因退役破產、政策調整、系統約束限制等原因無法繼續提供電力輔助服務的經營主體，應結清相關費用，通過轉讓或終止等方式處理未履約完的合同，由電力交易機構辦理注銷手續后方可退出電力輔助服務市場。

第三章新型儲能分類及準入

第十七條新型儲能（以下簡稱“儲能”）根據接入電網地點可以分為電網側儲能、電源側儲能、用戶側儲能。其中，電網側儲能可以獨立主體身份參與輔助服市場交易；電源側儲能可與發電機組視為整體，參與輔助服務市場交易。

第十八條電網側儲能是指直接接入電網儲能設施，其充電功率應在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，向電網提供輔助服務的儲能設施。

第十九條電源側儲能是指在電源企業計量出口內建設的儲能設施，與發電機組視為整體，向電網提供輔助服務的儲能設施。

第二十條用戶側儲能是指在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，暫不允許向電網反向送電。

第二十一條儲能參與調頻輔助服務市場交易，按照本規則第四章規定執行。

第四章調頻輔助服務市場交易

第二十二條本規則所稱調頻輔助服務，是指發電機組、新型經營主體通過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。

第二十三條經營主體參與調頻輔助服務市場，應當具備發電自動控制功能（AGC),其性能應當滿足相關技術標準要求并接入調度機構，接受并響應調度指令，滿足調度運行需要。其中虛擬電廠應滿足GB/T44241-2024等相關標準，虛擬電廠連續3個月未按規定上報數據或不滿足電力調度機構要求，視為自行退出。

第二十四條AGC控制單元是以AGC裝置為單位進行劃分，一個AGC控制單元指發電企業、新型經營主體一套AGC裝置所控制的所有機組總合。

第二十五條調頻里程，是指某段時間內控制單元響應AGC控制指令的調節里程之和。其中，控制單元每次響應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。

總調頻里程計算公式為：

式中，為控制單元第次的調頻里程，單位為兆瓦，為調節次數。

第二十六條AGC綜合性能指標，用于衡量控制單元響應AGC控制指令的綜合性能表現，包括調節速率（）、響應時間（）與調節精度()。

AGC性能指標

調節速率=控制單元實際速率/省內性能最優煤電機組設計調節速率

響應時間=1-控制單元響應延遲時間/5min

控制單元響應延遲時間指控制單元AGC動作與控制單元接到AGC命令的延遲時間。

調節精度=1-控制單元調節誤差/控制單元調節允許誤差

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

調頻市場AGC綜合性能指標系數上限暫定為2.0。

第二十七條控制單元標準AGC容量是指控制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

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

虛擬電廠標準調頻容量根據虛擬電廠檢測調節容量認定。

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

第二十八條調頻輔助服務市場交易采用日前報價、日內出清模式。

第二十九條各市場主體以AGC控制單元為單位，可以在電力交易平臺申報未來一周每日96點調頻里程報價（價格單位：元/兆瓦），報價上限暫定為15元/兆瓦，申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦。

第三十條水電廠參與調頻輔助服務市場交易時應當考慮水庫運行情況，各水電廠在申報調頻里程報價時，同時上報控制單元出力上、下限。

第三十一條每日8時前，有意愿提供調頻服務的市場主體完成次日機組調頻里程價格申報，水電廠還應同時申報控制單元出力上、下限。

第三十二條控制區調頻輔助服務需求應不小于負荷預測功率3%和新能源預測功率20%之和，也不應小于單一元件故障損失的最大功率。

第三十三條調頻輔助服務市場出清時，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邊際價格，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。

第三十四條實際運行中，并網運行煤電機組未參與調頻輔助服務市場申報每發生一次，納入容量電價機制考核一次。

第三十五條因申報量不足或中標機組性能不滿足電網運行實際，導致某一時段系統調頻容量、速率不足時，電力調度機構可依據電網需求，臨時調用未申報機組參與該時段調頻服務，其調頻里程收益按調頻里程出清價格結算。

第三十六條調頻輔助服務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：

中標單元調頻里程月度補償=

其中，為每月調頻市場的交易周期數，為該中標單元在第個交易周期提供的調頻里程，為第個交易周期的里程出清價格，為控制單元第個交易周期的AGC綜合性能指標平均值。

調頻輔助服務市場補償費用，由電力用戶用電量、電網側儲能下網電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分攤。具體分攤公式如下：

月度調頻補償費用分攤金額＝[各電力用戶月度用電量、電網側儲能月度下網電量、未參與電能量市場交易的發電企業上網電量/（電力用戶月度總用電量+電網側儲能月度總下網電量+未參與電能量市場交易的發電企業總上網電量）]×調頻市場月度里程補償總費。

第三十七條調頻中標單元出現下列情形之一的，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。

第五章計量與結算

第三十八條提供輔助服務產生的電能量，按電能量市場規則處理。

第三十九條輔助服務結算按“日清月結”原則執行。

第四十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。

第四十一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。

第四十二條省內調頻輔助服務總費用由電力調度機構于每月第3個工作日前（含第3個工作日，下同）推送至電力交易機構、電網企業，并與其他交易費用合并出具結算依據。

第四十三條西北區域輔助服務市場產生的分攤費用，未確定省內分攤原則的，由納入省內電力電量平衡的新能源企業按照上網電量分攤。未按照獨立控制區運行的直流配套電源，其新能源納入省內電力電量平衡，應同權參與西北區域輔助服務費用分攤。

第四十四條調試運行期的發電機組和電網側儲能，以及退出商業運營但仍然可以發電上網的發電機組（不含煤電應急備用電源）和電網側儲能分攤費用不超過當月調試期電費收入的10%。分攤費用超過當月調試期電費收入10%的部分，由電力用戶用電量、電網側儲能下網電量、未參與電能量市場交易的上網電量和其余納入省內電力電量平衡的新能源企業上網電量（含未按照獨立控制區運行的直流配套新能源電量）分攤。

第四十五條每月第8個工作日前，電網企業向電力調度機構、交易機構提供非省級結算新能源企業總上網電量；電力交易機構向電力調度機構提供省級結算新能源企業上網電量（含未按照獨立控制區運行的直流配套新能源電量）,同時提供發電機組、儲能電站調試期電費、西北區域輔助服務市場相關費用，調度機構在收到上述所有數據后的3個工作日內，完成費用分攤，并推送至電力交易機構、電網企業。

第四十六條電力用戶、發電企業在當月電費中沖抵或者增加輔助服務市場補償或者分攤費用，在電費清單和電量結算單中各品種輔助服務補償、分攤費用應單獨計算、并在結算單中單獨列示，據實結算。

第四十七條因計量、電價差錯等原因需要進行追退補的費用，由市場運營機構在問題確認后1月內完成費用追退補工作，追退補費用計算電量按確認當月電量執行。

第六章信息披露

第四十八條電網企業、市場運營機構應按規定做好信息披露工作，按要求及時發布輔助服務市場相關信息。

第四十九條經營主體對披露的信息有異議的，應在5個工作日內提出復核申請。電力交易機構在接到復核申請5個工作日內，會同電力調度機構進行核實并予以答復。

第七章風險防控

第五十條建立健全輔助服務市場風險防控機制，防范市場風險，保障電力系統安全和市場平穩運行，維護社會公共利益和經營主體合法權益。

第五十一條市場運營機構負責履行市場監測和風險防控職責，市場成員應共同遵守并按規定落實輔助服務市場風險防控職責。

第五十二條輔助服務市場風險類型主要包括：

（一）輔助服務供需風險，指輔助服務供應緊張，較難滿足輔助服務需求的風險。

（二）輔助服務市場力風險，指具有市場力的經營主體操縱輔助服務市場價格的風險。

（三）輔助服務市場價格異常風險，指部分時段或局部地區輔助服務市場價格持續偏高或偏低，波動范圍或持續時間明顯超過正常變化范圍的風險。

（四）輔助服務市場技術支持系統風險，指支撐輔助服務市場的各類技術支持系統出現異?；虿豢捎脿顟B，影響市場正常運行的風險。

（五）網絡安全風險，指因黑客、惡意代碼等攻擊、干擾和破壞等行為，造成被攻擊系統及其數據的機密性、完整性和可用性被破壞的風險。

第五十三條市場運營機構按照有關程序對市場風險進行預警,并報告能源監管機構和省級價格、能源主管部門等有關部門。

第五十四條市場運營機構負責編制各類風險處置預案，包括風險級別、處置措施、各方職責等內容,并滾動修編。風險處置預案經能源監管機構和省級價格、能源主管部門等有關部門同意后執行。

第五十五條市場風險發生時，各方按照事前制定的有關預案執行，電力調度機構應按照安全第一的原則對市場進行應急處置，詳細記錄應急處置期間的有關情況，并報告能源監管機構和省級價格、能源主管部門。

第八章監督管理

第五十六條能源監管機構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》《電力市場監管辦法》等法律、法規進行處理。

第五十七條電網企業應定期向能源監管機構和省級價格、能源主管部門等報送輔助服務交易的價格、費用、各類經營主體收益和分攤情況。

第五十八條市場運營機構應做好輔助服務市場建設運行、出清價格、費用傳導與分攤等情況的監測分析。

第五十九條經營主體對輔助服務交易存在爭議時，可向市場運營機構提出申訴意見，市場運營機構在規定期限內完成核實并予以答復。經營主體認為仍有爭議的，可通過市場管理委員會調解，也可提交能源監管機構依法協調；協調不成的可通過仲裁、司法等途徑解決爭議。

第九章附則

第六十條本規則由甘肅能源監管辦負責解釋。

第六十一條本規則自2025年X月X日起施行?！陡拭C省電力輔助服務市場運營暫行規則》（甘監能市場〔2022〕238號）同時廢止。