9月20日，甘肅能源監(jiān)管辦發(fā)布甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則(征求意見稿)，文件指出，市場主體包括已取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證(包括豁免范圍內(nèi))的省內(nèi)發(fā)電企業(yè)(包括火電，水電，風(fēng)電，光電等)，市場化電力用戶(市場化工商業(yè)用戶，代理購電工商業(yè)用戶)，以及經(jīng)市場準入的新型儲能、聚合商、虛擬電廠等，新建機組、儲能設(shè)施歸調(diào)并經(jīng)性能認定后方可進入市場，提供電力輔助服務(wù)。
自備電廠可以自愿參與電力輔助服務(wù)市場。
網(wǎng)留電廠暫不參與電力輔助服務(wù)市場。
自發(fā)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(wù)市場。
原文如下：
各有關(guān)單位、電力市場主體：
為完善甘肅電力輔助服市場規(guī)則體系，建立適應(yīng)新型電力系統(tǒng)發(fā)展需要的市場機制，持續(xù)挖掘電網(wǎng)調(diào)節(jié)潛力，鼓勵新型儲能等調(diào)節(jié)資源應(yīng)用發(fā)展，推進用戶參與輔助服務(wù)市場共享分攤，根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于<印發(fā)電力輔助服務(wù)管理辦法>的通知》(國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號)等文件精神，結(jié)合甘肅電力輔助服務(wù)市場實際，甘肅能源監(jiān)管辦組織有關(guān)單位對《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則》(2021年)進行了修訂并形成征求意見稿，現(xiàn)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(jiān)管辦。
聯(lián)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(wù)市場運營暫行規(guī)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(wù)院決策部署，全面貫徹新發(fā)展理念，落實“雙碳”戰(zhàn)略目標，深化電力體制改革，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，推動能源高質(zhì)量發(fā)展，保障甘肅電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟運行及電力市場有序運營，促進源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展，建立“誰提供，誰獲利;誰受益，誰分擔(dān)”的電力輔助服務(wù)分擔(dān)共享機制，依據(jù)《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)及其相關(guān)配套文件、《中華人民共和國電力法》、《電力監(jiān)管條例》(國務(wù)院令第432號)、《電力輔助服務(wù)管理辦法》(國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號)等有關(guān)法律法規(guī)，制定本規(guī)則。
第二條 電力輔助服務(wù)是指為維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量，促進清潔能源消納，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由火電、水電、核電、風(fēng)電、光伏發(fā)電、光熱發(fā)電、抽水蓄能、自備電廠等發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體，電化學(xué)、壓縮空氣、飛輪等新型儲能，傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網(wǎng)絡(luò)等能夠響應(yīng)電力調(diào)度指令的可調(diào)節(jié)負荷(含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合)提供的服務(wù)。
第三條本規(guī)則適用于甘肅電力輔助服務(wù)市場中開展的各項輔助服務(wù)交易提供、調(diào)用、考核、補償、結(jié)算和監(jiān)管管理。未納入本規(guī)則的部分，按《國家能源局西北監(jiān)管局關(guān)于印發(fā)<西北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則>和<西北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細則>的通知》(西北監(jiān)能市場〔2018〕66號)執(zhí)行。甘肅電力輔助服務(wù)市場所有市場成員應(yīng)當(dāng)嚴格遵守本規(guī)則。
第四條國家能源局甘肅監(jiān)管辦公室(以下簡稱甘肅能源監(jiān)管辦)負責(zé)甘肅電力輔助服務(wù)市場的監(jiān)督與管理，負責(zé)監(jiān)管本規(guī)則的實施。
第二章 市場成員
第五條本規(guī)則所稱甘肅電力輔助服務(wù)市場成員包括市場運營機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)和市場主體。
第六條市場運營機構(gòu)指甘肅電力調(diào)度機構(gòu)及甘肅電力交易機構(gòu)，電網(wǎng)企業(yè)具體指國網(wǎng)甘肅省電力公司。
(一)甘肅電力調(diào)度機構(gòu)的主要權(quán)利和義務(wù)：
1.管理、運營甘肅電力輔助服務(wù)市場;
2.建設(shè)、維護市場交易的技術(shù)支持平臺;
3.依據(jù)市場規(guī)則組織交易、按照交易結(jié)果進行調(diào)用;
4.發(fā)布市場交易相關(guān)信息;
5.為保障系統(tǒng)安全運行，緊急情況下，可以依法依規(guī)采取市場干預(yù)措施;
6.向能源監(jiān)管機構(gòu)報送電力輔助服務(wù)調(diào)用結(jié)果;
7.評估市場運行狀態(tài)，對市場規(guī)則提出修改意見。
(二)甘肅電力交易機構(gòu)的主要權(quán)利和義務(wù)：
1.發(fā)電側(cè)市場結(jié)算;
2.發(fā)布市場交易相關(guān)信息;
3.發(fā)布月度結(jié)算信息;
4.負責(zé)市場主體的注冊、申報管理。
(三)電網(wǎng)企業(yè)的主要權(quán)利和義務(wù)：
1.建設(shè)、維護市場運行配套技術(shù)支持系統(tǒng);
2.負責(zé)用戶側(cè)市場主體管理，組織用戶側(cè)參與市場交易;
3.用戶側(cè)市場費用結(jié)算。
第七條市場主體包括已取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證(包括豁免范圍內(nèi))的省內(nèi)發(fā)電企業(yè)(包括火電，水電，風(fēng)電，光電等)，市場化電力用戶(市場化工商業(yè)用戶，代理購電工商業(yè)用戶)，以及經(jīng)市場準入的新型儲能、聚合商、虛擬電廠等，新建機組、儲能設(shè)施歸調(diào)并經(jīng)性能認定后方可進入市場，提供電力輔助服務(wù)。
自備電廠可以自愿參與電力輔助服務(wù)市場。
網(wǎng)留電廠暫不參與電力輔助服務(wù)市場。
自發(fā)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(wù)市場。
第八條市場主體的主要權(quán)利和義務(wù)：
(一)按規(guī)則參與輔助服務(wù)交易，申報交易價格、交易標的等信息，并按調(diào)度指令提供輔助服務(wù);
(二)依據(jù)規(guī)則承擔(dān)電力輔助服務(wù)有償分攤費用;
(三)做好機組、儲能及生產(chǎn)用能設(shè)施日常運維，確保電力輔助服務(wù)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(shè)施在滿足國家有關(guān)安全標準要求及市場準入條件下，可向電網(wǎng)提供靈活性調(diào)節(jié)服務(wù)的交易，在本規(guī)則中指調(diào)峰容量市場交易和調(diào)頻市場交易。
第十條鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、輔助服務(wù)提供商等投資建設(shè)電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施，根據(jù)其運營模式和發(fā)揮作用電網(wǎng)側(cè)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(wǎng)側(cè)，充電功率1萬千瓦及以上、持續(xù)充電2小時及以上，具備獨立計量和發(fā)電自動控制功能(AGC )，并以獨立主體身份接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，其儲能設(shè)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(quán)，以滿足新能源場站配套儲能建設(shè)功率和充電時間要求。共享儲能設(shè)施可全容量參與調(diào)頻市場交易，在與新能源企業(yè)簽訂租賃容量后，其儲能設(shè)施剩余容量在滿足與租賃容量獨立運行條件下，可參與調(diào)峰容量市場交易。
(二)獨立儲能指：接入電網(wǎng)側(cè)，充電功率1萬千瓦及以上、持續(xù)充電2小時及以上，具備獨立計量和發(fā)電自動控制功能(AGC )，并以獨立主體身份接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，向電網(wǎng)提供各類輔助服務(wù)的儲能設(shè)施，獨立儲能按其額定容量，參與調(diào)頻、調(diào)峰容量市場。
第十一條 獨立共享儲能在建設(shè)備案文件中應(yīng)明確與相關(guān)新能源場站的配套關(guān)系，新能源企業(yè)租賃的儲能容量，應(yīng)滿足新能源電場儲能配置要求，租賃容量到期后應(yīng)積極續(xù)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(yè)計量出口內(nèi)建設(shè)的儲能設(shè)施，可自愿選擇與火電機組作為整體或以獨立主體，參與調(diào)峰容量、調(diào)頻輔助服務(wù)市場。
第十三條 在新能源場站計量出口內(nèi)配建儲能設(shè)施，應(yīng)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(fā)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(diào)頻輔助服務(wù)市場。
第十四條電力用戶計量出口內(nèi)建設(shè)的電儲能設(shè)施，由電力用戶自行進行充、放電管理，不得上網(wǎng)。
第十五條儲能設(shè)施參與輔助服務(wù)市場，其儲能設(shè)施應(yīng)當(dāng)具備發(fā)電自動控制功能(AGC ),其性能應(yīng)當(dāng)滿足電網(wǎng)相關(guān)要求并接入調(diào)度機構(gòu)，實現(xiàn)充、放電等信息實時上傳，接受調(diào)度指令，滿足調(diào)度運行指揮需要。
第十六條 儲能參與調(diào)峰容量市場、調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易，按調(diào)峰容量市場、調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則執(zhí)行。
第四章 調(diào)峰容量市場交易
第十七條調(diào)峰容量市場交易，是針對火電機組靈活性改造成本和電網(wǎng)側(cè)儲能的投資建設(shè)成本，按調(diào)節(jié)能力(容量)進行競價獲取補償?shù)慕灰住?/p>
第十八條 調(diào)峰容量市場成員包括：市場運營機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)、省內(nèi)10萬千瓦及以上火電廠(不含自備電廠)、電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施、水電、新能源企業(yè)及市場化電力用戶。
第十九條市場初期，火電機組50%以下調(diào)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(dāng)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(zhí)行。
第二十條電網(wǎng)側(cè)獨立儲能按其額定容量參與調(diào)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(diào)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(jù)能源監(jiān)管部門核定調(diào)峰容量，按檔位劃分，按日獲取調(diào)峰容量補償;電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施按全容量(或租賃后剩余容量)，按日獲取調(diào)峰容量補償。火電企業(yè)最大補償范圍不超過能源監(jiān)管部門核定調(diào)峰能力，儲能設(shè)施不超過其建設(shè)容量，火電機組完成改造可申請最新調(diào)峰能力核查，并根據(jù)核查結(jié)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(shè)施開展熱電解耦改造的火電機組，在核定調(diào)峰容量及檔位時，火電企業(yè)應(yīng)確定機組與電極鍋爐或儲能設(shè)施固定運行關(guān)系，能源監(jiān)管部門依據(jù)其對應(yīng)關(guān)系和電極鍋爐、儲能設(shè)施功率核定相應(yīng)火電機組調(diào)峰容量及檔位，由電極鍋爐和儲能設(shè)施改造提供的調(diào)峰容量補償，其對應(yīng)檔位報價上限按如下公式計算：
加裝電極式電鍋爐、儲能設(shè)施熱電解耦火電機組容量補償上限=原對應(yīng)調(diào)峰容量檔位補償上限×(電極鍋爐、儲能設(shè)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(gòu)按月組織市場出清。火電機組、儲能設(shè)施，每月申報次月調(diào)峰容量和分檔調(diào)峰容量補償價格，市場運營機構(gòu)按調(diào)峰容量需求組織出清。月內(nèi)新增調(diào)峰容量，作為價格接受者參與市場。
第二十四條月度調(diào)峰容量需求，由電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)依據(jù)系統(tǒng)負荷預(yù)測、新能源發(fā)電預(yù)測、聯(lián)絡(luò)線外送計劃、省內(nèi)各流域來水情況，考慮新能源投產(chǎn)時序、供熱民生等因素，在滿足電網(wǎng)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(diào)峰容量需求。月度調(diào)峰容量需求，在市場交易公告中向各市場主體發(fā)布。
第二十五條調(diào)峰容量市場，采用“單邊競價，邊際出清”的模式，按調(diào)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(diào)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(diào)峰容量等比例調(diào)用。
對于配置新型儲能、采用熱電解耦改造等先進技術(shù)的市場主體，在參與調(diào)峰容量市場時優(yōu)先出清調(diào)用。
第二十六條 調(diào)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(jù)市場運營機構(gòu)發(fā)布次月調(diào)峰容量需求，分檔申報機組調(diào)峰能力和補償報價，調(diào)峰容量市場出清結(jié)果在月度執(zhí)行前2日向市場主體公布，各市場主體根據(jù)出清調(diào)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(gòu)申報機組最大調(diào)峰能力和發(fā)電能力;電網(wǎng)側(cè)儲能每日向市場運營機構(gòu)申報儲能設(shè)施最大充放電能力;調(diào)度機構(gòu)根據(jù)日內(nèi)電網(wǎng)運行情況調(diào)用火電機組及儲能設(shè)施調(diào)峰能力，調(diào)用調(diào)峰能力不大于日前火電機組及儲能的申報調(diào)峰能力。
第二十八條 調(diào)峰容量市場補償費用計算
調(diào)峰容量月度補償總費用=全省火電機組調(diào)峰容量月度補償費用+全省電網(wǎng)側(cè)儲能調(diào)峰容量月度補償費用
停運檢修機組(儲能設(shè)施)、故障跳閘機組(儲能設(shè)施)，從停運當(dāng)天開始至啟動并網(wǎng)當(dāng)天，不享受調(diào)峰容量補償費用。
參與區(qū)域輔助服務(wù)市場的火電機組、儲能設(shè)施，當(dāng)日不享受調(diào)峰容量補償費用。
第二十九條 調(diào)峰容量補償考核
火電機組應(yīng)每日向市場運營機構(gòu)申報機組最大調(diào)峰能力和發(fā)電能力，當(dāng)機組申報調(diào)峰能力大于機組實際調(diào)峰能力或機組實際最大發(fā)電能力低于申報最大發(fā)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(dāng)天調(diào)峰容量費用不予結(jié)算。
電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施，應(yīng)每日向市場運營機構(gòu)申報儲能設(shè)施最大充放電能力，當(dāng)電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)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(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施當(dāng)天調(diào)峰容量費用不予結(jié)算。
火電機組或電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施，一月內(nèi)出現(xiàn)3次申報調(diào)峰能力大于機組實際調(diào)峰能力或機組實際最大發(fā)電能力低于申報最大發(fā)電能力，火電機組或電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施調(diào)峰容量補償費用當(dāng)月不予結(jié)算。一年內(nèi)出現(xiàn)6次申報調(diào)峰能力大于機組實際調(diào)峰能力或申報最大發(fā)電能力低于機組實際最大發(fā)電能力情況時，火電機組和電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施當(dāng)前年度已經(jīng)支付的調(diào)峰容量補償費用予以收回，回收后補償費用優(yōu)先結(jié)算當(dāng)月調(diào)峰容量費用。
第三十條火電機組當(dāng)月并網(wǎng)運行天數(shù)小于7天時，當(dāng)月機組備用時間的調(diào)峰容量費用不予結(jié)算。
第三十一條調(diào)峰容量市場分攤原則
調(diào)峰容量市場補償費用在調(diào)峰能力未降至額定容量50%以下的火電機組或未參與調(diào)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(dāng)月實際用電量比例分攤，發(fā)電側(cè)按當(dāng)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(diào)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(nèi)參與分攤的所有火電廠修正電量+省內(nèi)參與分攤的所有新能源電場修正電量+省內(nèi)參與分攤的所有水電廠修正電量+省內(nèi)參與分攤的所有市場化電力用戶月度用電量)]×調(diào)峰容量市場月度補償總費用
第五章 需求響應(yīng)市場交易
第三十二條需求響應(yīng)市場交易是指電力用戶以報量報價方式競價參與需求側(cè)資源調(diào)節(jié)，主動改變其固有用電模式，在正常用電基礎(chǔ)上減少或增加用電負荷，促進電力供需平衡的交易。根據(jù)電網(wǎng)運行需要，需求響應(yīng)可分為削峰響應(yīng)和填谷響應(yīng);按照響應(yīng)時間，電力需求響應(yīng)分為約定響應(yīng)和應(yīng)急響應(yīng)(即日前響應(yīng)和日內(nèi)響應(yīng))。
第三十三條負荷調(diào)節(jié)能力在1000千瓦及以上的市場化用戶、代理用戶負荷調(diào)節(jié)能力在5000千瓦及以上的負荷聚合商可直接參與需求響應(yīng)市場。電力用戶應(yīng)具備響應(yīng)負荷申報、負荷調(diào)節(jié)等能力;負荷聚合商視為單個用戶參與需求響應(yīng)市場交易，應(yīng)具備信息整合、負荷曲線分解、補償費用分解、負荷控制與監(jiān)測等能力。電力用戶及負荷聚合商參與需求響應(yīng)市場前應(yīng)當(dāng)在甘肅電力交易平臺完成市場成員注冊，與電網(wǎng)企業(yè)簽訂需求響應(yīng)合作協(xié)議，按時將用電數(shù)據(jù)信息上傳至電網(wǎng)企業(yè)和市場運營機構(gòu)。
代理用戶選擇的負荷聚合商原則上應(yīng)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(nèi)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(yīng)資源庫，資源庫內(nèi)的削峰響應(yīng)總量應(yīng)達到當(dāng)年預(yù)計響應(yīng)負荷的150%及以上，作為需求響應(yīng)能力儲備。原則上，約定削峰響應(yīng)的時間段為7:00-9:00、18:00-23:00，約定填谷響應(yīng)的時間段為11:00-17:00;應(yīng)急響應(yīng)時段根據(jù)電網(wǎng)實際運行情況發(fā)布。
第三十五條每月底3個工作日前，按照預(yù)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(shù)。當(dāng)用電情況發(fā)生較大變動時，市場主體應(yīng)及時更新已申報的當(dāng)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(shù)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(yīng)市場，僅參與應(yīng)急削峰或填谷需求響應(yīng)市場，同時參與約定和應(yīng)急削峰或填谷需求響應(yīng)市場。
(二)削峰或填谷可響應(yīng)負荷，單位為MW。
(三)削峰或填谷可響應(yīng)時段，包括開始和結(jié)束時間，按小時為單位申報。
(四)削峰或填谷最小持續(xù)響應(yīng)時間，單位為小時。
(五)削峰或填谷每個時段響應(yīng)價格，單位為元/MWh。其中約定削峰響應(yīng)價格上下限為0-1000元/MWh;約定填谷響應(yīng)價格上下限為0-500元/MWh。應(yīng)急削峰響應(yīng)價格上下限為0-1500元/MWh;應(yīng)急填谷響應(yīng)價格上下限為0-750元/MWh。
當(dāng)市場主體同時參與約定和應(yīng)急削峰需求響應(yīng)時，同一日、同一時段約定與應(yīng)急削峰負荷不可重復(fù)，且兩者負荷之和應(yīng)小于其最大響應(yīng)能力;申請參與應(yīng)急削峰響應(yīng)的負荷應(yīng)具備可立即中斷或可快速中斷的特性，以自動響應(yīng)為主，在接收到指令后，實時確認參與并響應(yīng)到位。
第三十七條需求響應(yīng)負荷缺口應(yīng)為電網(wǎng)實際運行負荷缺口的1.2倍，負荷缺口曲線應(yīng)符合電網(wǎng)爬坡條件。電力用戶執(zhí)行需求響應(yīng)市場交易結(jié)果的自然日稱為響應(yīng)日(D)，執(zhí)行時序如下：
D-2日18:00前，調(diào)度機構(gòu)確定是否啟動約定需求響應(yīng)，預(yù)發(fā)布D日需求響應(yīng)區(qū)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(shù)作為申報信息。
D-1日14:30前，調(diào)度機構(gòu)根據(jù)最新電力供需平衡情況，確定D日最終需求響應(yīng)區(qū)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(yīng)中標結(jié)果，并向電力用戶進行結(jié)果發(fā)布與短信通知。
D-1日17:00前，電力用戶確認中標結(jié)果并按約定準備執(zhí)行。
D日，調(diào)度機構(gòu)提前4小時確定是否啟動應(yīng)急需求響應(yīng)，發(fā)布響應(yīng)區(qū)域、時段和負荷缺口信息。
D日，需求響應(yīng)技術(shù)支持系統(tǒng)提前3小時依據(jù)電力用戶在月度或日前申報的應(yīng)急響應(yīng)信息進行邊際出清。
D日，提前2小時向電力用戶發(fā)布應(yīng)急響應(yīng)中標時段、響應(yīng)負荷、邊際價格。電力用戶按中標信息執(zhí)行響應(yīng)。
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(yīng)負荷時，按照申報響應(yīng)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(yīng)負荷出清不足的時段，按照需求響應(yīng)資源庫中未申報對應(yīng)時段削峰響應(yīng)負荷的電力用戶剩余響應(yīng)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(yīng)日(D)，電力用戶按照中標結(jié)果在對應(yīng)時段調(diào)減或增用電負荷。當(dāng)出現(xiàn)以下情況時，調(diào)度機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)有權(quán)在組織或調(diào)用4小時前取消約定需求響應(yīng)或中止調(diào)用，并向用戶發(fā)布;應(yīng)急需求響應(yīng)發(fā)布后不可取消或中止。
(一)因天氣變化，電網(wǎng)故障等原因造成新能源預(yù)測出現(xiàn)較大偏差。
(二)用戶線路故障。
(三)相關(guān)技術(shù)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(xiàn)的最大負荷為基線最大負荷，最小負荷為基線最小負荷?；€負荷分為參考基線和結(jié)算基線，參考基線是申報響應(yīng)負荷的參考依據(jù)，結(jié)算基線用于計算實際響應(yīng)負荷。按照工作日、休息日和節(jié)假日類型，以正常用電日負荷數(shù)據(jù)為準分別計算結(jié)算基線負荷。
第四十一條負荷響應(yīng)率為實際響應(yīng)負荷占出清負荷的百分比。實施削峰需求響應(yīng)時，響應(yīng)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(xù)時長不低于1小時且負荷響應(yīng)率大于等于80%為有效響應(yīng)，否則視為無效響應(yīng);實施填谷需求響應(yīng)時，響應(yīng)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(xù)時長不低于1小時且負荷響應(yīng)率大于等于80%為有效響應(yīng)，否則視為無效響應(yīng)。對于削峰需求響應(yīng)，當(dāng)負荷響應(yīng)率在80%-120%之間時對電力用戶進行補償，當(dāng)負荷響應(yīng)率低于80%時要進行懲罰;填谷需求響應(yīng)不進行懲罰。
第四十二條 電力用戶的結(jié)算基線負荷與實際用電負荷之差的積分電量為需求響應(yīng)補償電量。按照各時段約定響應(yīng)與應(yīng)急響應(yīng)的中標負荷占比，對約定與應(yīng)急響應(yīng)補償電量進行分割，分別計算響應(yīng)補償費用。電力用戶當(dāng)月電費沖抵或者增加需求響應(yīng)市場補償費用和違約費用后據(jù)實結(jié)算。每日清算電力用戶參與需求響應(yīng)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(yīng)補償費用=∑(日有效響應(yīng)電量×出清價格×折算系數(shù))-∑(中標響應(yīng)電量×80%-實際響應(yīng)電量)×出清價格×懲罰因子。其中，負荷響應(yīng)率大于等于80%且小于90%，折算系數(shù)取0.8;負荷響應(yīng)率大于等于90%且小于100%，折算系數(shù)取0.9;負荷響應(yīng)率大于等于100%且小于等于120%，折算系數(shù)N取1;若負荷響應(yīng)率大于120%，有效響應(yīng)容量計為中標負荷的120%，折算系數(shù)N取1。懲罰因子暫設(shè)置為0.5。
第四十三條削峰響應(yīng)補償費用由發(fā)用兩側(cè)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(yīng)補償費用=[各火電廠、新能源電場、水電廠月度上網(wǎng)電量、市場化電力用戶月度用電量/(各火電廠月度上網(wǎng)電量+各新能源電廠月度上網(wǎng)電量+各水電廠月度上網(wǎng)電量+市場化電力用戶月度用電量)]×月度削峰需求響應(yīng)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(yīng)補償費用由發(fā)電側(cè)按照月度上網(wǎng)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(yīng)補償費用=(各火電廠、水電廠、新能源電場月度上網(wǎng)電量/各火電廠、水電廠、新能源電場月度上網(wǎng)電量之和)×月度填谷需求響應(yīng)補償總費用。
第四十五條發(fā)生以下影響電力用戶正常生產(chǎn)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(wǎng)故障;
(四)甘肅電力調(diào)度機構(gòu)下令采取限電或者取消/中止需求響應(yīng)交易執(zhí)行等。
第四十六條 需求響應(yīng)差錯退補費用按執(zhí)行退補月份的發(fā)用兩側(cè)實際電量比例分攤，差錯退補調(diào)整追溯期原則上不超過 3 個月。電力用戶、負荷聚合商根據(jù)累計差錯有效響應(yīng)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(wù)費用加權(quán)平均價格計算退補費用，在執(zhí)行退補月份進行結(jié)算。
第六章調(diào)頻輔助服務(wù)
第四十七條 調(diào)頻輔助服務(wù)指發(fā)電機、電儲能設(shè)施通過AGC控制裝置自動響應(yīng)區(qū)域控制偏差(ACE)，按一定調(diào)節(jié)速率實時調(diào)整發(fā)電出力，以滿足ACE控制要求，其調(diào)節(jié)效果通過調(diào)頻里程衡量。
第四十八條 AGC發(fā)電單元是以AGC裝置為單位進行劃分，
第四十九條 調(diào)頻里程指某段時間內(nèi)發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令的調(diào)節(jié)里程之和。其中，發(fā)電單元每次響應(yīng)AGC控制指令的里程是指其響應(yīng)AGC控制指令后結(jié)束時的實際出力值與響應(yīng)指令時的出力值之差的絕對值。
其中，發(fā)電單元調(diào)節(jié)誤差指發(fā)電單元響應(yīng)AGC控制指令后實際出力值與控制指令值的偏差量，發(fā)電單元調(diào)節(jié)允許誤差為其額定出力的1.5%。
對電儲能設(shè)施、火儲聯(lián)合項目設(shè)置AGC綜合性能指標系數(shù)上限暫定為1.5。
第五十一條提供調(diào)頻輔助服務(wù)的主體應(yīng)當(dāng)滿足以下技術(shù)要求：
(一)按并網(wǎng)管理規(guī)定安裝AGC裝置，AGC性能滿足電網(wǎng)管理規(guī)定。
(二)廠級AGC電廠，以全廠為一個發(fā)電單元參與AGC市場。
第五十二條 發(fā)電單元標準AGC容量是指發(fā)電單元可以自動調(diào)節(jié)的向上或者向下的調(diào)節(jié)范圍。
火電單元標準調(diào)頻容量=額定容量×1.5%×15分鐘
水電機組標準調(diào)頻容量=額定容量
儲能設(shè)備標準調(diào)頻容量=額定容量
為防止系統(tǒng)潮流分布大幅度變化影響系統(tǒng)穩(wěn)定運行，規(guī)定單個電廠的中標發(fā)電單元調(diào)頻容量之和不超過控制區(qū)調(diào)節(jié)容量需求的20%;中標發(fā)電單元調(diào)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(nèi)出清模式。
第五十四條 各市場主體以AGC發(fā)電單元為單位，可以在電力輔助服務(wù)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(diào)頻市場交易時應(yīng)當(dāng)考慮水庫運行情況，各水電廠在電力輔助服務(wù)平臺申報調(diào)頻里程報價時，同時上報次日水庫水位運行上、下限及發(fā)電單元出力上、下限。
第五十六條 日內(nèi)正式出清以負荷預(yù)測和新能源預(yù)測偏差之和及全網(wǎng)單機最大出力為約束條件,依據(jù)AGC投運狀態(tài)及各市場主體的調(diào)頻里程價格，從低到高依次進行出清，直至中標市場主體調(diào)頻總?cè)萘恐蜐M足控制區(qū)域調(diào)頻容量需求，最后一個中標的市場主體價格為調(diào)頻市場該時段的統(tǒng)一出清價格，當(dāng)申報主體價格相同時，優(yōu)先出清近5個運行日內(nèi)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?qū)е孪到y(tǒng)調(diào)頻容量不足時，甘肅電力調(diào)度機構(gòu)可以按電網(wǎng)需求臨時調(diào)用未申報機組提供調(diào)頻節(jié)服務(wù)，其參與調(diào)頻市場收益，按此時段調(diào)頻里程出清價格結(jié)算;當(dāng)市場主體全部未申報時，其被調(diào)用參與調(diào)頻市場收益，按調(diào)頻里程報價上限50%結(jié)算。
第五十七條 中標市場主體單元在對應(yīng)中標時段的起始(結(jié)束)時刻，自動化系統(tǒng)自動切換AGC模式。
第五十八條 調(diào)頻市場補償費用為中標單元在調(diào)頻市場上提供調(diào)頻服務(wù)獲得相應(yīng)調(diào)頻里程補償。計算公式如下：
第五十九條 調(diào)頻市場輔助服務(wù)補償費用，按全網(wǎng)當(dāng)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(tǒng)計，按月結(jié)算。
調(diào)頻輔助服務(wù)分攤費用=各機組當(dāng)月上網(wǎng)電量、市場化用戶月度用電量/(運行機組當(dāng)月上網(wǎng)總電量+市場化電力用戶當(dāng)月總用電量)×月度調(diào)頻里程補償總費用
第六十條 調(diào)頻中標單元出現(xiàn)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(nèi)提供AGC服務(wù)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(diào)峰容量市場的火電機組申報次日最大調(diào)峰能力和發(fā)電能力。其中，最大出力應(yīng)當(dāng)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(diào)峰容量市場的電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施向電力輔助服務(wù)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(diào)頻服務(wù)的火電廠、水電廠、儲能設(shè)施向電力輔助服務(wù)平臺申報次日機組調(diào)頻里程價格。
第六十四條電網(wǎng)企業(yè)每年組織排查更新需求響應(yīng)資源庫，按月組織電力用戶申報需求響應(yīng)交易信息。
第八章 計量與結(jié)算
第六十五條在現(xiàn)貨市場結(jié)算期間，因參與輔助服務(wù)市場，影響電廠月度發(fā)電量無法完成時，將不予追補。
第六十六條輔助服務(wù)結(jié)算按“日清月結(jié)”原則執(zhí)行，在次月電量結(jié)算時統(tǒng)一兌現(xiàn)。
第六十七條輔助服務(wù)計量計算的依據(jù)為：電力調(diào)度指令，智能電網(wǎng)調(diào)度控制系統(tǒng)采集的實時電力、電量數(shù)據(jù)，月度電量結(jié)算數(shù)據(jù)等。
第六十八條輔助服務(wù)費用按照收支平衡原則，在全省范圍內(nèi)統(tǒng)一進行結(jié)算。
第六十九條 新能源電場、水電廠和火電廠輔助服務(wù)分攤金額均設(shè)置上限，當(dāng)單位統(tǒng)計周期內(nèi)風(fēng)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(yīng)當(dāng)承擔(dān)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(fā)電量×全省火電廠當(dāng)月平均上網(wǎng)電價×修正系數(shù)
風(fēng)電場、光伏電場分攤金額上限=電廠實際發(fā)電量×全省風(fēng)電場、光伏電場當(dāng)月平均上網(wǎng)結(jié)算電價(不含補貼部分)×修正系數(shù)
水電廠分攤金額上限=水電廠實際發(fā)電量×水電廠當(dāng)月平均上網(wǎng)電價×修正系數(shù)
每月發(fā)電廠分攤費用最高不超過當(dāng)月結(jié)算電費。其中，火電廠的修正系數(shù)為0.15，風(fēng)電場、光伏電場的修正系數(shù)為0.25，水電廠的修正系數(shù)為0.15。
第七十條 市場初期，暫設(shè)用戶側(cè)月度輔助服務(wù)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(dāng)發(fā)電企業(yè)輔助服務(wù)支付費用達到上限后，輔助服務(wù)費用仍存在缺額時，缺額部分由輔助服務(wù)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(wù)補償費用/全省輔助服務(wù)補償費用)×輔助服務(wù)補償費用總?cè)鳖~
第七十二條每月第8個工作日前，電網(wǎng)企業(yè)上報由其負責(zé)結(jié)算電費的電廠上月結(jié)算電量至甘肅電力交易機構(gòu)有限公司。
第七十三條 甘肅電力調(diào)度機構(gòu)每月第12個工作日前，向區(qū)域電力調(diào)度機構(gòu)、甘肅電力交易機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)提交全省發(fā)電側(cè)上月輔助服務(wù)調(diào)用結(jié)果、出清價格。
第七十四條 甘肅電力交易機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)每月第17個工作日前，向甘肅電力調(diào)度機構(gòu)返回全省上月發(fā)電企業(yè)、市場化電力用戶輔助服務(wù)補償及分攤結(jié)果。
第七十五條 甘肅電力調(diào)度機構(gòu)每月第18個工作日前，將上月輔助服務(wù)補償及分攤結(jié)果向各市場主體進行公示，并將各電廠確認后執(zhí)行情況提交能源監(jiān)管機構(gòu)備案，同時報送區(qū)域電力調(diào)控機構(gòu)。
第七十六條甘肅電力交易機構(gòu)和電網(wǎng)企業(yè)依據(jù)能源監(jiān)管機構(gòu)備案的輔助服務(wù)市場執(zhí)行情況進行結(jié)算。
第七十七條市場化電力用戶、發(fā)電企業(yè)在當(dāng)月電費沖抵或增加輔助服務(wù)市場補償或分攤費用，在電費清單和電量結(jié)算單中單行列支，據(jù)實結(jié)算。
第九章 信息發(fā)布
第七十八條 電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)當(dāng)建立輔助服務(wù)市場技術(shù)支持系統(tǒng)，發(fā)布輔助服務(wù)市場相關(guān)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(nèi)容應(yīng)當(dāng)體現(xiàn)所有市場主體的輔助服務(wù)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(dāng)日信息由甘肅電力調(diào)度機構(gòu)在3日內(nèi)進行發(fā)布。各市場主體如對日信息有異議，應(yīng)當(dāng)于發(fā)布之日的15時前向甘肅電力調(diào)度機構(gòu)提出核對要求。甘肅電力調(diào)度機構(gòu)每日17時前發(fā)布確認后的統(tǒng)計結(jié)果。
第八十一條 甘肅電力調(diào)度機構(gòu)、甘肅電力交易機構(gòu)應(yīng)當(dāng)在每月開始的18個工作日內(nèi)發(fā)布上月市場月度信息。各市場主體如對月度信息有異議，應(yīng)當(dāng)于發(fā)布之日起24小時內(nèi)向甘肅電力調(diào)度機構(gòu)、甘肅電力交易機構(gòu)提出核對要求。甘肅電力調(diào)度機構(gòu)、甘肅電力交易機構(gòu)于次日17時前發(fā)布確認后的統(tǒng)計結(jié)果。
第八十二條甘肅電力調(diào)度機構(gòu)、甘肅電力交易機構(gòu)在每季度廠網(wǎng)聯(lián)席會上發(fā)布上一季度和年內(nèi)輔助服務(wù)市場分析報告，針對各類輔助服務(wù)交易的執(zhí)行、補償、分攤以及市場情況進行信息披露。
第十章 市場監(jiān)管及干預(yù)
第八十三條能源監(jiān)管機構(gòu)可以根據(jù)履行監(jiān)管職責(zé)的需要采取具體監(jiān)管措施，對市場成員按照本規(guī)則開展各項輔助服務(wù)交易的行為進行監(jiān)管。對市場成員違反本規(guī)則的行為，依據(jù)《電力監(jiān)管條例》(國務(wù)院令第432號)等相關(guān)規(guī)定進行處罰。
第八十四條有下列情形之一的，甘肅電力調(diào)度機構(gòu)可以進行市場干預(yù)，并向市場主體公布干預(yù)原因：
(一)電力系統(tǒng)內(nèi)發(fā)生重大事故危及電網(wǎng)安全的;
(二)發(fā)生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重影響交易結(jié)果的;
(三)市場技術(shù)支持系統(tǒng)發(fā)生重大故障，導(dǎo)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(jiān)管機構(gòu)做出暫停市場交易決定的;
(五)市場發(fā)生其他嚴重異常情況。
第八十五條 市場干預(yù)的主要手段包括：
(一)調(diào)整各市場限價;
(二)調(diào)整有償調(diào)峰基準負荷率及修正系數(shù);
(三)調(diào)整折算系數(shù)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(jiān)管機構(gòu)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(guī)則運行和管理的;
(二)電力市場運營規(guī)則不適應(yīng)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(fā)生惡意串通操縱市場的行為，并嚴重影響交易結(jié)果的;
(四)電力市場技術(shù)系統(tǒng)、自動化系統(tǒng)、數(shù)據(jù)通信系統(tǒng)等發(fā)生故障導(dǎo)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(jiān)管機構(gòu)規(guī)定的其他情形。
第八十七條 干預(yù)或者中止市場期間，甘肅電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)當(dāng)采取措施保證電力系統(tǒng)安全，記錄干預(yù)或者中止過程，并向能源監(jiān)管機構(gòu)報告。能源監(jiān)管機構(gòu)可以定期對市場干預(yù)行為進行監(jiān)管，保證市場干預(yù)行為的公平性。
第八十八條市場運營機構(gòu)和市場主體因輔助服務(wù)交易、調(diào)用、統(tǒng)計及結(jié)算等情況發(fā)生爭議時，可以自行協(xié)商解決，協(xié)商無法達成一致時也可以選擇提交能源監(jiān)管機構(gòu)調(diào)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(guī)則由甘肅能源監(jiān)管辦負責(zé)解釋。
第九十條本規(guī)則自XXX年XX月XX日起施行?！陡拭C省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則》(甘監(jiān)能市場〔2021〕72號)同時廢止。
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