近日，江蘇能源監管辦發布關于《江蘇電力輔助服務(調頻)市場交易規則（征求意見稿）》（簡稱《交易規則》）公開征求意見的公告。《交易規則》明確，交易主體為滿足準入條件且具備AGC調節能力的各類并網發電企業、儲能電站以及提供綜合能源服務的第三方。

《交易規則》規定了對儲能電站的要求：充電/放電功率10兆瓦以上、持續時間2小時以上的儲能電站，可以直接注冊電力調頻輔助服務市場成員；鼓勵綜合能源服務商匯集單站容量達到充電/放電功率5兆瓦以上的儲能電站，匯集總容量達到充電/放電功率10 兆瓦以上、持續時間2 小時以上的，可以注冊電力調頻輔助服務市場成員。

江蘇能源監管辦關于《江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則》公開征求意見的公告

為完善江蘇電力調頻輔助服務市場機制，發揮市場在調頻資源優化配置中的決定性作用，激勵各類企業提升調頻服務供應質量，提升電網調節能力和安全經濟運行水平，江蘇能源監管辦會同有關單位修訂了《江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則》，現向社會公開征求意見。

此次公開征求意見的時間為2023年12月29日至2024年1月29日。有關單位和社會各界人士可將意見建議傳真至025-83301675，或將郵件發送至jsb@nea.gov.cn。

感謝您的參與和支持！

附件：江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則（征求意見稿）.doc

國家能源局江蘇監管辦公室

2023年12月29日

江蘇電力輔助服務（調頻）市場交易規則（征求意見稿）

第一章 總 則

第一條 為完善江蘇電力調頻輔助服務市場機制，發揮市場在調頻資源優化配置中的決定性作用，激勵各類企業提升調頻服務供應質量，提升電網調節能力和安全經濟運行水平，制定本規則。

第二條 本規則制定依據為《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)、《國家能源局關于印發

第三條 本規則所稱電力調頻輔助服務，是指各類電力資源通過全電壓等級有功協同控制（UGC/AGC）功能在規定的出力調整范圍內，跟蹤電力調度指令，按照一定調節速率實時調整發電出力，以滿足電力系統頻率和聯絡線功率控制要求的服務。

第四條 本規則適用于在江蘇開展的電力輔助服務（調頻）交易。依據本規則開展市場化交易的輔助服務，不再執行《江蘇電力輔助服務管理實施細則》（蘇監能市場〔2022〕53號）自動發電控制（AGC）服務補償（包括基本補償和調用補償）。

第五條 國家能源局江蘇監管辦公室（以下簡稱江蘇能源監管辦）會同省發展改革委（能源局）負責江蘇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

第六條 電力調頻輔助服務市場成員包括市場運營機構和交易主體兩類。交易主體為滿足準入條件且具備UGC/AGC調節能力的各類調度發電企業（火電、水電、風電、光伏、核電等，可含電源側儲能）、電網側獨立儲能電站和虛擬電廠。市場運營機構包括電力調度機構和電力交易機構。

第七條 電源側儲能是指在發電企業內部配建的新型儲能設施，與原發電機組聯合的方式參與電網調頻輔助服務。

第八條 電網側獨立儲能電站是指直接接入公共電網，具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的儲能電站。

第九條 虛擬電廠是指通過先進的信息通信、智能計量以及協調控制技術，將電動汽車充電樁、分布式光伏、分布式儲能、微網等用戶側資源聚合、控制和優化后，外特性呈現出電廠形態，并達到電力系統調度的容量規模要求、接口要求等，可與常規電廠一樣被調度的特殊電廠。

第十條 交易主體的權利和義務：

（一）提供基礎技術參數，提供符合國家及行業標準的電力調頻輔助服務能力測試報告；

（二）按規則參與電力調頻輔助服務市場，根據電網調度指令提供電力調頻輔助服務；

（三）加強設備運行維護，具備提供調頻等輔助服務的能力；

（四）按規則參與電力調頻輔助服務市場結算；

（五）按規定披露和提供信息，獲得電力調頻輔助服務市場相關信息；

（六）其他法律法規規定的權利和義務。

第十一條 市場運營機構的權利義務：

（一）電力調度機構

1.負責電力調頻輔助服務市場日常運營；

2.建設、維護電力調頻輔助服務市場技術支持系統；

3.依據市場規則組織交易，按照交易結果進行調用；

4.披露與發布市場信息；

5.向電力交易機構提供市場交易結果和調用結果；

6.評估電力調頻輔助服務市場運行狀態，提出規則修改建議；

7.依法依規實施電力調度；

8.其他法律法規規定的權利和義務。

（二）電力交易機構：

1.負責交易主體注冊管理；

2.負責提供電力市場交易結算依據及相關服務；

3.負責披露有關市場信息；

4.其他法律法規規定的權利和義務。

第三章 市場交易

第十二條 電力調頻輔助服務市場原則上采用按周組織報價、日前預出清、日內調用方式。

第十三條 發電企業以機組為申報單元（燃氣機組以整套為單元），點對網電源、風電、光伏、電網側獨立儲能電站以及虛擬電廠等以整體為申報單元。

第十四條 具備UGC/AGC功能的火電機組必須申報電力調頻輔助服務單價，調度風電場和光伏電站、電網側獨立儲能電站需同時申報電力調頻輔助服務單價和是否參與市場。虛擬電廠只申報是否參與市場，若參與市場，參照市場最高成交價（PM），按照KM*PM價格予以出清。補償標準KM值由江蘇能源監管辦會同省發展改革委（能源局）確定后通過調度機構發布。

第十五條 日前預出清根據“七日綜合調頻性能指標/調頻報價”（以下簡稱“性價比”）由高到低進行排序（同等條件調節范圍大、申報時間早者優先），按照“按需調用、按序調用”原則預出清，直至中標機組調頻容量總和滿足次日最大調頻需求容量。

第十六條 日內調用以單次調節里程為一個計費周期，以被調用機組的所報調頻輔助服務單價作為其調用價。若因電網安全需要無法調用的機組，電力調度機構應及時做好信息披露。

第十七條 中標機組應投入UGC/AGC功能并執行以計劃為基點的自動發電控制，提供調頻服務。

第十八條 未中標組應投入UGC/AGC功能并跟蹤計劃曲線，應服從頻率或潮流緊急調整以及日內按需、按序臨時調用要求，所調節里程的調頻輔助服務結算單價為機組的“七日綜合調頻性能指標/邊際中標機組性價比”。

第十九條 中標機組因電網安全需要暫停提供電力調頻輔助服務時，需待條件允許后繼續提供電力調頻輔助服務。

第二十條 因自身原因無法按要求提供電力調頻輔助服務的機組應跟蹤執行計劃曲線，同時按報價單元容量、退出時長和考核單價進行考核。

第四章 市場組織

第二十一條 每周一（非工作日順延至下周一）11:00前，市場主體申報次日至下個申報日的電力調頻輔助服務；16:00前，電力調度機構發布次日至下一出清日前的調頻需求；17:00前，電力調度機構發布該周期的電力調頻輔助服務市場預出清結果。

第二十二條 每日18:00 前，電力調度機構發布經安全校核后的次日電力調頻輔助服務市場出清結果。

第二十三條 電力調度機構根據電網運行實際情況和安全約束，結合日前發布的電力調頻輔助服務市場出清結果，安排機組提供電力調頻輔助服務。

第二十四條 市場出清應遵循安全、經濟原則，按需確定電力調頻輔助服務容量，同時應預留足夠的安全裕度。

第五章 計量與結算

第二十五條 江蘇電力調頻輔助服務市場補償費用按日統計、按月結算，分為基本補償和調用補償兩類。在江蘇電力調頻輔助服務市場獲得調用的機組依據調頻里程、調頻性能及里程單價計算相應調用補償費用；所有具備合格 UGC/AGC功能的機組（含風電、光伏）、電網側獨立儲能電站以及虛擬電廠依據調頻性能、調頻容量及投運率計算基本補償費用。

第二十六條 電力調度機構負責記錄市場主體輔助服務交易、調用、計算等情況。

第二十七條 電力調頻輔助服務計量的依據為：調度指令、智能電網調度控制系統采集的實時數據、電能量采集系統的電量數據等。

第二十八條 電力調度機構、電力交易機構按照本規則配合做好市場結算相關工作。

第二十九條 電網側獨立儲能電站以及虛擬電廠不參與電力調頻輔助服務市場補償費用分攤，其余企業按照《江蘇電力輔助服務管理實施細則》（蘇監能市場〔2022〕53號）分攤。

第六章 信息披露

第三十條 電力調度機構應按相關規定發布電力調頻輔助服務市場相關信息。

第三十一條 電力調度機構應在每周二（非工作日順延至下周二）發布上個申報周期信息。各市場成員如對成交信息有異議，應在1個工作日內向電力調度機構提出核對要求。

第三十二條 電力調度機構應在每月第5個工作日前發布上月電力輔助服務市場月度信息。各市場成員如對月信息有異議，應在3個工作日內向電力調度機構提出核對要求。

第七章 市場監管

第三十三條 電力調度機構按照“誰運營、誰防范，誰運營、誰監控”的原則，履行市場運營、市場監控和風險防控等職責，采取有效風險防控措施。

第三十四條 電力調度機構加強對市場運營情況的監控分析，按照有關規定定期向江蘇能源監管辦提交市場監控分析報告。

第三十五條 江蘇能源監管辦對市場交易實施監管。主要內容包括：

（一）市場交易主體履行電力系統安全義務情況；

（二）市場交易主體參與交易情況；

（三）市場交易主體的集中度和行使市場力情況；

（四）市場交易主體的運營情況；

（五）執行調頻市場運營規則的情況；

（六）不正當競爭、串通報價和違規交易行為；

（七）市場履約等信用情況；

（八）市場信息披露和報送情況；

（九）市場相關技術支持系統建設、維護、運營和管理情況；

（十）其他法律法規規定內容。

第三十六條 江蘇能源監管辦可采取現場或非現場方式對本規則實施情況開展檢查，依法依規對市場交易主體和運營機構違規行為進行處理。

第三十七條 當出現以下情況時，江蘇能源監管辦可對市場進行干預，也可授權電力調度機構進行臨時干預：

（一）電力系統內發生故障危及電網安全；

（二）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；

（三）市場技術支持系統或交易平臺發生故障，導致交易無法正常進行的；

（四）因不可抗力市場化交易不能正常開展的；

（五）市場交易規則不適應電力市場交易需要，必須進行重大修改的；

（六）市場發生其他嚴重異常情況的。

第三十八條 市場干預的主要手段包括但不限于：

（一）調整市場限價；

（二）調整市場準入和退出規則；

（三）暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。

第三十九條 市場干預期間，電力調度機構應當詳細記錄干預的起因、起止時間、范圍、對象、手段和結果等內容，并向江蘇能源監管辦報告。

第四十條 市場暫停期間優先選取AGC單元綜合調頻性能指標高的AGC單元提供調頻服務，按報價進行結算。

第四十一條 因輔助服務交易、調用、統計及結算等情況存在爭議的，提出爭議方應在爭議發生30日內向江蘇能源監管辦提出書面申請，江蘇能源監管辦按照相關規定進行處理，逾期不予受理。

第八章 附 則

第四十二條 本規則及所涉重要指標取值由江蘇能源監管辦會同省發展改革委（能源局）負責解釋和調整。

第四十三條 本規則自發布之日起施行。

附錄：

一、單次指令的調頻性能指標計算方法為：

式中， 是機組i第j次指令的調頻性能指標， 為機組i第j次的調節速率， 為機組i第j次的調節精度， 為機組的標準調節速率， 為機組的標準調節精度。

二、綜合調頻性能指標計算方法為：

式中， 是機組i的綜合調頻性能指標， 為機組i第j次指令的調頻性能指標， 機組i第j次指令的正向調頻里程，為n為機組i運行期間內被調用的次數。

三、最大調頻需求容量計算公式為：

式中， 為最大調頻需求容量（兆瓦）， 為預測最大用電負荷（兆瓦）， 為預測最大新能源負荷（兆瓦，不含中標調頻的新能源機組）， 為預測最小正備用（兆瓦）， 為預測最小負備用（兆瓦）。

四、電力調頻輔助服務市場基本補償費用計算公式為：

式中， 為機組i的基本補償費用（元/天）， 為基本服務補償標準（元/兆瓦）， 為機組i當天（或最近一日）的綜合調節性能指標， 為機組i的調頻容量（兆瓦）， 為機組i當天的UGC/AGC投運率。其中，調頻容量 的計算公式如下：

式中， 為風電、光伏機組裝機容量（兆瓦）， 為機組i的UGC/AGC調節上限（兆瓦）， 為機組i的UGC/AGC調節下限（兆瓦）。

五、電力調頻輔助服務市場調用補償費用計算公式為：

式中， 為中標機組i的調用補償費用（元）， 為機組i的有效調頻里程（兆瓦）， 為機組i當天的綜合調節性能指標， 為機組i的調頻輔助服務市場出清價格（元/兆瓦）。

式中， 為未中標機組j的調用補償費用（元）， 為機組j的有效調頻里程（兆瓦）， 為機組j當天的綜合調節性能指標， 為邊際中標機組x當天的綜合調節性能指標， 為該機組調頻輔助服務單價，即“該機組七日綜合調頻性能指標/邊際中標機組性價比”（元/兆瓦）。

其中，有效調頻里程 的計算公式如下：

式中， 為機組i的有效調頻里程（兆瓦）， 為機組i的正向調頻里程（兆瓦）， 為機組i的反向調頻里程（兆瓦）。

六、重要參數取值

1.UGC標準調節速率 ：根據機組原動機類型分為以下五類：A類（包含燃煤機組、核電機組）、B類（包含燃氣機組等）、C類（包含光伏電站、風電廠、壓縮空氣儲能機組等）、D類（包含抽水蓄能機組、重力儲能電站、飛輪儲能電站、虛擬電廠等）、E類（包含電化學儲能電站等），取各類中標機組的七日平均調節速率作為對應類別機組的標準調節速率。

2.UGC標準調節精度 ：0.5％機組額定容量，虛擬電廠額定容量取調頻容量。

3.反調里程懲罰因子 ：1。

4.市場主體調頻里程申報價格的下限0.1元/兆瓦，上限1.2元/兆瓦，最小單位0.01元/兆瓦。

5.退出調頻輔助服務的考核單價：0.1元/（兆瓦·小時）。

6.虛擬電廠出清價格補償標準KM ：2。

7.基本服務補償標準 ：2元/兆瓦。