甘肃：自发自用式分布式光伏、光热电场等暂不参与电力辅助服务市场

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。

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。