本站獲悉，甘肅能監辦日前發布了關于征求對《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(修訂稿)》意見建議的通知，通知中稱，配合甘肅現貨市場試點，我辦結合一年來調峰市場運行情況，對現行《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(試行）》規則進行修訂、完善，在調峰輔助服務基礎上增加調頻輔助服務，并通過會議等形式聽取了各方對調頻市場規則的意見建議，同時對調峰市場部分條款進行了修改。關于電儲能項目參與調峰輔助服務市場在修訂稿中暫保留原規則相關規定，下一步研究后修改完善另行明確。

有償調峰服務在甘肅電力調峰輔助服務市場中的交易，暫包含實時深度調峰交易、調停備用交易、需求側資源交易、電儲能交易。提供調峰輔助服務(深度調峰、應急啟停)的發電機組范圍為單機容量100MW及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發電機組，提供有償調峰服務的市場主體均采取自愿報價的方式進行參與。實時深度調峰交易的購買方是風電、光伏、水電以及出力未減到有償調峰基準的火電機組。調頻市場交易采用日前報價、日內出清模式。輔助服務結算按“日清月結”原則執行，在次月電量結算時統一兌現。

詳情如下：

關于征求對《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(修訂稿)》意見建議的通知

甘肅省發改委、工信廳，國網甘肅省電力公司，甘肅電力交易中心有限公司，省內有關發電（集團）企業、售電企業、電力用戶、儲能企業：

甘肅電力輔助服務市場自2018年4月1日運營以來，充分發揮市場引導作用，在推動火電機組靈活性改造，提升系統調節能力，促進新能源消納等方面取得了顯著成效。為進一步完善輔助服務市場運行機制，配合甘肅現貨市場試點，我辦結合一年來調峰市場運行情況，對現行《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(試行）》規則進行修訂、完善，在調峰輔助服務基礎上增加調頻輔助服務，并通過會議等形式聽取了各方對調頻市場規則的意見建議，同時對調峰市場部分條款進行了修改。關于電儲能項目參與調峰輔助服務市場在修訂稿中暫保留原規則相關規定，下一步研究后修改完善另行明確。

現征求你們對《甘肅省電力輔助服務市場運營規則 (修訂稿）》意見建議（請各單位自行到甘肅能源監管辦門戶網站重要文件專欄下載規則內容）。請各單位認真研究，于2019年9月20日之前將意見建議反饋至我辦，逾期不回復視為無意見。

聯系人：劉智勇

聯系電話：0931-2954862

傳真：0931-2954864

郵箱：scgsb@nea.gov.cn

甘肅能源監管辦

2019年9月18日

甘肅省電力輔助服務市場運營規則

（修訂稿）

第一章 總則

第一條 為建立電力輔助服務補償新機制,發揮市場在資源配置中的決定性作用，保障甘肅省電力系統安全、穩定、經濟運行,促進風電、光伏等新能源消納，制定本規則。

第二條 本規則依據《電力監管條例》（國務院令第432號）、《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、《國家能源局關于印發2016年體制改革工作要點的通知》（國能綜法改〔2016〕57號）、《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場〔2006〕43號）、《國家能源局關于印發完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案的通知》（國能發監管〔2017〕67號）、《國家能源局關于同意啟動寧夏、廣東、甘肅電力輔助服務市場試點實施工作的復函》(國能函監管〔2017〕117號)以及國家有關法律、法規及行業標準制定。

第三條 本規則適用于甘肅電力輔助服務市場中開展的各項輔助服務交易行為，甘肅電力輔助服務市場所有成員必須遵守本規則。

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督與管理，負責監管本規則的實施。

第二章 市場成員

第五條 甘肅電力輔助服務市場包括市場運營機構和市場主體。

第六條 甘肅電力輔助服務市場運營機構為甘肅電力調度控制中心及甘肅電力交易中心有限公司。

甘肅電力調度控制中心主要職責是：

（一）管理、運營甘肅電力輔助服務市場；

（二）建設、維護市場交易的技術支持平臺；

（三）依據市場規則組織交易、按照交易結果進行調用；

（四）發布實時市場信息；

（五）評估市場運行狀態，對市場規則提出修改意見；

（六）緊急情況下中止市場運行，保障系統安全運行；

（七）向甘肅能源監管辦提交電力輔助服務調用結果。

甘肅電力交易中心有限公司職責：

（一）與市場主體進行結算；

（二）發布月度結算信息。

第七條 電力輔助服務市場的市場主體為已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，光電等），以及經市場準入的電儲能和需求側資源，新建機組歸調后方可提供電力輔助服務。

自備電廠可自愿參與電力輔助服務市場。

網留電廠暫不參與電力輔助服務市場。

自發自用式分布式光伏、國家核準的光伏扶貧電站暫不參與電力輔助服務市場。

第八條 市場主體的職責：

（一）按規則申報電力輔助服務價格、電力等信息，并按調度指令提供輔助服務；

（二）依據規則承擔電力輔助服務有償分攤費用；

（三）做好機組日常運維，確保電力輔助服務有序開展。

第三章 調峰輔助服務

第九條 本規則所指調峰輔助服務是指并網發電機組或電儲能裝置、需求側資源按照電網調峰需求，平滑、穩定調整機組（設備）出力、改變機組（設備）運行狀態、調節負荷所提供的服務。可分為基本（義務）調峰服務和有償調峰服務

第十條 有償調峰服務在甘肅電力調峰輔助服務市場中的交易，暫包含實時深度調峰交易、調停備用交易、需求側資源交易、電儲能交易。提供調峰輔助服務（深度調峰、應急啟停）的發電機組范圍為單機容量100MW及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發電機組，提供有償調峰服務的市場主體均采取自愿報價的方式進行參與。

第十一條 調峰輔助服務中用于計算負荷率和交易量的時間單位為1分鐘。

第十二條 發電機組、需求側資源、電儲能參與調峰輔助服務市場嚴格執行調度指令，要以確保電力安全、供熱安全為前提，不得以參與調峰輔助服務市場為由，采取拒絕供熱、降低供熱質量或其它影響供熱和電網安全的行為，確有可能影響電網安全和供熱質量時，調度有權終止調用。

第十三條 發電機組、需求側資源、電儲能等各類市場主體參與深度調峰時，電力調度機構根據電網運行需要，按照日前競價結果統一由低到高依次調用，直到滿足調峰輔助服務市場需求。

第四章 火電機組實時深度調峰交易

第十四條 調峰輔助服務市場中的火電機組開機方式依據在甘肅能源監管辦備案的甘肅電網月度調度(交易)計劃及現貨市場中的日前機組組合確定。

第十五條 實時深度調峰交易是指火電廠運行機組通過調減出力，使火電機組平均負荷率小于有償調峰基準時提供服務的交易。火電機組提供實時深度調峰服務，須能夠按照電力調度機構的指令，滿足AGC調節速率要求，平滑穩定地調整機組出力。

第十六條 負荷率是火電機組發電電力與機組額定容量之比，以1分鐘為單位統計周期計算機組的平均負荷率。火電機組在深度調峰交易期內平均負荷率小于有償調峰補償基準時獲得補償；平均負荷率大于有償調峰補償基準時參與分攤調峰補償費用；平均負荷率等于調峰補償基準時不參與補償及分攤。

火電廠機組額定容量以電力業務許可證（發電類）為準。

第十七條 火電機組（含供熱機組）有償調峰基準暫定為其額定容量的50%，有償調峰基準點應是一個體現市場供求關系的動態平衡點，甘肅能源監管辦可根據電網調峰缺口、輔助服務資金補償情況等適時進行調整。

第十八條 實時深度調峰交易的購買方是風電、光伏、水電以及出力未減到有償調峰基準的火電機組。

第十九條 下列情況不參與調峰輔助服務市場補償及分攤：

（一）機組啟停前、后12小時不參與補償；

（二）火電廠自身原因減出力至有償調峰基準以下；

（三）電網安全約束條件限制；

（四）電網事故處理時。

第二十條 實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，火電企業分兩檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限參見下表：

第二十一條 實時深度調峰交易根據電網調峰需求及網絡阻塞情況，編制全網或區域（河東區域、河西區域、酒泉區域）日前調用預計劃，日內由電力調度機構按電網運行情況，進行全網或區域（河東區域、河西區域、酒泉區域）調用，調用依據日前競價結果，與各類調峰資源統一排序，由低價到高價依次執行（競價相同時按申報深度調峰電力等比例調用），并以日內調用的最后發電機組報價作為市場出清價格。

第二十二條 實時深度調峰交易按照各檔有償調峰電量及對應市場出清價格進行結算。其中，有償調峰電量是指火電廠在各有償調峰分檔區間內平均負荷率低于有償調峰基準形成的未發電量，市場出清價格是指單位統計周期內同一檔內實際調用到的最后一臺調峰機組的報價。

第二十三條 火電廠獲得補償費用根據開機機組不同調峰深度所對應的階梯電價進行統計，計算方式如下：

第二十四條 實時深度調峰有償服務補償費用，由省內負荷率大于深度調峰基準的火電廠、風電場、光伏電站、水電廠共同分攤。因電網阻塞原因，啟動區域實時深度調峰時，區域內火電分攤費用僅在區域內各火電廠執行。

（一）火電廠分攤方法：參與分攤的火電廠根據深度調峰交易期內實際負荷率的不同，分三檔依次加大分攤比重，進行“階梯式”分攤。具體分攤金額按照以下方式計算：

公式：火電廠調峰分攤金額＝[火電廠修正發電量/（省內參與分攤的所有火電廠總修正發電量＋省內參與分攤的所有風電場、光伏電站總修正發電量+省內參與分攤的所有水電廠總修正發電量）]×調峰補償總金額

（二）風電場、光伏電站分攤方法：參與分攤的風電場、光伏電站按照修正后發電量比例進行分攤，修正后發電量根據風電場、光伏電站上一年度發電利用小時數與保障性收購小時數之差進行階梯式修正。具體分攤金額按照以下方式計算：

公式：風電場、光伏電站調峰分攤金額＝[風電場、光伏電站修正發電量/（省內參與分攤的所有火電廠總修正發電量＋省內參與分攤的所有風電場、光伏電站總修正發電量+省內參與分攤的所有水電廠總修正發電量）]×調峰補償總金額

風電場、光伏電站修正發電量=風電場、光伏電站月度實際發電量×修正系數p

修正系數p以保障性收購利用小時數（參考《國家發展改革委國家能源局關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（發改能源[2016]1150號）為基準進行修正（文件中未提及地區按最低標準計算），上年度發電利用小時數較保障性收購利用小時數每降低100小時（取整），分攤電量系數減小10%。若上年度利用小時數高于等于保障性收購利用小時數,則p=1。

新并網新能源電廠按照上年度平均發電利用小時數進行修正。

（三）水電廠分攤方法：參與分攤的水電廠根據修正發電量進行分攤。具體分攤金額按照以下方式計算：

公式：水電廠調峰分攤金額＝[水電廠修正發電量/（省內參與分攤的所有火電廠總修正發電量＋省內參與分攤的所有風電場、光伏電站總修正發電量+省內參與分攤的所有水電廠總修正發電量）]×調峰補償總金額

水電廠修正發電量＝月度實際發電量×修正系數（11月1日至次年3月31日修正系數為0.2，其余時間修正系數為0.5）

第二十五 為規范市場交易行為，對因自身原因導致日內調峰能力低于日前上報深調能力且偏差大于2MW的火電廠進行相應的考核：

考核罰金＝減少的有償調峰電量×出清電價×2

減少的有償調峰電量=（調度指令-實際出力）的積分電量

考核罰金優先用于輔助服務市場補償費用。

第五章火電調停備用交易

第二十六條火電調停備用交易是指通過停運火電機組為新能源消納提供調峰容量的交易。包含火電月度計劃停備、火電應急啟停交易。

第二十七條 火電月度計劃停備是指在火電月度機組組合中安排的停機備用或按調度指令超過72小時的停機備用，按1千元/萬千瓦·天進行補償，補償時間不超過7天。

第二十八條 火電機組在停備期間不得擅自開展檢修工作，否則取消停備所應得補償資金。

第二十九條 火電應急啟停交易是指調度機構按照日內電網安全運行實際需要，按照各機組日前單位容量報價由低價到高價依次主動調停火電機組（24小時＜停運時間＜72小時，競價相同時按電廠月度發電計劃剩余電量由少及多依次調用），為電網提供的調峰服務。

第三十條 火電應急啟停交易的出讓對象是風電、光伏、水電及未達到有償調峰基準的火電廠。

第三十一條 火電企業按照機組額定容量對應的應急啟停調峰服務報價區間浮動報價，各級別機組的報價上限見下表：

第三十二條 應急啟停交易根據各級別機組市場出清價格按臺次結算，市場出清價格是指當日實際調用到的最后一臺應急啟停的同容量級別機組的報價。

第三十三條 火電應急啟停調峰服務費按照各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站月度實時深度調峰有償服務補償費用承擔比例進行支付。具體支付費用按照以下方式計算：

公式：各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站應急啟停調峰費支付費用＝（各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站月度實時深度調峰支付費用/全省月度實時深度調峰總支付費用）×應急啟停總費用

第六章需求側資源交易

第三十四條需求側資源為隨時可調用的，能夠在負荷側為電網提供調峰輔助服務的用電負荷項目。

第三十五條需求側資源用電價格按照國家有關電價政策執行。

第三十六條參與調峰輔助服務交易的需求側資源用戶最小用電電力須達到1萬千瓦及以上，且能夠將實時用電信息上傳至省調，并接受調度機構指揮。

第三十七條需求側資源用戶在調峰輔助服務平臺開展集中交易。

需求側資源用戶向調峰輔助服務平臺申報交易時段、15分鐘用電電力曲線、意向價格等內容。市場初期，需求側資源電力用戶申報補償價格的上限為0.2元/千瓦時。

第三十八條 需求側資源交易模式為日前申報、日內調用。由電力調度機構根據電網運行需要，根據日前競價結果與各類調峰資源統一排序，由低價到高價在日內依次調用。

第三十九條 當需求側資源用戶如約履行合同時，電網企業按以下方式計算需求側資源用戶的補償費用：

需求側資源用戶獲得的調峰補償費用=Σ調用電量×申報價格

需求側資源用戶交易的補償費用按照各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站月度實時深度調峰有償服務補償費用承擔比例進行支付。具體支付費用按照以下方式計算：

公式：各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站支付需求側用戶的費用＝（各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站月度實時深度調峰支付費用/全省月度實時深度調峰總支付費用）×需求側資源用戶獲得的調峰服務總費用

第七章 電儲能交易

第四十條電儲能交易是指蓄電設施通過在棄風棄光時段吸收電力，在其他時段釋放電力，從而提供調峰服務的交易。電儲能既可在電源側也可在負荷側，或以獨立市場主體為電網提供調峰等輔助服務。

第四十一條鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施，要求充電功率在1萬千瓦及以上、持續充電時間4小時以上。

第四十二條火電企業（含供熱企業）在計量出口內（也可引進第三方）投資建設儲能調峰設施，可與機組聯合參與調峰，按實時深度調峰交易管理執行。在風電場、光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，由電力調度機構監控、記錄其實時充放電狀態，其充電能力優先由所在風電場和光伏電站使用，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協商確定補償費用。

第四十三條發電企業計量出口內的儲能設施也可自愿作為獨立的電力用戶參與調峰服務市場。

第四十四條用戶可在計量出口內（也可引進第三方）投資建設儲能調峰設施，由電力調度機構監控、記錄其實時充、放電狀態。在用戶側建設的電儲能設施既可作為用戶的儲能設備也可自愿作為獨立的電力用戶參與調峰服務市場。

第四十五條獨立電儲能用戶充、放電價格按國家有關規定執行。

第四十六條電儲能用戶須將實時充放電等信息上傳至電力調度機構，并接受調度指揮。

第四十七條電儲能用戶在調峰輔助服務平臺開展集中交易需向調峰服務平臺提交包含交易時段、15分鐘用電電力曲線、交易價格等內容的交易意向，市場初期電儲能用戶申報價格的上限、下限分別為0.2元/千瓦時、0.1元/千瓦時。

第四十八條電儲能交易模式為日前申報、日內調用。由電力調度機構根據電網運行需要，根據日前競價結果由低價到高價在日內依次調用。

第四十九條當電儲能用戶如約履行合同時，電網企業按以

下方式計算用戶側電儲能設施的補償費用：

電儲能設施獲得的調峰服務費用=Σ調用電量×申報價格

電儲能用戶交易的補償費用按照各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站月度實時深度調峰有償服務補償費用承擔比例進行支付。具體支付費用按照以下方式計算：

公式：各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站支付電儲能用戶費用＝（各火電廠、水電廠、風電場、光伏電站月度實時深度調峰支付費用/全省月度實時深度調峰總支付費用）×電儲能設施獲得的調峰服務總費用

第八章 調頻輔助服務

第五十條 調頻輔助服務指發電機、電儲能設施通過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。

第五十一條 AGC發電單元是以AGC裝置為單位進行劃分，一個AGC發電單元指電廠一套AGC裝置所控制的所有機組的總稱。

第五十二條 調頻里程指某段時間內發電單元響應AGC控制指令的調頻里程之和。其中，發電單元每次響應AGC控制指令的調頻里程是指其響應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。

調節速率=發電單元實際速率/標準調節速率

其中標準調節速率按西北能監局印發的《兩個細則》規定執行。

響應時間=1-發電單元響應延遲時間/5min

發電單元響應延遲時間指發電單元AGC動作與發電單元接到AGC命令的延遲時間。

調節精度=1-發電單元調節誤差/發電單元調節允許誤差

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

第五十四條 電儲能資源在非棄風棄光時段可參與調頻輔助服務市場，參與調頻輔助服務期間不能從系統吸收電能。

第五十五條 提供調頻輔助服務的主體應滿足以下技術要求：

（一）按并網管理規定安裝AGC裝置，AGC性能滿足電網管理規定。

（二）廠級AGC電廠，以全廠為一個發電單元參與調頻市場。

第五十六條 發電單元標準調頻容量是指發電單元可自動調頻的向上或向下的調節范圍。

火電單元標準調頻容量=額定容量*1.5%*15分鐘

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

為防止聯絡線調頻造成系統潮流分布大幅度變化影響系統穩定運行，規定單個電廠的中標發電單元調頻容量之和不超過控制區調頻容量需求的20%；中標發電單元調頻容量不超過其標準調頻容量。

第五十七條 調頻市場交易采用日前報價、日內出清模式。

第五十八條 各市場主體以AGC發電單元為單位，可在電力輔助服務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。

第五十九條 水電廠參與調頻市場交易時應考慮水庫運行情況，各水電廠在電力輔助服務平臺申報調頻里程報價時，同時上報次日水庫水位運行上、下限及發電單元出力上、下限。

第六十條 日內正式出清以負荷預測和新能源預測偏差之和及全網單機最大出力為約束條件,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。

第六十一條 中標市場主體單元在對應中標時段的起始（結束）時刻，自動化系統自動切換AGC調頻模式。

第六十二條 調頻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：

第六十三條 調頻市場輔助服務補償費用，先使用現貨市場中執行偏差考核費用進行平衡，不足部分按全網當月運行機組發電量進行分攤，分攤費用按月統計，按月結算。

調頻輔助服務分攤費用=（各機組當月發電量/全網當月總發電量）×（全網月度調頻里程補償總費用-全網月度現貨市場執行偏差考核費用）

第六十四條 調頻中標單元出現以下情況之一，將取消對應中標時段的調頻里程補償。

（一）因自身原因AGC退出。

（二）中標時段內提供調頻服務期間的AGC綜合性能指標K值小于0.5。

第九章 市場組織與競價

第六十五條 每個工作日8時前，有意愿提供實時深度調峰服務的火電廠申報次日報價及機組有功出力可調區間。其中，最大出力應考慮機組因自身原因造成的受阻電力。

第六十六條 每個工作日8時前，有意愿參與電力調峰服務市場集中交易且滿足要求的電儲能資源、需求側資源向電力輔助服務平臺申報交易期間意向價格、日用電曲線，包括用電時段及每15分鐘用電功率曲線。

第六十七條 每個工作日8時前，有意愿提供應急啟停調峰服務的火電廠向電力輔助服務平臺申報機組應急啟停價格。

第六十八條 每個工作日8時前，有意愿提供調頻服務的火電廠、水電廠、電儲能資源向電力輔助服務平臺申報機組調頻里程價格。

第六十九條電力輔助服務平臺每個工作日16時前發布經安全校核后的次日深度調峰申報電力、調頻里程及價格匯總結果。

第十章計量與結算

第七十條 在現貨市場結算期間，因參與輔助服務市場，影響電廠月度發電量無法完成時，將不予追補。

第七十一條 輔助服務結算按“日清月結”原則執行，在次月電量結算時統一兌現。

第七十二條 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。

第七十三條 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。

第七十四條 風電場、光伏電站、水電廠和火電廠輔助服務分攤金額均設置上限，當單位統計周期內風電場、光伏電站、水電廠和火電廠通過分攤辦法計算得出的應承擔費用大于分攤金額上限時，按分攤金額上限進行支付。

公式：火電單廠分攤金額上限=該廠實際發電量×全省火電廠當月平均上網電價×0.15

風電場、光伏電站分攤金額上限＝電廠實際發電量×全省風電場、光伏電站當月平均上網結算電價（不含補貼部分）×0.25

水電廠分攤金額上限＝水電廠實際發電量×水電廠當月平均上網電價×0.15

每月發電廠分攤費用最高不超過當月結算電費。

第七十五條 當發電企業輔助服務支付費用達到上限后，輔助服務費用仍存在缺額時，缺額部分由輔助服務提供方在其獲得費用中消減，消減費用按如下方法計算：

公式：各廠的缺額消減費用＝（各廠獲得輔助服務補償費用/全省輔助服務補償費用）×輔助服務補償費用總缺額

第七十六條 每月第5個工作日，各市（州）供電公司上報由其負責結算電費的電廠上月結算電量至甘肅電力交易中心有限公司。

第七十七條 甘肅電力調度控制中心每月第10個工作日內向西北電力調控分中心、甘肅電力交易中心有限公司提交全省各電廠上月輔助服務補償（分攤）電量及價格。

第七十八條 甘肅電力交易中心有限公司第12個工作日內向甘肅電力調度控制中心返回全省上月輔助服務補償及分攤結果。

第七十九條 甘肅電力調度控制中心每月第12個工作日內，將上月輔助服務補償及分攤結果向各市場主體進行預公告，并將各電廠確認后結果提交甘肅能源監管辦審核，同時報送西北電力調控分中心。

第八十條 國網甘肅省電力公司財務部、營銷部，甘肅電力交易中心有限公司依據甘肅能源監管辦審核結果進行結算。

第十一章信息發布

第八十一條 電網企業應建立輔助服務市場技術支持系統，發布輔助服務市場相關信息。

第八十二條 市場信息分為日信息、月度信息以及季（年）度信息，內容應體現所有市場主體的輔助服務補償和分攤情況，包括且不限于補償/分攤對象、時段、電力、電量、價格、費用等信息。

第八十三條 當日信息由甘肅電力調度控制中心在下一個工作日12時前發布。各市場主體如對日信息有異議，應于發布之日的15時前向甘肅電力調度控制中心提出核對要求。甘肅電力調度控制中心每日17時前發布確認后的統計結果。

第八十四條 甘肅電力調度控制中心、甘肅電力交易中心有限公司應在每月開始的12個工作日內發布上月市場月度信息。各市場主體如對月度信息有異議，應于發布之日起24小時內向甘肅電力調度控制中心、甘肅電力交易中心有限公司提出核對要求。甘肅電力調度控制中心、甘肅電力交易中心有限公司于次日17時前發布確認后的統計結果。

第八十五條 甘肅電力調度控制中心、甘肅電力交易中心有限公司在每季度廠網聯席會上發布上一季度和年內輔助服務市場分析報告，針對各類輔助服務交易的執行、補償、分攤以及市場情況進行信息披露。

第十二章市場監管及干預

第八十六條 甘肅能源監管辦對輔助服務市場運行進行監督管理。

第八十七條 甘肅電力調度控制中心、甘肅電力交易中心有限公司應按照甘肅能源監管辦要求報送相關信息。

第八十八條 甘肅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，對市場主體和市場運營機構違反有關規定的行為依法依規進行處理。

第八十九條 發生以下情況時，甘肅能源監管辦可對市場進行干預，也可授權市場運營機構進行臨時干預：

（一）市場主體濫用市場力、串謀及其他嚴重違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；

（二）電力系統或調峰服務平臺發生故障，導致市場無法正常進行時；

（三）其他必要情況。

第九十條 市場干預的主要手段包括：

（一）調整各市場限價；

（二）調整有償調峰基準負荷率及修正系數；

（三）暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。

第九十一條 因輔助服務交易、調用、統計及結算等情況存在爭議的，由甘肅能源監管辦調解處理。

第十三章附則

第九十二條 本規則由甘肅能源監管辦負責解釋。

第九十三條 甘肅能源監管辦根據市場實際運行情況,組織對相關標準和條款進行修改。

第九十四條 本規則與《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》相銜接，有償調峰服務、調停備用服務、AGC貢獻電量合格率相關內容不重復補償和分攤，未納入本規則部分，仍按西北區域“兩個細則”執行。

第九十五條 本規則自印發之日起執行，原《甘肅省電力輔助服務市場運營規則（試行）》（甘監能市場〔2018〕20號）同時廢止。

相關閱讀：

甘肅省電力輔助服務市場運營規則發布：網留非獨立電廠、自發自用式分布式光伏、扶貧光伏暫不參與