文章核心观点 甘肃省正式印发了《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》，旨在通过市场化机制建立“谁提供，谁获利；谁受益，谁分担”的辅助服务分担共享机制，以保障电力系统安全稳定运行，促进源网荷储协调发展，该规则明确了市场成员、新型储能准入、调频服务交易、计量结算等核心内容，标志着甘肃电力辅助服务市场进入规范化、市场化运营新阶段[2][21][22] 市场成员与准入 - 市场成员构成：甘肃电力辅助服务市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构，经营主体涵盖发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（如储能企业、虚拟电厂等）[25] - 经营主体权利与义务：经营主体按市场规则参与交易、履行结果、获取收益并承担费用分摊，火电、水电机组自并网发电之日起参与费用分摊，独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日起纳入管理[27] - 市场注册要求：经营主体需在电力交易机构完成市场注册方可参与交易，注册信息变更需在5个工作日内申请[31] 新型储能分类与市场角色 - 储能分类：新型储能根据接入电网地点分为电网侧、电源侧和用户侧储能[33] - 电网侧储能：指直接接入电网的储能设施，充电功率需在1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备AGC功能，以独立主体身份接受电网统一调度并提供辅助服务[10][33] - 电源侧储能：指在电源企业计量出口内建设的储能设施，与发电机组视为整体参与市场[11][33] - 用户侧储能：指在电力用户计量出口内建设的电储能设施，由用户自行管理，暂不允许向电网反向送电[12][33] 调频辅助服务市场交易机制 - 交易模式：采用日前报价、日内出清模式[15][27] - 报价规则：经营主体以AGC控制单元为单位，可申报未来一周每日96点调频里程报价，报价上限暂定为15元/兆瓦，最小报价单位0.1元/兆瓦[16][28] - 出清规则：依据AGC投运状态及报价从低到高出清，直至满足调频容量需求，最后一个中标者的价格为统一出清边际价格，报价相同时优先出清近5日AGC综合性能指标平均值高的主体[32] - 性能指标与补偿：AGC综合性能指标K用于衡量性能，上限暂定为2.0，调频里程月度补偿费用计算公式为∑(Dᵢ × Pᵢ × Kᵢ)，其中D为里程，P为出清价格，K为性能指标[16][35][39] - 不予补偿情形：调频中标单元因自身原因AGC退出，或中标时段内提供AGC服务期间的K值小于0.5，则不予补偿[17][36] 市场运行与技术要求 - 调频服务需求：控制区调频辅助服务需求应不小于负荷预测功率3%和新能源预测功率20%之和，且不小于单一元件故障损失的最大功率[16][31] - 容量限制：为防止系统潮流大幅变化，规定单个经营主体的中标控制单元调频容量之和不超过控制区调节容量需求的20%，且不超过其标准AGC容量[26] - 临时调用机制：当申报量不足或中标机组性能不满足要求时，电力调度机构可临时调用未申报机组参与调频，其收益按出清价格结算[34] 费用分摊与结算机制 - 分摊原则：调频辅助服务市场补偿费用由电力用户用电量、电网侧储能下网电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分摊[35] - 特殊主体分摊：调试运行期的发电机组和电网侧储能，以及退出商业运营但仍可发电上网的机组和储能，其分摊费用不超过当月调试期电费收入的10%，超过部分按特定规则分摊[19][42] - 区域分摊：西北区域辅助服务市场产生的分摊费用，未确定省内分摊原则的，由纳入省内电力电量平衡的新能源企业按上网电量分摊[41] - 结算流程：辅助服务结算按“日清月结”原则执行，调度机构在收到相关数据后3个工作日内完成费用分摊[38][43][45]