一、修订背景

 

为适应新型电力系统发展，发挥市场在资源配置中的决定性作用，进一步深化电力辅助服务市场建设，持续丰富辅助服务交易品种，保障电力系统安全、优质、经济运行，按照《电力辅助服务管理办法》有关规定，华中能源监管局于2022年先后印发湖北、重庆、江西电力调频辅助服务市场运营规则。湖北调频市场于2022年12月首次结算试运行，江西、重庆调频市场持续开展模拟试运行。其中，湖北调频市场于2023年6月转入正式运行。

 

2024年2月，《国家发展改革委 国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）就建立健全电力辅助服务市场价格机制提出新的要求。为贯彻落实有关要求，华中能源监管局结合各省电力市场运行实际，组织对三省市调频规则进行全面修订，进一步完善电力调频辅助服务市场机制，推进源网荷储协调发展。

 

二、主要内容

 

规则共八章五十三条，包括总则、市场成员管理、市场交易原则、市场交易组织、计量与结算、信息发布、市场监管与干预、附则和附件。

 

（一）修订整体原则

 

一是统一市场运行规则。将湖北、江西、重庆三个调频规则合并为一个规则，实现调频辅助服务市场机制在三省市原则统一，有效衔接全国统一电力市场。二是规范调频市场交易机制。调频市场采用基于调频里程的单一制价格机制，各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。三是合理确定调频服务价格上限。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算，综合性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限为15元/MW。

 

（二）主要修订内容

 

1.推动各类经营主体公平参与辅助服务市场。简化辅助服务市场的准入条件，接入调度自动化系统可被监控和调度、符合相关标准规范和电力市场运行等有关要求的经营主体均可参与市场。

 

2.完善调频市场申报机制。由仅申报调频里程价格修改为申报调频容量及调频里程价格，减小调频预留空间对现货市场的影响，合理确定各类型调频单元可申报调频容量上下限，经营主体按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量。已获得容量电费的经营主体但未申报的，按缺省值自动参与调频市场。

 

3.调整调频性能计算模式。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积确定，各项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准进行折算，三省市最优煤电机组调节速率为1.5Pn%/min，调节精度为1%，响应时间为20秒，结算综合调频性能系数最大不超过2，参与市场门槛值同步调整至0.6。

 

4.完善市场交易组织流程。明确市场运营机构日前发布次日新能源出力预测、各时段总调频容量需求，以及所有调频单元上一运行日实测综合调频性能系数日平均值，便于经营主体申报决策。各经营主体可以随时更改申报信息，系统对各发电机组的申报价格及申报容量进行自动审核，以最后一次申报为准。

 

5.完善调频市场出清机制。按照排序价格、综合调频性能系数日平均值、申报调频容量大小、申报时间先后顺序完成出清。当边际调频单元不止一个时，按申报调频容量大小比例确定每个调频单元的中标容量。中标调频容量小于申报调频容量下限时按下限中标。对未申报调频单元统一按报价下限作为申报价格、调频容量上限Pmax作为申报调频容量继续进行出清，调频里程出清价格上限为15元/兆瓦。

 

6.健全辅助服务费用疏导机制。电力现货市场未连续运行期间，调频辅助服务费用由发电侧经营主体全额分摊。电力现货市场连续运行后，调频辅助服务费用由全体工商业用户的用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。

 

7.规范调频辅助服务费用结算。由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，调频市场费用采取“日清月结”模式，补偿、分摊、考核费用应单独计算，并在结算单中单独列示。

 

8.有效衔接华中区域“两个细则”。电力调频辅助服务市场正式运行期间，AGC补偿按照市场规则执行，不再执行《华中区域电力辅助服务管理实施细则》中AGC相关条款；调频辅助服务市场因故暂停或中止交易期间，AGC补偿管理按照《华中区域电力辅助服务管理实施细则》执行。