國家能源局華中監管局：湖北電力調頻輔助服務市場運營規則（26頁）.pdf

《國家能源局華中監管局：湖北電力調頻輔助服務市場運營規則（26頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《國家能源局華中監管局：湖北電力調頻輔助服務市場運營規則（26頁）.pdf（26頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、 1 湖北電力調頻輔助服務市場運營規則湖北電力調頻輔助服務市場運營規則第一章總 則第一條第一條 為加快適應新型電力系統發展，發揮市場在資源配置中的決定性作用，進一步深化湖北電力輔助服務市場建設，激勵市場主體提升調頻輔助服務供應質量，提升湖北電網安全、穩定、經濟運行水平，制定本規則。第二條第二條 本規則依據中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發20159 號）及其相關配套文件、國家能源局關于印發的通知（國能發監管規202160 號）、國家能源局關于印發的通知（國能發監管規202161 號）等國家法律、法規及行業標準制定。第三條第三條 電力調頻輔助服務是指并網主體在一次調頻以外

2、，通過自動功率控制技術，包括自動發電控制（AGC）、自動功率控制（APC）等，跟蹤電力調度機構下達的指令，按照一定調節速率實時調整發用電功率，以滿足電力系統頻率、聯絡線功率控制要求的服務，其調節效果通過調頻里程和綜合調頻性能指標衡量。第四條第四條 本規則適用于湖北電力調頻輔助服務市場運營及管 2 理。電力調頻輔助服務市場正式運行期間，AGC 補償管理按本規則執行，華中區域并網發電廠輔助服務管理實施細則中 AGC相關條款不再執行，AGC 考核管理按照華中區域發電廠并網運行管理實施細則相關條款執行。第五條第五條 湖北電力輔助服務市場深度調峰交易與調頻交易同時開展時，市場主體不同時參加兩個市場。電力

3、調度機構根據電網運行需要組織兩個市場順序出清，保障電力系統調峰、調頻需要。第六條第六條 國家能源局華中能源監管局（以下簡稱“華中能源監管局”）負責湖北電力調頻輔助服務市場的監督與管理，負責監管本規則的實施。第二章市場成員第七條第七條 湖北電力調頻輔助服務市場成員包括市場主體、電力調度機構、電力交易機構和電網企業。市場主體包括發電企業、電力用戶、配售電企業和儲能企業等。第八條第八條 市場運行初期，統調范圍內以下市場主體為調頻輔助服務提供者：（一）發電企業：單機容量 30 萬千瓦及以上的火電或火儲機組、單機容量 4 萬千瓦及以上的水電機組、容量 4 萬千瓦及以上的風電場及光伏電站；（二）獨立儲能：

4、容量 0.5 萬千瓦及以上，持續時間 1 小時 3 以上的儲能電站；（三）聯合儲能：允許具備提供調頻輔助服務能力的儲能系統、儲能電站與上述調頻單元聯合作為調頻輔助服務提供者，包括：風儲、光儲等；（四）其它市場主體：根據市場運行情況，虛擬電廠、負荷聚合商、非統調電廠等市場主體在具備條件后，經省級電力調度機構同意可納入調頻輔助服務提供者范圍。第九條第九條 參與提供調頻輔助服務的市場主體應具備以下條件：（一）滿足開展市場化交易條件，具有獨立法人資格，內部核算的市場主體經法人單位授權，可參與市場交易；（二）簽訂并網調度協議及購售電合同；（三）按照國家和行業標準具備 AGC/APC 功能，并能響應電力調

5、度機構統一調度指令；（四）有資質的檢測機構出具試驗報告并且性能合格。調頻單元因技改、大修、參數修改、控制邏輯變更等導致調頻性能發生明顯變化的，經具有資質的檢測機構進行試驗。試驗合格后第一次參與市場時，調頻性能指標采用試驗結果。第十條第十條 調頻輔助服務費用由以下市場主體進行分攤：（一）發電企業：統調范圍內并網運行的風電、光伏、儲能電站、儲能系統、火電、水電機組；具備條件的外來電，包括以“點對網”向湖北送電的電源（含三峽、葛洲壩等）、除“點對網”以外 4 向湖北送電的市場主體；具備條件的非統調發電企業，優先納入省級電網公司直購非統調發電企業；（二）參與市場化交易的電力用戶（含電網企業代理購電用戶

6、）等；（三）其他需要分攤湖北電力調頻輔助服務市場補償費用的市場主體。第十一條第十一條 電力調度機構主要職責是：（一）按照規則管理、運營湖北電力調頻輔助服務市場；（二）建設、維護電力調頻輔助服務市場技術支持系統；（三）依據市場規則組織交易，按照交易結果調用調頻單元；（四）按規定發布市場信息；（五）向電力交易機構提供調頻輔助服務市場補償、違約結果等市場交易結算所需信息；（六）評估市場運行狀態，對市場規則提出修改意見；（七）緊急情況下中止市場交易，保障電力系統安全運行；（八）向華中能源監管局報送市場相關信息；（九）其他法律法規所賦予的職責。第十二條第十二條 電力交易機構主要職責是：（一）負責市場主體

7、注冊等管理；（二）負責交易申報，市場初期交易申報由電力調度機構負責；（三）提供電力交易結算依據及相關服務；5（四）按結算關系開展相關市場主體調頻輔助服務分攤費用的計算；（五）評估市場運行狀態，對市場規則提出修改意見；（六）按規定報送和披露有關市場信息；（七）其他法律法規所賦予的職責。第十三條第十三條 電網企業的主要職責是：（一）向電力交易機構提供參與調頻輔助服務費用分攤的發電企業上網電量（落地電量）和電力用戶（含電網企業代理購電用戶）用電量等市場交易結算所需信息；（二）按結算關系開展相關市場主體調頻輔助服務分攤費用的計算；（三）按時完成電費結算；（四）按規定發布有關市場信息；（五）其他法律法規

8、所賦予的職責。第十四條第十四條 市場主體的主要職責是：（一）按要求在電力交易機構完成注冊；（二）按要求提供基礎技術參數，并提供有資質單位出具的電力調頻輔助服務能力合格測試報告；（三）負責電力設備的運行與維護，確保能夠根據電網指令提供符合規定標準的調頻輔助服務；（四）按規則參與電力調頻輔助服務市場，按調度指令提供調頻輔助服務；6（五）參與市場結算，按規則獲得電力調頻輔助服務收益，承擔電力調頻輔助服務費用和違約考核費用；（六）其他法律法規所賦予的職責。第三章 市場主體的注冊、變更與注銷第十五條第十五條 發電企業的注冊、信息變更與注銷參考國家能源局華中監管局 湖北省能源局關于印發湖北省電力中長期交易

9、實施細則的通知（華中監能市場2022190 號）。第十六條第十六條 獨立儲能可單獨注冊，聯合儲能可在其所屬市場主體下注冊。儲能企業注冊時需提供：（一）工商信息：主要包括企業名稱、統一社會信用代碼（同一統一社會信用代碼不可重復注冊）、住所、注冊資本、營業期限、經營范圍，上傳營業執照掃描件；（二）法定代表人信息：主要包括證件類型、法定代表人姓名及證件號碼；（三）銀行開戶信息：主要包括開戶銀行、開戶名稱、開戶賬號；（四）聯系信息：主要包括通訊地址、地理區域、郵編、聯系人姓名、手機號、辦公電話、郵箱；（五）投資主體關系和實際控制關系信息、股權占比情況；（六）電站（機組）信息：1.電站基本信息：所屬地市

10、、調度名稱、調度對應關系、儲 7 能單元名稱、裝機容量、電站類型、儲能類型；2.電站參數：額定充電功率、調節容量、最大充放電功率、最大持續充放電時間、充放電爬坡速率等；3.用電單元編號、關口計量點名稱等；4.并網調度協議、購售電合同等。第十七條第十七條 虛擬電廠、負荷聚合商等其他市場主體的注冊、信息變更與注銷按有關規定執行。第十八條第十八條 市場主體參與調頻輔助服務市場實行“注冊承諾制”，簽訂調頻輔助服務市場“入市承諾書”，確保滿足入市條件。第十九條第十九條 市場主體退出調頻輔助服務市場，應當提前向電力交易機構提出退市申請，履行或者處理完交易合同有關事項后，經電力交易機構和電力調度機構許可予以

11、退市。第四章 市場交易第二十條第二十條 湖北電力調頻輔助服務市場交易標的為調頻里程。調頻里程是指調頻單元響應 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。第二十一條第二十一條 綜合調頻性能指標pK是調頻單元提供調頻輔助服務過程中調節速度1K、調節精度2K、響應時間3K三個性能的綜合體現。第二十二條第二十二條 綜合調頻性能指標按次計算，調頻單元i第j次AGC 調節的綜合性能指標為：8,p123i ji ji ji jKKKK式中，,pi jK是調頻單元i第j次調節過程中的綜合調頻性能指標；調節速率,1i jK，是指 AGC 響應設點指令的速率，衡量的是調頻單元i第j次調

12、節過程中響應設點指令實際調節速度與其應達到的標準速度相比達到的程度；調節精度,2i jK，是指 AGC 響應穩定以后，實際出力和設點出力之間的差值，衡量的是調頻單元i第j次調節過程中實際調節偏差量與其允許達到的偏差量相比達到的程度；響應時間,3i jK，是指系統發出指令之后，AGC 出力在原出力點的基礎上，可靠地跨出與調節方向一致的調節死區所用的時間，衡量的是調頻單元i第j次調節過程中實際響應時間與標準響應時間相對達到的程度。綜合調頻性能指標日平均值,pdi jK,p1pdNi jjiKKN式中，pdiK反映調頻單元i在一天內N次調節過程中的綜合調頻性能指標平均值；N 為當日調節過程次數。調頻

13、單元的綜合調頻性能指標具體計算方法見附錄。第二十三條第二十三條 參與調頻市場的調頻單元i綜合調頻性能指標pdiK應不低于 0.9，后期視市場實際運行情況調整。在調頻市場運行期間，電力調度機構負責統計并發布調頻單元的綜合調頻性能 9 指標，首次參與市場的，采用最近一次有效實測值。若調頻單元因自身原因持續 8 個中標小時未能達到門檻值，則不獲得調頻里程和調頻容量補償費用，且 1 個月內不準許其參與調頻市場。市場主體對調頻單元性能進行改造后，可向電力調度機構申請測試綜合調頻性能指標，測試期間調頻單元 AGC 應連續 8 小時投入調頻模式，調頻里程和調頻容量均不支付補償費用。第二十四條第二十四條 市場

14、主體在日前開展調頻里程報價，其中火電調頻單元以單機 AGC 模式參與調頻市場，裝設廠級 AGC 的水電調頻單元在日前報價時自行選擇以下兩種模式之一參與調頻市場并須保證報價時選擇的廠級或單機 AGC 模式與實際投入模式一致，其他調頻單元視為廠級 AGC 模式：（一）投入廠級 AGC 模式，以多機為一個調頻單元參與調頻市場；（二）投入單機 AGC 模式，以單機為一個調頻單元參與調頻市場。第二十五條第二十五條 現貨電能量市場未運行時，參與調頻市場的市場主體可獲得調頻里程補償?，F貨電能量市場運行時，同時參與調頻市場和現貨電能量市場的市場主體，可獲得調頻容量和調頻里程補償；僅參與調頻市場的市場主體可獲得

15、調頻里程補償。第二十六條第二十六條 參與調頻市場的市場主體按調頻單元提交報價，調頻單元調頻里程報價以“元/兆瓦”為單位，最小單位“0.1 元/兆瓦”。市場運行初期，調頻里程申報價格上、下限分別暫定為 15 10 元/兆瓦、6 元/兆瓦。電力調度機構根據后續市場實際情況提出申報價格上、下限調整建議，經華中能源監管局同意后執行。第五章市場組織第二十七條第二十七條 調頻輔助服務市場采用“日前報價預出清、日內滾動出清”的組織方式開展，日前申報信息封存到運行日，運行日以一小時為一個交易時段，每個交易時段集中出清。第二十八條第二十八條 標準調頻容量指調頻單元可參與系統自動調頻的向上或向下的調節范圍。計算公

16、式如下:標準調頻容量=min（V01，Pn2）其中，V0為標準調節速率，Pn為調頻單元容量，詳見附錄；1：火電、水電、火儲、風電、光伏為 5 分鐘，獨立儲能、聯合儲能為 3 秒；2：火電、水電、火儲、風電、光伏為 5%，獨立儲能、聯合儲能為 10%。1和2取值視市場實際運行情況調整。第二十九條第二十九條 為防止調頻造成系統潮流分布大幅變化影響系統穩定運行，任一電廠中標調頻單元調頻容量之和不超過該交易時段系統調頻容量需求值的 15%；中標調頻單元的調頻容量不超過其標準調頻容量。中標調頻單元調頻容量計算公式如下：中標調頻容量=min（標準調頻容量，控制區調頻容量需求值的 15%/全廠申報調頻單元數

17、）11 廠級 AGC 模式下，全廠申報調頻單元數為可參與調節機組數。第三十條第三十條 將各調頻輔助服務提供者的申報價格，除以其上一交易日綜合調頻性能指標，得到其排序價格：pd/RiiiCCK式中，RiC為 AGC 調頻單元i的原始報價。第三十一條第三十一條 調頻市場交易流程如下：（一）運行日（D）為執行調頻輔助服務交易的自然日，競價日（D-1）為運行日前一日，遇有節假日則提前至節前最后一個工作日。（二）競價日（D-1）9:00 前，電力調度機構根據次日（多日）負荷預測、新能源出力預測、以及電網運行狀態等因素發布次日（多日）調頻容量需求，暫定為調度負荷預測最大值的1%5%，電力調度機構可依據運行

18、日（D）市場運行情況及實際電網調頻情況，按需調整系統調頻需求。（三）競價日（D-1）9:30 前，調頻輔助服務提供者對次日（多日）24 個交易時段分別進行調頻里程報價。（四）競價日（D-1）10:30 前，電力調度機構進行調頻市場出清計算。在日前電能量市場（或日前預計劃）形成運行日機組組合基礎上，計算調頻輔助服務市場的預出清結果，修改相應調頻單元的出力上、下限。（五）運行日（D）電力調度機構綜合考慮水情、新能源發電、燃料供應、極端天氣等情況，交易時段前 30 分鐘根據當天電 12 網實際情況滾動修正調頻容量需求，完成實時調頻市場出清。第三十二條第三十二條 調頻市場出清原則如下：（一）根據調頻單

19、元的排序價格從低到高依次進行出清，直至調頻單元中標調頻容量總和滿足本時段控制區調頻容量需求值。調用單個調頻單元的調頻容量不超過其中標調頻容量。（二）當調頻單元的排序價格相同時，優先出清pdiK高的調頻單元；當調頻單元的排序價格與pdiK均相同時，優先出清標準調頻容量大的調頻單元；當邊際調頻單元不止一個時，按標準調頻容量大小比例確定每個調頻單元的中標容量。（三）最后一個中標的調頻單元的調頻里程排序價格為調頻市場的統一出清價格。（四）若無調頻單元參與市場申報，電力調度機構以調頻里程申報價格下限作為調頻市場的統一出清價格對調頻單元按需進行調用。（五）市場初期，為保障電力系統安全穩定運行，獨立儲能、聯

20、合儲能等新型市場主體中標調頻容量之和不超過調頻容量總需求的3，3值暫定為 30%，后期根據市場運行情況進行調整。第三十三條第三十三條 中標調頻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其投入（退出）AGC 自動調頻模式，采用中標調頻單元先投入、未中標調頻單元后退出 AGC 自動調頻模式的切換方式。第三十四條第三十四條 調頻市場的出清結果不滿足電網運行要求時按 13 下述方式處理，且電力調度機構應向市場主體披露相關信息：（一）實際運行中，如果出現所有中標的調頻單元已調用仍不滿足系統實際調頻容量需求時，電力調度機構按調頻里程排序價格從低到高依次調用未中標的調頻單元及未申報的調頻單元，

21、直至滿足系統調頻容量需求。被緊急調用的調頻單元按照當前時段的市場出清價格結算，可獲得調頻里程補償。（二）當中標調頻單元因電網運行安全控制需要無法提供調頻輔助服務時，中標調頻單元暫停提供調頻輔助服務，待條件允許后繼續提供。第三十五條第三十五條 出現以下情況時，對調頻單元進行違約處罰：（一）在實際運行日中標調頻單元未經電力調度機構允許自行退出 AGC 裝置的，按照以下公式分攤調頻違約金：調頻違約金=未執行的中標容量出清價格4調頻違約金作為調頻市場補償費用來源。（二）中標時段內提供調頻輔助服務期間的綜合調頻性能指標jipK,小于 0.9 或調頻單元不跟蹤 AGC 指令，對應中標時段的調頻里程補償計為

22、 0。（三）中標時段內因自身原因無法提供調頻輔助服務，累計時長超過 30 分鐘，該交易時段內的調頻容量補償計為 0。（四）當市場主體傳輸虛假錯誤信息、出現影響市場公平性行為等情況時，視情況采取暫停該市場主體參與調頻市場資格等考核措施。14（五）當調頻單元出現反調情況，若交易時段i,tpK小于 0,該交易時段的 R調頻里程補償計為負值。（六）對于跨交易時段的調節過程，納入調節過程開始時刻所在時段進行統計和計算。第六章計量與結算第三十六條第三十六條 電力調度機構按照調度管轄范圍記錄所轄調頻單元輔助服務交易、調用、執行和結算等情況。調頻市場計量的依據為：電力調度指令、智能電網調度控制系統（D5000

23、）、“兩個細則”技術支持系統數據等。第三十七條第三十七條 電力調度機構將調頻市場交易執行結果傳遞至電力交易機構，并由電力交易機構負責出具結算依據。第三十八條第三十八條 調頻市場按照收支平衡、日清月結的原則進行結算。參與調頻市場的市場主體在月度電費總額基礎上加（減）應獲得（支付）的調頻輔助服務補償（分攤）費用，與月度電費一并結算。第三十九條第三十九條 調頻市場補償費用包括調頻容量補償、調頻里程補償。（一）調頻里程補償調頻單元的調頻里程補償按日統計按月進行結算，以 1 小時為一個計費周期，調頻單元在一個計費周期內的調頻里程為該時段內響應 AGC 控制指令的調整量之和。調頻單元日調頻里程補 15 償

24、計算公式如下：iki,tptNttiMKBDR1,調頻里程補償其中，N 為當日總交易時段數；tiD,為調頻單元i在交易時段t內的調節里程；i,tpK為調頻單元i在交易時段t內的綜合調頻性能指標；tB為交易時段t內的調頻里程出清價格；ikM為調頻單元i的調節系數，暫定火電、風電、光伏的調節系數為 1；水電系數為 0.8；儲能、火儲、風儲、光儲調節系數為0.7，后期根據市場運行情況適時調整。（二）調頻容量補償中標的調頻單元容量補償按日統計，按月結算，調頻單元日容量補償R調頻容量補償計算公式如下：,1=Ni tCptRCB調頻容量補償其中，N 為當日總交易時段數；,i tC為調頻單元i在交易時段t內

25、的中標調頻容量；CpB為調頻容量補償價格；市場初期暫定為日前 3 元/MW，日內 10 元/MW。第四十條第四十條 湖北電力調頻輔助服務市場分攤費用=補償費用-調頻違約金。在用戶側具備參與分攤條件前，暫由發電側市場主體全額分 16 攤。發電側之間按各發電企業月度上網電量（或者送湖北的落地電量）比例分攤。在用戶側參與分攤后，分攤費用由發電側與用戶側按照比例進行分攤（取值待測算后另行下文通知）。用戶側之間按各用戶月度用電量比例分攤。配售電公司作為用電側市場主體，按代理用戶月度用電量比例分攤，其代理零售用戶調頻輔助服務市場分攤費用由配售電公司與零售用戶自行約定。電網企業代理購電的工商業用戶按照月度實

26、際用電量計算在湖北電力調頻輔助服務市場中分攤費用，隨月度電費一起結算。第四十一條第四十一條 各市場主體在湖北電力調頻輔助服務市場凈收支費用為其提供調頻輔助服務獲得的補償費用減去調頻違約金費用減去分攤費用，隨月度電費結算。第四十二條第四十二條 湖北電力調頻輔助服務市場補償、違約結果每月公示，無異議后進行結算。電力調度機構在每月 12 日前將湖北電力調頻輔助服務市場補償、違約結果推送至電力交易機構。電網企業在每月 12 日前將參與調頻輔助服務費用分攤的發電企業上網電量（落地電量）和電力用戶（含電網企業代理購電用戶）用電量推送至電力交易機構。電力交易機構在每月 15 日前完成發電側總體分攤費用的計算

27、，用戶側參與分攤后，同步完成用電側總體分攤費用的計算。電網企業、電力交易機構根據結算關系在每月 18 日前完成相關市 17 場主體分攤費用的計算，并通過信息披露平臺公示，公示期 3 個工作日。市場主體對公示結算結果有異議的，應在公示期內提出復核，逾期不予核對清算。電網企業、電力交易機構在接到問詢后的 3 個工作日內，應進行核實并予以答復。第四十三條第四十三條 調頻輔助服務費用，包括調頻市場補償費用、調頻違約金、市場分攤費用，應在電費結算單（結算依據）上單列，市場主體按電費結算單（結算依據）結算費用。第七章信息發布第四十四條第四十四條 市場信息按公開對象分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息

28、是指向社會公眾公布的數據和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數據和信息，私有信息是指特定的市場成員有權訪問且不得向其他市場成員公布的數據和信息。第四十五條第四十五條 電力調度機構和電力交易機構應通過電力交易平臺等相關渠道，向所有市場主體披露調頻輔助服務市場相關信息。調頻輔助市場信息按時間尺度分為日信息、月度信息和年度信息。（一）日信息：在交易申報前，發布可參與調頻輔助服務市場的市場主體（公開信息）、運行日負荷預測（公開信息）、運行日 24 小時各時段調頻控制區的調頻容量需求值（公開信息）、里 18 程報價范圍（公開信息）、申報開始和截止時間（公開信息）。在完成交易后，發布市場主體出清結

29、果（私有信息）、市場出清價格（公開信息）、平均中標調頻單元數（公開信息）、平均申報價格（公開信息）、平均中標價格（公開信息）、調頻單元調頻總里程（私有信息）、調頻里程費用（私有信息）、綜合調頻性能指標（私有信息）。（二）月度信息：調頻市場運營總體情況，包括但不限于:調頻容量需求、具備 AGC 功能的調頻單元數及調節容量、具備參與調頻市場的機組臺數及調節容量、平均中標調頻單元數（公開信息），調頻里程平均成交價格（公開信息）、調頻里程總數和日平均數（公開信息）、調頻里程總收益和日平均收益（公開信息）、AGC 容量補償費用和日平均補償費用（公開信息）、分攤費用（公開信息）、不同電源類型及調度關系的調

30、頻里程收益、分攤和凈收入，市場運營績效分析情況、違反調頻市場規則的有關情況（公開信息）。第四十六條第四十六條 日信息分為事前信息和事后信息。事前信息由電力調度機構在組織交易前披露，事后信息由電力調度機構在下1 個工作日 17 時前披露。各發電企業如對日信息有異議，應于第2 個工作日的 17 時前向電力調度機構提出核對要求。電力調度機構于第 3 個工作日 17 時前發布確認后的統計結果。第四十七條第四十七條 電力調度機構應在每月 10 日前發布上月市場月度信息。各市場主體如有異議，應于每月 11 日前向電力調度機構 19 提出核對要求。電力調度機構于每月 12 日前發布確認后的統計結果，若市場主

31、體仍有異議的可提出申訴。第四十八條第四十八條 電力交易機構負責通過電力交易平臺向市場主體披露相關信息，開放數據接口。電力調度機構應及時向電力交易機構推送相關信息。第八章市場監管與干預第四十九條第四十九條 電力調度機構、電力交易機構應根據華中能源監管局的監管要求，將湖北電力調頻輔助服務市場技術支持系統接入監管信息系統。第五十條第五十條 電力調度機構、電力交易機構應按照“誰運營、誰防范，誰運營、誰監控”的原則，采取有效風險防控措施，加強對市場運營情況的監控分析，并于每月 25 日前將調頻輔助服務市場監控分析報告報華中能源監管局。市場監控分析報告內容包括但不限于：市場報價和運行情況；市場成員執行市場

32、運營規則情況；市場主體在市場中份額占比等市場結構化指標情況；網絡阻塞情況；非正常報價等市場異常事件；市場風險防控措施和風險評估情況；市場運營規則修訂建議等。第五十一條第五十一條 電力調度機構、電力交易機構每半年進行一次市場評估，根據調頻市場成交和運行情況，對市場限價等參數提出調整建議，報華中能源監管局同意后執行。第五十二條第五十二條 華中能源監管局對湖北電力調頻輔助服務市場 20 進行監管。主要內容包括：（一）市場主體參與交易的情況；（二）市場交易主體的集中度和行使市場力情況；（三）市場交易主體的運營情況；（四）調頻市場運營規則執行情況；（五）不正當競爭、串通報價和違規交易行為；（六）市場履約

33、等信用情況；（七）市場信息披露和報送情況；（八）市場相關技術支持系統建設、維護、運營和管理的情況；（九）調解轄區內電力輔助服務管理爭議；（十）其他法律法規規定的情況。第五十三條第五十三條 發生以下情況時，華中能源監管局可對市場進行干預，也可授權電力調度機構進行臨時干預：（一）市場主體濫用市場力、串謀及其它違規違約等情況導致市場秩序受到嚴重擾亂；（二）市場技術支持系統或電力交易平臺（包括但不限于報價系統、日前計劃系統、日內計劃系統、D5000 系統等）發生故障，導致市場交易無法正常進行時；（三）因電網故障、負荷突變或電網運行方式發生變化，導致市場交易無法正常進行時；（四）市場運營規則不適應電力市

34、場交易需要，必須進行重 21 大修改的；（五）市場發生其它嚴重異常情況的。第五十四條第五十四條 市場干預的主要手段包括但不限于：調整市場限價；調整市場準入和退出規則；暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。第五十五條第五十五條 電力調度機構應當如實記錄干預實施原因、范圍、起止時間、對象、手段、結果和影響等，及時向市場主體披露，并向華中能源監管局報告。第五十六條第五十六條 湖北電力調頻輔助服務市場因故暫?；蛑兄菇灰灼陂g，電力調度機構可在滿足安全校核與運行實際需要的前提下，按有關規程對調頻單元進行應急處置調用。對應提供調頻輔助服務的時段，以最近一個交易日相同時段的調頻市場價格作為結算價格。第五十七

35、條第五十七條 因電力調頻輔助服務交易、調用、執行及結算等情況存在爭議的，提出爭議方應在爭議發生后 30 天內向華中能源監管局提出申請，由華中能源監管局依法依規協調處理。第九章附則第五十八條第五十八條 本規則由華中能源監管局負責解釋。第五十九條第五十九條 本規則自發布之日起施行，有效期 3 年。22 附錄調頻性能指標計算方法調頻性能指標計算方法調頻單元運行期間每次響應 AGC 控制指令時，從調節速度、調節精度、響應時間三個方面對調頻單元響應 AGC 指令后的動作情況進行評價衡量，具體如下。一、調節速度性能指標指調頻單元響應 AGC 控制指令的速率，計算公式如下：其中：i,jP為 AGC 調頻單元

36、i第j次實際調節過程中的調節幅度（MW）；i,jT為 AGC 調頻單元i第j次為實際調節過程的調節時間（s）；i,jzP為 AGC 調頻單元i第j次調節過程最終指令-初始出力（MW）；i,jP為 AGC 調頻單元i結束第j次調節過程時的實際出力（MW）；i,jzP為調節指令；i,j0T為 AGC 調頻單元i第j次調節過程計算參數，計算公式為:i,ji,j010()60zabsPTTV 23 1T:AGC 調頻單元i第j次調節補償時間，火電:取 020 秒;水電:取 05 秒；其它類型（包括火儲、獨立儲能、風儲、光儲、風電、光伏）：取 05 秒。調頻單元標準調節速率0V按照行業現行標準有關規定執

37、行：表表 1各類型調頻單元容量各類型調頻單元容量 Pn定義定義調頻單元類型（控制模式）調頻單元類型（控制模式）調頻單元容量調頻單元容量 Pn火電單機額定容量火儲單機/全廠額定容量+儲能額定容量水電水頭對應最大單機/全廠出力儲能系統、風儲、光儲儲能額定容量風電、光伏場站并網額定容量表表 2火電機組火電機組/電廠電廠 AGC 調節性能要求調節性能要求額定容量額定容量調節范圍下限調節范圍下限（額定容（額定容量量Pn的百分數的百分數）調節范圍上限調節范圍上限（額定容（額定容量量Pn的百分數的百分數）標準標準調節速率調節速率 V0100（含）300 MW66%100%1.2%Pn/min300（含）60

38、0 MW50%100%1.5%Pn/min（直吹式制粉系統機組為 1.2%Pn/min）600MW 及以上50%100%1.5%Pn/min（直吹式制粉系統機組為 1.2%Pn/min）表表 3機組機組/電廠單獨配置優化控制（外掛）系統電廠單獨配置優化控制（外掛）系統AGC 調節性能要求調節性能要求額定容量額定容量調節范圍下限調節范圍下限（額定容量（額定容量 Pn的百分數）的百分數）調節范圍上限調節范圍上限（額定容（額定容量量Pn的百分數的百分數）標準標準調節速率調節速率 V0100（含）300 MW66%100%1.5%Pn/min300（含）600 MW50%100%1.5%Pn/min6

39、00MW 及以上50%100%1.5%Pn/min機組/電廠單獨配置優化控制（外掛）系統適用于：火力發電 24 機組常規控制系統配套使用的單獨優化 AGC 控制系統的產品配置 與 技 術 應 用,并 滿 足 電 力 監 控 系 統 網 絡 安 全 防 護（GB/T36572-2018）要求。表表 4火儲機組火儲機組/電廠電廠 AGC 調節性能要求調節性能要求額定容量額定容量調節范圍下限調節范圍下限（額定容量（額定容量 Pn的百分數的百分數）調節范圍上限調節范圍上限（額定容量（額定容量 Pn的百分數）的百分數）標準標準調節速率調節速率 V0100（含）300 MW66%100%2.5%Pn/mi

40、n300（含）600 MW50%100%2.5%Pn/min600 MW 及以上50%100%2.5%Pn/min表表 5水電廠水電廠 AGC 調節性能要求調節性能要求調節形式調節形式調節范圍下限調節范圍下限（開機（開機容量容量 Pn的百分數）的百分數）調節范圍上限調節范圍上限（開機（開機容量容量 Pn的百分數的百分數）標準調節速率標準調節速率 V0全廠方式最低振動區上限100%60%Pn/min（Pn取最大機組額定容量）單機方式最低振動區上限100%50%Pn/min轉槳式機組最低振動區上限100%50%Pn/min轉槳式電廠最低振動區上限100%50%Pn/min（Pn取最大機組額定容量）

41、表表 6儲能系統儲能系統 AGC 調節性能要求調節性能要求調節形式調節形式調節范圍下限調節范圍下限（額定容量的百分數）（額定容量的百分數）調節范圍上限調節范圍上限（額定容量的百分數）（額定容量的百分數）標準標準調節速率調節速率V0儲能系統-100%100%100%Pn/3s表表 7風電場、光伏電站風電場、光伏電站 AGC 調節性能要求調節性能要求調節形式調節形式調節范圍下限調節范圍下限（額定容量的百分數）（額定容量的百分數）調節范圍上限調節范圍上限（額定容量的百分數）（額定容量的百分數）標準調節速率標準調節速率V0全廠方式20%100%30%Pn/min二、調節精度性能指標指調頻單元響應 AG

42、C 控制指令的精度，計算公式如下：25 0.01ee/01.00.01e1,2；i,ji,ji,jjiK其中，i,je為 AGC 調頻單元i第j次調節過程調節精度。調節精度算法統計機組有功首次進入調節死區前后的N個機組出力點與指令的差值和機組額定容量的比值的平均值，若因新的指令原因，導致本次調節過程不能繼續保持，則相應取兩個點的均值，若仍然取不到，則取首次進入死區點的比值。NPPPabseNtnjijizji1,/)(（1N6）機組指令及機組有功按照 5 秒的間隔存儲。三、響應時間性能指標調頻單元i第j次調節的響應時間i,j3K是指 D5000 系統發出指令后，AGC 調頻單元在原出力點的基礎

43、上，可靠地跨出與調節方向一致的調節死區所用的時間。即：jiSjiEjiTTt,其中，jit,是調頻單元i第j次調節的實際響應時間；TN是標準響應時間；26 jiST,和jiET,分別是調頻單元i第j次調節開始和跨出與調節方向一致的調節死區的時刻。響應時間的單位為秒。機組標準響應時間 TN按以下標準執行：表表 8各類型機組各類型機組 AGC 標準響應時間標準響應時間機組類型機組類型標準響應時間（標準響應時間（TN）火電、火儲60 秒水電10 秒儲能系統、風電、光伏2 秒四、調節死區表表 9各類型機組各類型機組 AGC 調節死區調節死區機組類型機組類型調頻單元調節死區調頻單元調節死區火電、火儲Pn0.5%水電（單機/全廠模式）、儲能系統、風電、光伏Pn200MW：2MWPn200MW：Pn1%五、綜合調頻性能指標,p123i ji ji ji jKKKK其中：jipK,為調頻單元i第j次調節的調頻性能指數。市場初期暫定上限值設為 3.5，并視市場運行情況調整。六、交易時段綜合調頻性能指標NKKNjjiptip1,其中tipK,為調頻單元i在交易時段 t 內的綜合調頻性能指標，N為交易時段內統計的調節過程次數。