电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）

第一章总则

• 政策依据：依据《电力法》《电力监管条例》等法律法规及政策文件制定，旨在推进全国统一电力市场建设，规范辅助服务市场运营。
• 总体思路：以系统安全稳定为基础，促进新型电力系统建设，科学确定辅助服务需求，优化价格形成机制，健全费用传导和衔接机制。
• 基本定义：辅助服务是为维持系统安全稳定运行而提供的调峰、调频、备用等服务，市场通过市场化方式提供经济补偿。
• 适用范围：适用于省级及以上电力辅助服务市场的设立、注册、运行、结算和监督管理。

第二章总体要求

• 建设目标：建立优化市场机制，调动可调节资源积极性，实现多市场协同运行，推动价格规范形成和费用有序传导。
• 基本原则：统一开放、公平公正、竞争有序。
• 基本要求：以安全为前提，市场机制为导向，绿色低碳为目标。

第三章市场成员

• 构成：经营主体（火电、水电、储能等）、电网企业、市场运营机构（电力调度和交易机构）。
• 权利义务：经营主体提供辅助服务并获收益；电网企业提供输配电和接入服务；调度机构采购并组织交易；交易机构负责注册和信息发布。
• 注册要求：经营主体需具备法人资格、电力业务许可证等，完成注册后方可参与交易。

第四章市场设立原则

• 设立依据：调度机构提出需求，制定交易品种和技术规范；国家能源局派出机构组织论证并制定实施方案；市场管理委员会审议后实施。
• 建设要求：技术支持系统需具备交易申报、出清、结算等功能；分阶段开展模拟试运行、结算试运行和正式运行。
• 调整机制：定期评估并调整市场参数，确保满足系统需求。

第五章辅助服务品种

• 分类：有功控制服务（调峰、调频、备用、爬坡）、无功控制服务（电压控制）、事故处置类服务（黑启动等）。

第六章辅助服务交易组织

• 市场申报：调度机构发布需求信息，经营主体按规定提交申报。
• 市场出清：调度机构以成本最小化为目标确定出清结果。
• 执行与考核：调度机构按结果调用并计费，未执行者按规则考核。
• 应急处理：市场暂停时，调度机构可进行应急调用并补偿。

第七章市场费用产生及补偿、传导机制

• 费用产生：具备市场交易条件的辅助服务通过市场交易形成费用，未开展现货市场地区按中长期规则结算。
• 补偿原则：“谁提供、谁获利”，公平合理补偿。
• 费用传导：按“谁受益、谁承担”原则，现货市场地区由用户和未参与市场电量分担，未开展现货市场地区原则上不疏导。

第八章市场衔接机制

• 总体原则：统筹推进多市场建设，做好准入、时序、出清、费用疏导等衔接。
• 与电能量市场衔接：现货市场地区取消类似功能市场，调频、备用等独立出清或联合出清。
• 区域/省市场设立：因地制宜建立，区域调峰、备用等交易转为电能量交易。

第九章计量结算

• 计量：调度机构记录服务调用情况，电网企业负责费用结算。
• 结算原则：采用“日清月结”，费用独立核算。
• 结算流程：调度机构计算数据→交易机构结算→主体确认→电网企业发布账单。

第十章信息披露

• 原则：安全、真实、准确、完整、及时、易用。
• 内容：调度机构披露需求计算、交易信息等；交易机构公示相关信息；经营主体披露技术参数等关键信息。
• 争议处理：经营主体可申诉，调解不成按司法程序处理。

第十一章风险防控

• 风险类型：供需风险、市场力风险、价格异常风险、系统风险、网络安全风险。
• 防控措施：加强风险监测、预警和处置，制定应急预案。

第十二章监督管理

• 监管职责：国家能源局及派出机构负责监管，各地电网企业定期报送信息。
• 争议处理：经营主体可申诉，调解不成按司法程序处理。

第十三章附则

• 解释权：国家发展改革委、国家能源局。
• 有效期：五年。