近日，山东能源监管办公室印发《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)》。本次文件的修订提出储能调峰每日最多可申报3个调用时段。
另外AGC调频辅助服务申报价格上限，此前经历了从6元/MW变为8元/MW、再下调为6元/MW之后，此次再次上调为8元/MW。此外还增加了用户侧有偿调峰辅助服务、虚拟电厂调峰辅助服务等内容，单个电力用户最小调节时长不低于2小时，最小响应容量不低于1兆瓦。
文件指出储能设施可作为主体参与电力辅助服务市场，其中充电功率不低于5兆瓦，持续充电时间不低于2小时，即储能规模不小于5MW/10MWh。
调峰：参与有偿调峰交易的储能设施包括独立储能设施和集中式新能源场站配套储能设施。储能设施在日前申报次日最大充放电功率、可调用时段（调用持续时长不低于1小时）和交易价格，每日最多可申报3个调用时段。
试运行初期，储能有偿调峰报价上限400元/MWh。储能示范应用项目参与有偿调峰交易时报量不报价，按照200元/兆瓦时给予补偿。电力调度机构在火电机组低谷调峰运行至50%最大可调出力以下时，优先调用储能示范应用项目。
AGC调频：试运行初期，AGC调频辅助服务报价上限暂按8元/兆瓦执行，下限为0元/兆瓦。在参与交易市场主体的调频调节速率不能满足电网次日调频调节速率需求的情况下，或日前没有申报调频交易的市场主体时，优先调用调节性能综合指标较高的机组或储能设施。
原文如下：
山东能源监管办关于《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)》公开征求意见的公告
为进一步完善辅助服务市场机制，保障山东省电力系统安全、稳定、经济运行，促进风电、光伏发电、核电等清洁能源消纳，根据我省电力辅助服务市场试运行情况，我办对现行《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》进行了修订和完善，形成了《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)》。现向社会公开征求意见，征求意见的时间为2021年9月3日至2021年10月7日，反馈意见请书面反馈我办(电子版请同时发至联系人邮箱)。
联系方式：0531-67800757(电话、传真)
联系邮箱：scjgc@cnea.gov.cn
附件：山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2021年修订版)(征求意见稿)
国家能源局山东监管办公室
2021年9月3日
山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）
第一章 总 则
第一条 为进一步完善辅助服务市场化新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障山东省电力系统安全、稳定、经济运行，促进风电、光伏发电、核电等清洁能源消纳，制定本规则。
第二条 本规则依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其相关配套文件、《电力监管条例》（国务院令第432号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）、《国家能源局关于印发〈完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案〉的通知》（国能发监管〔2017〕67号）、《关于印发<贯彻落实《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划>的通知》（发改办能源〔2019〕725号）、《国家发展改革委关于核定2020—2022年省级电网输配电价的通知》（发改价格规〔2020〕1508号）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》(发改能源规〔2020〕889号)、《电力现货市场信息披露办法(暂行）》（国能发监管〔2020〕56号）、《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）以及国家有关法律、法规及行业标准制定。
第三条 本规则适用于山东电力辅助服务市场交易行为，山东电力辅助服务市场所有成员必须遵守本规则。
第四条 本规则所称辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，促进新能源消纳，由市场主体提供的除正常电能生产外的市场化辅助服务。本规则中的辅助服务主要包括发电侧有偿调峰、AGC（自动发电控制）和用户侧有偿调峰。
第五条 辅助服务交易以确保电力安全、设备安全、供热安全为前提，选择参与辅助服务市场的各市场主体要严格执行调度指令，维护自身设备正常安全生产运行，不得以参与辅助服务市场交易为由影响电力安全、设备安全和供热安全。
第六条 国家能源局山东监管办公室（以下简称山东能源监管办）负责电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。
第二章 市场成员
第七条 山东电力辅助服务市场成员包括市场主体、市场运营机构和国网山东省电力公司。
第八条 发电侧市场主体包括山东省级电力调度机构直接调度的并网发电企业（包括公用火电机组、自备电厂、风电、光伏、核电等）、地方公用发电企业、分布式光伏（户用、扶贫项目除外）、送入山东电网的跨省区联络线、满足电网接入技术规范的储能设施、满足电网接入技术要求的虚拟电厂。
地方公用发电企业需满足电网接入技术规范后，方可参与发电侧辅助服务市场交易。虚拟电厂由山东省级电力调度机构报山东能源监管办批准后适时参与。
虚拟电厂是指根据电力系统运行需要，将不同空间分布式光伏、分散式风电、储能（5兆瓦以下）、电动汽车（充电桩）、蓄冷蓄热空调、高载能工业负荷等可调节资源聚合作为整体，通过增加或降低用电负荷提供辅助服务。
第九条 用户侧市场主体为参与山东省电力中长期交易的电力用户和售电公司。
第十条 山东电力辅助服务市场运营机构为山东电力调度机构和电力交易机构。
（一）山东电力调度机构的权利和义务：
1.负责安全校核；
2.按照规则管理、运营山东电力辅助服务市场；
3.建设、运营和维护辅助服务市场的技术支持平台；
4.依据市场规则组织辅助服务市场交易，按照出清结果调用并通知市场主体提供辅助服务；
5.及时、准确、严格执行市场出清结果，根据规则对交易执行情况进行效果评价、补偿、考核和分摊费用的计算。
6.按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供电网运行的信息，提供支撑辅助服务市场交易和服务所需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互；
7.监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，保障电力系统安全运行，并于事后向监管机构及时报告；
8.评估市场运行状态，分析市场出清结果，对市场规则提出修改意见；
9.对市场主体违反规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查；
10.法律法规规定的其他权利和义务。
（二）电力交易机构的权利和义务：
1.按照规则管理、运营山东电力辅助服务市场；
2.提供独立储能设施、电力用户、售电公司、虚拟电厂市场主体注册服务；
3.按照规则组织电力用户、售电公司、虚拟电厂参与交易，并负责辅助服务零售合同的汇总管理；
4.按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和发布信息，提供信息发布平台，为市场化主体信息发布提供便利，获得调度机构和市场成员提供的支撑辅助服务交易及服务需求的数据等；
5.提供辅助服务市场主体结算依据以及相关服务；
6.监测和分析市场运行情况，依法依规干预市场，预防市场风险，保障电力系统安全运行，并于事后向监管机构及时报告；
7.对市场主体违反规则、扰乱市场秩序等违规行为进行报告并配合调查；
8.法律法规规定的其他权利和义务。
第十一条 国网山东省电力公司的权利和义务。
（一） 保障电网及输配电设施的安全稳定运行；
（二） 为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，提供报装、计量、抄表、结算和收费等各类供电服务；
（三） 按照电力企业信息披露和报送等有关规定披露和提供信息，向市场运营机构提供支撑辅助服务市场交易和服务所需的相关数据，配合开展用户侧参与辅助服务市场监测功能建设，按照国家网络安全有关规定实现与市场运营机构的数据交互；
（四） 按照电力交易机构等出具的结算依据，承担市场主体的费用结算责任，保障交易费用资金安全；
（五） 法律法规规定的其他权利和义务。
第十二条 发电侧市场主体的权利和义务：
（一）发电企业
1.按规则参与山东电力辅助服务市场，按照交易结果提供辅助服务，按规则按时完成辅助服务费用结算，提供参与辅助服务市场所必须的生产、交易信息；
2．获得公平的输电服务、电网接入和计量服务；
3.签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度；
4.按规定披露和提供信息，获得辅助服务市场交易和输配电服务等相关信息；
5.满足参与辅助服务市场交易要求的技术支持手段；
6.承担自身设备运维责任，满足电网和自身设备安全生产要求；
7.法律法规规定的其他权利和义务。
（二）储能设施
1.按规则参与山东电力辅助服务市场，按照交易结果提供辅助服务，按规则按时完成辅助服务费用结算，提供参与辅助服务市场所必须的相关生产、交易信息；
2.获得公平的输配电服务、电网接入和计量服务；
3.服从电力调度机构的统一调度，按规则和调度指令提供辅助服务；
4.按规定披露和提供信息，获得辅助服务市场交易相关信息；
5.满足参与辅助服务市场交易要求的技术手段；
6.承担自身设备运维责任，满足电网和自身设备安全生产要求；
7.法律法规规定的其他权利和义务。
（三）虚拟电厂
1.按规则参与山东电力辅助服务市场，按照交易结果组织签约的资源提供辅助服务，按规则按时完成辅助服务费用结算；
2.获得公平的输配电服务、电网接入和计量服务；
3.服从电力调度机构的统一调度，按规则和调度指令提供辅助服务；
4.按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约资源参与辅助服务市场所必须的实时负荷、可调节电力及相关生产信息、用电单元、交易信息，获得辅助服务市场交易、输配电服务和签约资源基础信息等相关信息，承担签约资源信息保密义务；
5.满足参与辅助服务市场交易要求的技术支持手段；
6.承担自身设备运维责任，满足电网和自身设备安全生产要求；
7.法律法规规定的其他权利和义务。
第十三条 用户侧市场主体的权利和义务
（一）电力用户
1.按规则参与山东电力辅助服务市场，按照交易结果提供辅助服务，按规则按时完成辅助服务费用结算，提供参与辅助服务市场所必须的相关生产、交易信息；
2.获得公平的输配电服务和电网接入服务，按时支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等；
3.按规定披露和提供信息，获得辅助服务市场交易和输配电服务等相关信息；
4.服从电力调度机构的统一调度，按规则和调度指令提供辅助服务；
5.满足参与辅助服务市场交易要求的技术支持手段；
6.自行承担设备运维责任，满足电网和自身设备安全生产要求；
7.法律法规规定的其他权利和义务。
（二）售电公司
1.按规则参与山东电力辅助服务市场，签订并履行辅助服务零售合同，按照交易结果提供辅助服务，按规则按时完成辅助服务费用结算；
2.按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供签约用户参与辅助服务市场所必须的实时负荷、可调节电力及相关生产信息、用电单元、交易信息，获得辅助服务市场交易、输配电服务和签约用户基础信息等相关信息，承担签约用户信息保密义务；
3.满足参与辅助服务市场交易要求的技术手段；
4.拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内辅助服务费用结算业务；
5.自行承担设备运维责任，满足电网和自身设备安全生产要求；
6.法律法规规定的其他权利和义务。
第十四条 市场主体应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。配建储能设施经法人单位授权，可参与相应辅助服务交易。
第十五条 市场主体应具备的技术条件：
（一）发电企业：具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求。
（二）储能设施：具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，充电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充电时间不低于2小时。
（三）虚拟电厂：具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，能够将实时用电量测数据上传至电力调度机构且采集周期不大于60秒，具备可调节电力不低于10兆瓦、连续调节时间不低于4小时能力。能够管理代理资源，具备负荷预测、发用电计划管理、资金结算等功能，建设自有监控平台。提供与其签约资源签订的负荷调节协议，明确责任义务、收益分成、违约责任。
（四）电力用户：具备分小时电量计量和每15分钟电力计量条件，计量数据可传输至电网企业。电力批发用户需具备可调节电力不低于10兆瓦、连续调节时间不低于2小时能力，电力零售用户需具备可调节电力不低于1兆瓦、连续调节时间不低于2小时能力。
（五）售电公司：代理用户具备分小时电量计量和每15分钟电力计量条件，计量数据可传输至电网企业，总可调节电力不低于10兆瓦、连续调节时间不低于2小时能力。提供与其签约电力零售用户签订的辅助服务零售合同，明确责任义务、收益分成、违约责任。
第三章 发电侧有偿调峰辅助服务
第一节 基本原则
第十六条 发电侧有偿调峰辅助服务是指市场主体按照电网调峰需求，通过平滑稳定地调整出力、改变运行状态等所提供的服务。现阶段发电侧有偿调峰服务仅开展低谷调峰交易，后续根据实际情况适时开展顶峰交易。发电侧与用户侧有偿调峰辅助服务分别组织市场出清、补偿及分摊费用独立计算。
低谷调峰交易包括日前交易和实时交易，采用日前申报、集中优化出清的方式开展，出清原则为“价格优先，容量优先，时间优先”，报价均相同时优先出清额定容量较小的发电主体，报价、容量均相同时优先出清报价较早的发电主体。
日前交易出清结果用于日前发电计划编制，实时交易出清结果用于日内滚动计划编制。
第十七条 可再生能源调峰机组不参与有偿调峰交易、不再给予资金补偿，但参与发电侧有偿调峰辅助服务补偿费用的分摊。地方公用发电企业和分布式光伏（户用、扶贫项目除外）与其他发电侧市场主体共同参与有偿调峰辅助服务补偿费用的分摊。
第十八条 独立储能设施在山东电力交易平台提交必要的市场主体名称、社会统一信用代码、法定代表人姓名和证件号码、联系信息、调节能力技术信息等，履行入市承诺，完成注册手续后，可参与山东电力辅助服务市场交易。
虚拟电厂在山东电力交易平台提交必要的市场主体名称、社会统一信用代码、法定代表人姓名和证件号码、联系信息、调节资源信息（包括资源名称、用电单元信息、资源类型等）、调节能力技术信息等，履行入市承诺，完成注册手续后，可参与山东电力辅助服务市场交易。
调节资源技术信息包括:最大调节能力、最小调节能力、最大调节时长、最小调节时长、可调节时段等技术信息。
市场主体注册信息发生变更时，应当在参与辅助服务交易申报5个工作日前，向电力交易机构提出变更申请。
第十九条 发电侧市场主体提供有偿调峰服务，须能够按照电力调度机构的指令，满足一定调节速率要求，随时平滑稳定地调整出力。并网机组通过调减运行机组出力直至停机使机组出力小于有偿调峰基准，跨省区联络线通过调减送电能力使联络线电力小于有偿调峰基准，储能设施按电力调度机构要求进行充放电提供有偿调峰辅助服务，虚拟电厂通过调整内部用电负荷曲线提供有偿调峰辅助服务。
第二十条 参与有偿调峰辅助服务不影响发电机组（包括其自建装置用电量）年度电量计划和市场交易电量，不影响市场主体电费结算。火电企业自建蓄热设施、电锅炉、储能等装置联合热电联产机组运行并参与辅助服务交易时，需要明确自建装置与发电机组联合参与辅助服务交易的对应计量关系。火电企业厂内自建储能设施用电量按厂用电管理，不计入厂用电率统计。
第二十一条 市场主体负责厂（站）内设备运行与维护，确保能够根据电力调度机构指令提供符合规定标准的辅助服务。
第二节 并网机组有偿调峰交易
第二十二条 并网机组有义务提供辅助服务，且所提供的辅助服务应达到规定标准，根据电力调度指令或按照辅助服务市场规则提供辅助服务。
第二十三条 直调公用机组有偿调峰起始基准为机组申报最大可调出力的70%、并网自备电厂有偿调峰起始基准根据自供负荷确定、跨省区联络线有偿调峰起始基准为高峰电力的70%。直调公用机组每减少10%为一档，至机组深度调峰最小可调出力档，最小可调出力由各发电企业申报，不得高于调度机构备案的最低技术出力（因客观原因确需高于的，需提前向调度机构提交抬高最小可调出力申请，未申请或申请不通过的调用时执行最低技术出力）。直调公用机组深度调峰至最大可调出力的40%以下时不参与补偿费用分摊。因电网安全约束增加出力的直调公用机组，其最低技术出力以上部分不参与补偿费用分摊。
第二十四条 直调公用机组有偿调峰交易采用“阶梯式”分档报价方式和价格机制，发电机组由第一档至深度调峰最小可调出力档必须连续严格递增报价，深度调峰最小可调出力档以下可单独进行停机调峰报价，具体分档及报价格式见下表：
注：表中分档百分比按照机组申报最大可调出力及跨省区联络线高峰电力计算。
试运行初期，设置直调公用机组有偿调峰出清价最高上限，降出力调峰第一档至第二档暂按100元/兆瓦时执行，第三档至第四档暂按600元/兆瓦时执行，第五档至第七档暂按800元/兆瓦时执行。直调公用机组停机调峰报价上限见下表，机组按照电力调度机构要求参与低谷调峰，运行至调度机构备案的最低技术出力以下时产生非计划停运免于考核。
第二十五条 直调公用机组有偿调峰交易按照各档有偿调峰电量及对应市场出清价格进行结算。调峰电量是指机组在各调峰分档区间内平均负荷率低于该档基准上限形成的未发电量（按照调度指令计算出的计划未发电量与机组实际运行未发电量不一致时，取二者的较小值），档内市场出清价格是指单位统计周期内同一限价档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价。因电网约束或电量约束机组调峰时，其报价不参与电价出清。电量约束调峰机组其补偿费用按0.5倍系数计算。
第二十六条 运行的直调公用机组被调用参与停机调峰时，停机后48小时内开机的发电机组按照调用时该类机组的出清价格给予调峰补偿，机组未报价时按照该类机组最近一次的有效对应出清价格补偿，无出清价格时按照额定容量对应停机调峰报价上限的50%给予补偿。机组停机调峰后在48小时内不再开机时，其停机前并网运行时间在48小时内的给予补偿，补偿价格按照额定容量对应停机调峰报价上限的50%执行。未严格执行调度指令启停机时间（正负偏差时间超过1小时）的机组不予补偿，因电网安全约束停机机组不参与补偿和分摊。
第二十七条 自备电厂参与有偿调峰交易时不分档、采用“一口价”报价方式，在日前申报次日可调节电力、可调用时段（调用持续时长不低于4小时）和交易价格，调峰报价上限暂按400元/兆瓦时执行。
第二十八条 采用两部制电价最大需量计费的自备电厂所属企业，在计算当月最大需量时扣除因提供电力辅助服务造成的下网电量增加部分，由电力调度机构向国网山东省电力公司提供自备电厂参与有偿调峰交易期间下网电力数据。
第二十九条 自备电厂具备日内实时交易出清及执行条件时（与电力调度机构的辅助服务市场技术支持系统具备实时数据交互条件，可实时执行日内实时交易出清结果），可申请参与日内实时交易出清，按照日内实时交易出清结果执行。补偿费用按照实际调峰电量与实时交易出清价格进行计算，自备电厂调峰电量是指电厂通过减少出力（小于自供负荷）增加的下网电量，实时交易出清价格高于自备电厂报价上限时按自备电厂报价上限计算。
第三十条 若自备电厂不具备日内实时交易出清及执行条件时，则仅参与日前交易出清，日内执行日前交易出清结果。补偿费用按照实际调峰电量与补偿价格进行结算，补偿价格为50%日前交易出清价格和日内实时交易出清价格的较大值，当补偿价格高于自备电厂报价上限时按自备电厂报价上限计算。
第三十一条 对于不参与日内实时交易、且具备自动发电控制系统的自备电厂，电力调度机构日内可根据电网实际需要对日前发电计划进行调整，形成日内实际执行的发（用）电曲线，并按照日内实时交易出清价格计算补偿，实时交易出清价格高于自备电厂报价上限时按自备电厂报价上限计算。
第三十二条 地方公用发电企业满足电网接入技术规范后，可参与发电侧辅助服务市场交易，补偿与分摊参照直调公用发电机组相关条款执行。
第三节 储能设施有偿调峰交易
第三十三条 储能设施有义务提供辅助服务，且所提供的辅助服务应达到规定标准，根据电力调度指令或按照辅助服务市场规则提供辅助服务。
第三十四条 参与有偿调峰交易的储能设施包括独立储能设施和集中式新能源场站配套储能设施，储能设施须具备日内实时交易出清及执行条件（与电力调度机构的辅助服务市场技术支持系统具备实时数据交互条件，可实时执行日内实时交易出清结果）。
第三十五条 火电企业计量出口内储能设施与机组联合参与调峰交易，按照火电机组进行调峰交易管理和补偿费用计算。
第三十六条 储能设施独立参与山东电力辅助服务市场，其充放电量的电价、结算按照国家和省有关规定执行。
第三十七条 参与辅助服务的储能设施在日前申报次日最大充放电功率、可调用时段（调用持续时长不低于1小时）和交易价格，可根据不同调用时段申报不同交易价格，每日最多可申报3个调用时段。
试运行初期，储能设施有偿调峰报价上限暂按400元/兆瓦时执行。
第三十八条 储能示范应用项目参与有偿调峰交易时报量不报价，按照200元/兆瓦时给予补偿。电力调度机构按照年度调用电量均衡原则，在火电机组因参与低谷调峰运行至50%最大可调出力以下时，采用滚动循环调用方式优先调用储能示范应用项目。
第三十九条 储能设施补偿费用按照实际调峰电量与实时交易出清价格进行结算。调峰电量指储能设施按照电力调度机构要求进行充电的充电电量，储能设施出清价格是指在该时段内调用到储能设施后市场实际出清价格，出清价格高于储能设施报价上限时按储能设施报价上限计算。
第四节 虚拟电厂有偿调峰交易
第四十条 虚拟电厂有义务提供辅助服务，且所提供的辅助服务应达到规定标准，根据电力调度指令或按照辅助服务市场规则提供提供辅助服务。
第四十一条 参与调峰辅助服务的虚拟电厂在日前申报次日可调节电力、调节时段（调节持续时长不低于2小时）、交易价格等信息。
试运行初期，虚拟电厂有偿调峰报价上限暂按400元/兆瓦时执行。
第四十二条 设置虚拟电厂基线负荷作为判定虚拟电厂参与有偿调峰辅助服务交易执行效果的依据，基线负荷是指虚拟电厂未参与发电侧有偿调峰辅助服务交易、以及未实施需求响应和有序用电时的分钟级平均负荷。虚拟电厂基线负荷制定分工作日、周六、周日和节假日四种类型。工作日选取最近5个经拟合后的不参与有偿调峰辅助服务交易的同类型日负荷作为负荷样本，作为评价及结算采用的基线负荷。
虚拟电厂基线负荷制定时剔除日均时段负荷低于5个样本日均时段负荷25%或高于5个样本日均时段负荷25%的样本，剩余样本求取时段平均值得到基线负荷；若剩余样本数小于2个，则需要重新增选同类型日样本，直至剩余样本数不小于2个。周六、周日和节假日的基线负荷制定参照工作日，其中样本数调整为3个。
第四十三条 虚拟电厂具备日内实时交易出清及执行条件时（与电力调度机构的辅助服务市场技术支持系统具备实时数据交互条件，执行日内实时交易出清结果响应时间在30分钟（含）以内），可申请参与日内实时交易出清，按照日内实时交易出清结果执行。补偿费用按照实际调峰电量与实时交易出清价格进行计算，调峰电量指虚拟电厂按照电力调度机构要求实际负荷高于负荷基线形成的多用电量，实时交易出清价格高于虚拟电厂报价上限时按虚拟电厂报价上限计算。
第四十四条 若虚拟电厂不具备参与日内交易条件时，可按规则参与有偿调峰日前交易，日内执行日前交易出清结果。补偿费用按照实际调峰电量与补偿价格进行结算，补偿价格为50%日前交易出清价格和日内实时交易出清价格的较大值，当补偿价格高于虚拟电厂报价上限时按虚拟电厂报价上限计算。
第四十五条 电力调度机构日内可根据电网实际需要，对不参与日内实时交易的虚拟电厂（响应时间在30分钟及以下）的日前计划结果进行调整，形成日内实际执行的发（用）电曲线，补偿价格采用日内实时交易出清价格，实时交易出清价格高于虚拟电厂报价上限时按虚拟电厂报价上限计算。
第五节 市场组织与竞价
第四十六条 每日10时前，有意愿参与次日有偿调峰辅助服务交易的直调公用机组、自备电厂和储能设施通过省级电力调度机构的辅助服务交易平台、虚拟电厂通过山东电力交易平台申报次日报价及出力可调区间（其中直调公用机组出力可调区间上限应考虑因自身原因造成的受阻电力，区间下限应满足最小可调出力相关要求），不参与次日交易的直调公用机组、自备电厂和储能设施通过辅助服务交易平台、虚拟电厂通过山东电力交易平台申报不参与交易。报价初始值默认为不参与辅助服务交易，当日未申报的直调公用机组、自备电厂、储能设施或虚拟电厂视为延续最近一次申报（或不参与交易）信息。
第四十七条 每日17时前，电力调度机构根据次日电网负荷预测、安全约束、送入山东的跨省区联络线计划等边界条件，按照“价格优先，容量优先，时间优先”的原则组织发电侧有偿调峰辅助服务交易出清，报价均相同时优先出清额定容量较小的直调公用机组、自备电厂、储能设施、虚拟电厂，报价、容量均相同时优先出清报价较早的直调公用机组、自备电厂、储能设施、虚拟电厂。在直调公用机组降出力、自备电厂、储能设施和虚拟电厂的调峰能力不能满足电网次日调峰需求的情况下，电力调度机构按照单位最低可调出力价格（停机报价/最低可调出力）由低到高依次调用直调公用机组停机调峰。
第四十八条 在参与日前交易直调公用机组、自备电厂、储能设施和虚拟电厂的调峰能力不能满足电网次日调峰需求的情况下，电力调度机构在编制次日计划曲线时按照“容量优先、按需调度”的原则将未报价或不参与交易的直调公用机组、自备电厂或储能设施纳入调峰组合参与调峰，补偿价格采用该类设备最近一次的有效出清价格，无出清价格时补偿价格为该设备对应报价上限的50%。
第六节 交易结果执行
第四十九条 电力调度机构在保证电网安全稳定运行的前提下，对参与有偿调峰交易的直调公用机组、自备电厂、储能设施、虚拟电厂按照“价格优先，容量优先，时间优先，按需调度”的原则，根据日前报价由低到高依次调用，报价均相同时优先调用额定容量较小的直调公用机组、自备电厂、储能设施、虚拟电厂，报价、容量均相同时优先调用报价较早的直调公用机组、自备电厂、储能设施、虚拟电厂。
第五十条 为保证电网安全运行，电力调度机构根据电网需要日内临时调用直调公用机组、自备电厂、储能设施调峰服务时，按照有偿调峰原则调用，特殊情况下根据电网调峰需求临时调用直调公用机组或自备电厂停机调峰。
第五十一条 对于因自身原因影响出力至有偿调峰基准以下的直调公用机组、自备电厂、储能设施、虚拟电厂等，不视为有偿调峰，由电力调度机构进行剔除，并将原因详细记录备查。
第四章 调频（自动发电控制AGC）辅助服务
第一节 基本原则
第五十二条 调频（自动发电控制AGC）辅助服务是指发电机组或储能设施在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。
第五十三条 电力调度机构负责根据机组或储能设施调节性能试验结果确定AGC装置投入资格，并有权对调节性能不满足要求的AGC装置取消AGC投入资格。
第五十四条 参与调频辅助服务市场的机组或储能设施须满足下述条件：
1.按并网管理有关规程规定装设AGC装置；
2.AGC装置性能指标满足调度运行管理规定相关要求。电力调度机构按季度发布AGC装置的调节速率、调节性能综合指标及AGC建议投运方式。
第五十五条 调频辅助服务市场采用日前申报、集中优化出清的方式开展。电力调度机构负责根据电网运行情况确定次日电网调频辅助服务总需求量，市场主体通过竞价方式提供调频辅助服务。
第五十六条 调频辅助服务交易根据日前市场出清价格结算，市场出清价格是指当日中标调频辅助服务的AGC装置（机组或储能设施）的最高报价。
试运行初期，设置调频辅助服务报价上、下限，上限暂按8元/兆瓦执行，下限为0元/兆瓦。
第二节 市场组织与竞价
第五十七条 调频辅助服务市场交易方式为日前组织、日内调整。调频辅助服务交易仅开展日前交易、暂不开展日内交易。调频辅助服务交易组织采用日前报价、统一出清的模式。
第五十八条 电力调度机构每日9时前公布次日调频辅助服务调节速率需求值（MW/min），每日10时前，具备AGC投入资格且有意愿提供调频辅助服务的火电机组、储能设施通过辅助服务交易平台申报参与AGC调节的补偿价格。
第五十九条 电力调度机构在机组开机组合基础上，计算调频辅助服务市场的出清结果，确定参与调频服务的市场主体。
第六十条 调频辅助服务市场日前出清程序如下：
1.按照“价格/性能优先，时间优先，按需调度”的原则，根据市场主体的调频服务排序价格从低到高依次进行出清，直至中标市场主体调频调节速率总和满足电网调频调节速率需求值，中标市场主体的最高调频服务申报价格作为调频服务的出清价格。次日为开停机状态的发电单元不参与调频市场日前出清。
2.在参与交易市场主体的调频调节速率不能满足电网次日调频调节速率需求的情况下，电力调度机构按照“性能优先、按需调度”的原则将不参与交易的市场主体纳入调频服务组合参与调频服务，优先调用调节性能综合指标较高的机组或储能设施，调频服务费用按照日前出清价结算。
3.若日前没有申报调频交易的市场主体，电力调度机构按照“性能优先、按需调度”的原则将不参与交易的市场主体纳入调频服务组合参与调频服务，优先调用调节性能综合指标较高的机组或储能设施，调频服务费用按照最近一个交易日的有效出清价结算。
第六十一条 辅助服务交易平台和山东电力交易平台每交易日17时前公布次日参与调频辅助服务的机组和储能设施竞标结果。
第三节 交易结果执行
第六十二条 电力调度机构在日内执行日前调频辅助服务市场出清结果。实际运行中，电力调度机构因电网需要临时调用调频辅助服务时，首先按照“价格/性能优先，时间优先，按需调度”的原则，调用申报参与调频服务的市场主体；然后按照“性能优先，按需调度”的原则调用不参与交易的各市场主体，优先调用调节性能综合指标较高的机组或储能设施。临时调用市场主体的调频辅助服务费用按照日前出清价格结算。
第六十三条 参与调频辅助服务的机组或储能设施不再参与有偿调峰交易竞价。
第五章 用户侧有偿调峰辅助服务
第一节 基本原则
第六十四条 用户侧有偿调峰辅助服务是指电力用户按照电网调峰需求，通过调整内部用电负荷等所提供的服务，包括填谷交易、削峰交易。用户侧与发电侧有偿调峰辅助服务分别组织市场出清、补偿及分摊费用独立计算。
第六十五条 有偿调峰辅助服务交易的参与方主要是电力批发用户、售电公司。电力批发用户直接参与辅助服务市场；电力零售用户应通过签约电力中长期交易的售电公司代理参与辅助服务市场，除需提交辅助服务市场入市承诺书外，还需提交其与售电公司签订的辅助服务零售合同，明确职责义务，约定获取补偿收益分成及违约经济责任。依据《国家发展改革委关于核定2020—2022年省级电网输配电价的通知》（发改价格规〔2020〕1508号）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》(发改能源规〔2020〕889号)，参与山东省电力中长期交易的电力用户承担辅助服务补偿分摊费用。
第二节 注册与变更
第六十六条 售电公司和电力用户符合参与辅助服务市场交易条件的，可直接在山东电力交易平台办理业务增项申请。
第六十七条 电力用户应提供参与辅助服务交易的用电单元信息和调节资源技术信息，电力零售用户通过售电公司聚合代理的方式参与。
第六十八条 售电公司注册时，其调节资源技术信息由山东电力交易平台根据与电力零售用户的代理关系自动叠加计算，满足调节能力要求的，获得辅助服务市场交易资格。
第六十九条 调节资源技术信息包括:最大调节能力、最小调节能力（不低于1兆瓦）、最大调节时长、最小调节时长（不低于2小时）、可调节时段（以小时为单位）等技术信息。
第七十条 市场主体注册信息发生变更时，应当在参与辅助服务交易申报5个工作日前，向电力交易机构提出变更申请。
第三节 合同管理
第七十一条 售电公司与电力零售用户在山东电力交易平台签订辅助服务零售合同，约定售电公司与电力零售用户参与辅助服务补偿、考核及返还的分成比例，明确参与辅助服务的用电单元，合同生效后相应用户调节资源归到售电公司名下，作为零售侧交易结算的依据。
第四节 启动条件及基线计算
第七十二条 在满足以下条件之一时，山东电力调度机构发布用户侧有偿调峰辅助服务需求：
1.日前预计次日存在电力供应能力不足风险、电网正备用不满足要求，发布用户侧削峰调峰需求；
2.日前预计次日新能源消纳困难、电网负备用不足，发布用户侧填谷调峰需求；
3.日前编制预计划，当火电机组因低谷调峰出力降至最大可调出力50%以下时，发布用户侧填谷调峰需求；
4.其他电力系统安全运行需要。
第七十三条 按照以下规则计算用户侧负荷和制定基线负荷，基线负荷是判定有偿调峰辅助服务交易执行效果的依据。
1.基线负荷、测量负荷以小时平均功率计算，即小时电量/1h，小时电量根据电网企业计量装置确定，如个别时点采集数据缺失，按《山东电力现货市场交易规则（试行）》附件三“市场用户电力数据拟合办法”拟合相应时段电量。单个电力用户资源的负荷，按用电户号下所有参与市场化交易计量点的负荷直接累加计算。
2.基线负荷指未参与有偿调峰辅助服务交易、以及未实施需求响应和有序用电时电力用户的小时平均负荷。基线负荷制定分工作日、周六、周日和节假日四种类型。工作日选取最近5个经拟合后的不参与有偿调峰辅助服务交易的同类型日负荷作为负荷样本，作为评价及结算采用的基线负荷。
3.基线负荷制定时剔除日电量低于5个样本日均电量25%或高于5个样本日均电量25%的样本，剩余样本求取小时平均值得到基线负荷；若剩余样本数小于2个，则需要重新增选同类型日样本，直至剩余样本数不小于2个。周六、周日和节假日的基线负荷制定参照工作日，其中样本数调整为3个。基线负荷分别按单个电力用户计算。
4.电网企业滚动计算单个电力用户的基线负荷，并于每日11:00前推送基线负荷数据，通过山东电力交易平台以私有信息方式向市场主体发布。
第五节 组织方式
第七十四条 工作日10时前，电力调度机构通过山东电力交易平台向电力用户、售电公司发布次日削峰交易或填谷交易需求信息，具体包括需求容量、需求时段（整点为起止时间）等信息。遇双休日或节假日，需连续发布双休日、节假日及之后第一个工作日的交易需求信息。
第七十五条 工作日12时前，有意愿参与次日有偿调峰辅助服务交易的电力批发用户、售电公司通过山东电力交易平台申报次日交易信息，未申报的默认为不参与交易。遇双休日或节假日，需连续申报双休日、节假日及之后第一个工作日的交易信息。主要包括：
（1）电力批发用户、售电公司削峰、填谷交易资源组合。
（2）资源组合中各类资源可调节容量，不小于最小响应能力之和、不大于参与资源最大响应能力之和。市场主体同时申报个体资源的可响应容量，作为电力零售用户零售交易合同结算参考。
（3）可调节时段，最大/最小调节时长，单个电力用户最小调节时长不低于2小时，最小响应容量不低于1兆瓦。
（4）调节价格，调节价格为单段报价，试运行初期设置上下限分别为P1、P2，详见附件1。
第七十六条 电力调度机构按照“价格优先、时间优先、按需调度”的原则组织有偿调峰辅助服务出清，根据日前报价由低到高依次调用，报价相同时优先调用报价较早的电力用户、售电公司，直至满足容量需求，采用边际出清定价模式，出清价格为最后一个电力用户、售电公司的申报价格，但不得超过出清限价，最后一个电力用户、售电公司全量中标。
第七十七条 工作日15时前，电力调度机构根据次日电网负荷预测、安全约束、送入山东的跨省区联络线计划等边界条件组织用户侧有偿调峰辅助服务交易预出清，并发布电力用户、售电公司参与次日有偿调峰辅助服务交易的预出清结果。电力调度机构根据预出清结果修正次日负荷和母线负荷预测并用于发电计划编制。遇双休日或节假日，需连续发布双休日、节假日及之后第一个工作日的预出清结果，并修正相应日期的负荷和母线负荷预测。
第七十八条 工作日17时前，电力用户、售电公司通过山东电力交易平台完成日前预出清结果确认，逾期未确认的，默认不参与次日有偿调峰辅助服务。
第七十九条 电力用户、售电公司根据日前确认后的中标结果，安排自身用电负荷，确保能够提供符合规则要求的辅助服务。
第五节 交易评价和考核
第八十条 电力用户、售电公司执行中标结果后第3个工作日，山东电力调度机构根据电网企业推送的执行日基线负荷和实际测量负荷，计算评价执行效果。
削峰交易实际响应容量=基线负荷-实际测量负荷
填谷交易实际响应容量=实际测量负荷-基线负荷
注：若该小时实际响应容量大于等于中标容量的50%且小于70%，该小时实际响应容量的60%计入有效响应容量；若该小时实际响应容量大于等于中标容量的70%且小于等于120%，该小时实际响应容量全部计入有效响应容量；若该小时实际响应容量大于中标容量的120%，该小时有效响应容量计为中标容量的120%。对于实际响应容量未达到中标容量的50%，视为无效响应。
第八十一条 对电力用户无效响应容量进行考核，考核费用按小时计算。
各小时考核费用=max（中标容量×50%-实际响应容量，0）×出清价格×M
其中，M为惩罚因子，暂按附件1设置，并视市场运行情况调整。考核费用日清月结，由当次参与收益分摊用户按月度用电量比例分享。
第八十二条 执行日后第4个工作日，通过山东电力交易平台向电力用户、售电公司披露执行日有效响应容量。月度结算前发生因基线负荷、有效响应容量差错等引起的费用调整，由市场主体在收到执行日有效响应容量披露数据后5个工作日内通过山东电力交易平台提交申请和相关证明材料，山东电力调度机构会同电网企业核查情况，对确认差错需要重新推送结算的数据，按日重新计算后并入当月结算依据。月度结算后发生的不予退补。
第六章 计量与结算
第一节 基本原则
第八十三条 电网企业按照调度管辖范围记录所辖发电企业、储能设施、虚拟电厂、电力用户、售电公司等市场主体辅助服务交易、调用、计算和结算等情况。
第八十四条 辅助服务计量的依据为：电力调度指令、能量管理系统（EMS）、山东电网调度管理应用系统（OMS）、发电机组调节系统运行工况在线上传系统、广域测量系统（WAMS）等调度自动化系统采集的实时数据，电能量采集计费系统的电量数据、当值调度员的调度录音记录等。
第八十五条 发电企业、市场化用户和售电公司自建蓄热设施、电锅炉、储能等装置并参与辅助服务交易时，须将蓄热设施、电锅炉、储能等装置的实时量测数据按照规定接入山东电力调度机构的能量管理系统。
第八十六条 辅助服务费用实行专项管理，按照收支平衡原则，按照调度管辖范围统一进行结算。发电侧与用户侧参与有偿调峰辅助服务补偿、分摊费用相互独立、分别计算。
第八十七条 辅助服务费用纳入发电企业、售电公司、市场用户的电费结算账单，与次月电费同步计算并结算。发电厂、储能设施、虚拟电厂、电力用户、售电公司等市场主体在次月电费总额基础上加（减）应获得（支付）的辅助服务补偿、返还（分摊、考核）费用额度，与次月电费一并结算。
第八十八条 同一厂站、不同投资主体的市场主体按照上网电量比例进行清算、结算。
第八十九条 跨省区联络线调峰补偿和分摊费用按单位统计周期，由国网山东省电力公司在联络线交换电量结算时一并结算。
第九十条 电网企业在4个工作日内，向电力调度机构提供自备电厂、虚拟电厂、地方公用发电企业和分布式光伏（户用、扶贫项目除外）当日分时上网电量或日上网电量数据，以及参与调峰辅助服务电力用户的当日分时用电量数据。电力调度机构计算发电侧当日分时辅助服务补偿和分摊费用，以及用户侧辅助服务实际响应容量。电网企业依据电力调度机构提供的用户侧辅助服务实际响应容量，计算用户侧参与调峰辅助服务电力用户当日分时补偿费用、分摊费用和无效响应考核费用。
第九十一条 若地方公用发电企业和分布式光伏（户用、扶贫项目除外）不具备每日上网电量数据采集，电网企业每月第4个工作日内将上月地方公用发电企业和分布式光伏（户用、扶贫项目除外）全月上网电量发送至电力调度机构。电力调度机构依据本规则约定方法，将地方公用发电企业和分布式光伏（户用、扶贫项目除外）的月度上网电量分解至日分时上网电量后，计算发电侧辅助服务分摊费用。
第九十二条 电力交易机构和电网公司分别提供参与电力中长期市场和未参与电力中长期市场的辅助服务市场主体结算依据。
第二节 发电侧有偿调峰辅助服务
第九十三条 发电侧有偿调峰辅助服务单位统计周期是交易量计算的基本时间单位，以15分钟为一个周期进行统计，在每个统计周期中计算调峰辅助服务补偿和分摊费用。
第九十四条 直调公用机组获得补偿费用根据开机机组不同时段调峰深度所对应的各档阶梯出清电价进行统计，计算方式如下：
图片
第九十五条 自备电厂获得补偿费用根据自备电厂实际调峰电量与补偿价格进行计算，计算方式如下：
公式：自备电厂有偿调峰补偿费用＝自备电厂实际调峰电量×补偿价格
其中：自备电厂调峰电量是指电厂通过减少出力（小于自供负荷）增加的下网电量。
第九十六条 送入山东的跨省区联络线按送端节点等效发电机组参与有偿调峰，不参与有偿调峰交易竞价，获得补偿费用按照不同时段调峰深度所对应的各档阶梯出清电价进行统计（调峰深度以当日送电高峰负荷作为最大出力计算），计算方式如下：
第九十七条 储能设施获得的补偿费用根据储能设施充电电量所对应的出清价进行统计，计算公式如下：
公式：储能设施有偿调峰补偿费用＝充电电量×实际出清电价
第九十八条 虚拟电厂获得的补偿费用根据调峰电量所对应的出清价进行统计，计算公式如下：
公式：虚拟电厂有偿调峰补偿费用＝有偿调峰电量×实际出清电价
调峰电量计算标准如下：
注：若该小时实际调峰电量大于等于中标容量的50%且小于70%，该小时实际调峰电量的60%计入有效调峰电量；若该小时实际调峰电量大于等于中标容量的70%且小于等于120%，该小时实际调峰电量全部计入有效调峰电量；若该小时实际调峰电量大于中标容量的120%，该小时有效调峰电量计为中标容量的120%。对于实际调峰电量未达到中标容量的50%，视为无效响应。
第九十九条 并网火电厂、储能设施、虚拟电厂有偿调峰辅助服务补偿费用由火电厂、集中式风电场、集中式光伏电站、核电厂、送入山东的跨省区联络线、地方公用电厂、分布式光伏（户用、扶贫项目除外）等共同分摊。其中直调公用火电厂、集中式风电场、集中式光伏电站、核电厂按照发电量参与分摊，自备电厂、地方公用电厂、分布式光伏（户用、扶贫项目除外）按照上网电量参与分摊。
（一）火电厂、跨省联络线分摊方法：参与分摊的火电厂根据发电量进行分摊，直调公用机组深度调峰至最大可调出力的40%以下时不参与补偿费用分摊，参与分摊的跨省区联络线根据受电量进行分摊。具体分摊金额按照以下方式计算：
公式1：火电厂调峰分摊金额＝[火电厂发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总发电量＋省内参与分摊的所有集中式风电场总发电量＋省内参与分摊的所有集中式光伏电站总发电量＋省内核电厂总发电量＋跨省区联络线总受电量+自备电厂上网电量、地方公用电厂上网电量、分布式光伏上网电量）]×调峰补偿总金额
公式2：跨省区联络线调峰分摊金额＝[跨省区联络线受电量/（省内参与分摊的所有火电厂总发电量＋省内参与分摊的所有集中式风电场总发电量＋省内参与分摊的所有集中式光伏电站总发电量＋省内核电厂总发电量＋跨省区联络线总受电量+自备电厂上网电量+地方公用电厂上网电量+分布式光伏上网电量）]×调峰补偿总金额
（二）集中式风电场、光伏电站分摊方法：参与分摊的风电场、光伏电站按照发电量比例进行分摊。具体分摊金额按照以下方式计算：
公式：集中式风电场、光伏电站调峰分摊金额＝[集中式风电场、光伏电站发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总发电量＋省内参与分摊的所有集中式风电场总发电量＋省内参与分摊的所有集中式光伏电站总发电量＋省内核电厂总发电量＋跨省区联络线总受电量+自备电厂上网电量+地方公用电厂上网电量+分布式光伏上网电量）]×调峰补偿总金额
（三）核电厂分摊方法：参与分摊的核电厂按照发电量比例进行分摊。分摊公式如下：
公式：核电厂调峰分摊金额＝[核电厂发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总发电量＋省内参与分摊的所有集中式风电场总发电量＋省内参与分摊的所有集中式光伏电站总发电量＋省内核电厂总发电量＋跨省区联络线总受电量+自备电厂上网电量+地方公用电厂上网电量+分布式光伏上网电量）]×调峰补偿总金额
（四）自备电厂分摊方法：参与分摊的自备电厂按照上网电量比例进行分摊。分摊公式如下：
公式：自备电厂调峰分摊金额＝[自备电厂上网电量/（省内参与分摊的所有火电厂总发电量＋省内参与分摊的所有集中式风电场总发电量＋省内参与分摊的所有集中式光伏电站总发电量＋省内核电厂总发电量＋跨省区联络线总受电量+自备电厂上网电量+地方公用电厂上网电量+分布式光伏上网电量）]×调峰补偿总金额
（五）地方公用电厂分摊方法：参与分摊的地方公用电厂按照上网电量比例进行分摊。分摊公式如下：
公式：地方公用电厂调峰分摊金额＝[地方公用电厂上网电量/（省内参与分摊的所有火电厂总发电量＋省内参与分摊的所有集中式风电场总发电量＋省内参与分摊的所有集中式光伏电站总发电量＋省内核电厂总发电量＋跨省区联络线总受电量+自备电厂上网电量+地方公用电厂上网电量+分布式光伏上网电量）]×调峰补偿总金额
（六）分布式光伏分摊方法：参与分摊的分布式光伏按照上网电量比例进行分摊。分摊公式如下：
公式：分布式光伏调峰分摊金额＝[分布式光伏上网电量/（省内参与分摊的所有火电厂总发电量＋省内参与分摊的所有集中式风电场总发电量＋省内参与分摊的所有集中式光伏电站总发电量＋省内核电厂总发电量＋跨省区联络线总受电量+自备电厂上网电量+地方公用电厂上网电量+分布式光伏上网电量）]×调峰补偿总金额
第一百条 地方公用电厂具备发电机组分时上网电量数据采集条件的，采用分时上网电量计算分摊费用。不具备发电机组分时上网电量数据采集条件的地方公用电厂，将每日上网电量均分至全天24小时作为分时上网电量计算分摊费用；若不具备每日上网电量数据采集，将全月上网电量均分至每日24小时后作为分时上网电量计算分摊费用。
第一百〇一条 分布式光伏具备分时上网电量数据采集条件的，采用分时上网电量计算分摊费用。不具备分时上网电量数据采集条件的分布式光伏，将每日上网电量按照当日10千伏及以上并网分布式光伏出力总加曲线拟合为当日分时上网电量计算分摊费用；若不具备每日上网电量数据采集，将其全月上网电量依据当月每日10千伏及以上并网分布式光伏出力总加曲线拟合为每日分时上网电量后计算分摊费用。
第一百〇二条 临时调用调峰电量是指电力调度机构根据电网需要日内临时调用调峰服务时的电量，临时调用调峰电量补偿计算按照有偿调峰规定执行。临时调用直调公用机组调峰服务价格按照以下原则执行：降出力调峰档位价格执行调用时段相应档位出清价，相应档位无出清价的按照上一档位出清价结算，所有档位均无出清价的按照对应档位报价上限的50%给予补偿；停机调峰未停机档位价格执行调用停机初始时段相应档位出清价，相应档位无出清价的按照上一档位出清价结算，所有档位均无出清价的按照对应档位报价上限的50%给予补偿。停机档位调峰价格执行该机组日前申报停机价和本规则所设置停机调峰价格上限两者之中的较小值。临时调用自备电厂、储能设施参与调峰服务的补偿价格执行调用时段相应出清价，无出清价的按照该类设备最近一次的有效出清价格补偿，无有效出清价格时按照该设备对应报价上限的50%给予补偿。
第三节 调频（自动发电控制AGC）辅助服务
第一百〇三条 调频辅助服务补偿按机组或储能设施为单位计量、结算，补偿和分摊费用按日统计，按月结算。
同时，当机组或储能设施进行折返调节时，增加机组或储能设施额定容量的0.5％到调节深度中去。
（2）Kpd为机组当天的调节性能指标（储能设施性能指标参照执行），具体计算见附件；
（3）YAGC为AGC辅助服务补偿出清价格。
（4）CAGC为AGC辅助服务贡献率，初期暂定直调公用火电机组AGC贡献率为1.0，储能设施AGC贡献率为0.1。
第一百〇四条 调频辅助服务补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、核电厂以及送入山东的跨省区联络线按当日发和受电量比例分摊。
公式：各火电厂、风电场、光伏电站、核电厂、跨省区联络线AGC补偿分摊费用＝[各火电厂、风电场、核电厂、跨省区联络线当日受电量/（省内参与分摊的所有火电厂当日总发电量＋省内参与分摊的所有风电场当日总发电量＋省内核电厂当日总发电量＋跨省区联络线当日总受电量）]×AGC当日总补偿费用
第一百〇五条 电力调度机构因电网需要临时调用调频辅助服务时，临时调用的AGC装置辅助服务补偿费用按照日前出清价结算。
第四节 用户侧有偿调峰辅助服务
第一百〇六条 用户侧有偿调峰辅助服务单位统计周期是交易量计算的基本时间单位，以1小时为一个周期进行统计，在每个统计周期中计算调峰辅助服务补偿和分摊费用。
第一百〇七条 每个连续调用时段内中标并提供有效响应容量的电力批发用户、售电公司，按小时计算调用收益，日清月结，具体计算公式如下。
公式：电力用户有偿调峰补偿费用=有效响应容量×出清电价
全月电力批发用户、售电公司总调用收益为每个连续时段内总调用收益累加。
第一百〇八条 电力用户、售电公司有偿调峰辅助服务补偿费用由参与山东电力市场中长期交易的电力用户按调用时段内用电量共同分摊。具体分摊金额按照以下方式计算：
公式：电力用户调峰分摊金额＝（电力用户用电量/省内参与分摊的所有电力用户用电量）×调峰补偿总金额
第一百〇九条 电力调度机构、电力交易机构会同电网企业结合每日用户侧有偿调峰交易出清结果，做好电力市场用户分摊费用测算，当月度电力市场用户度电分摊费用将超过度电标准Q上限时，当月用户侧有偿调峰交易补偿费用乘以折算系数结算，度电标准Q暂按附件1设置。
折算系数=度电标准Q/月度电力市场用户度电分摊费用
第一百一十条 每月16日前，电力调度机构向电力交易机构提供上月辅助服务市场交易实际执行结果，电网企业向电力交易机构提供所有参与上月山东电力市场中长期交易电力用户的月度个体累计补偿费用、分摊费用和无效响应考核费用。
第一百一十一条 每月18日前，电力交易机构根据电力调度机构和电网企业提供的数据，计算售电公司、辅助服务市场零售用户、辅助服务市场批发用户以及未参与辅助服务市场电力用户的上月辅助服务费用，通过山东电力交易平台公示2日。电力用户、售电公司如有异议应在2日内通知电力交易机构，由电力交易机构给予解释，逾期则视同没有异议。各类市场主体辅助服务费用计算过程如下：
（1）售电公司：电力交易机构根据辅助服务零售合同约定的补偿、考核及返还分成比例，计算售电公司通过代理零售用户参与辅助服务市场产生的各类月度分成费用，各类月度分成费用之和即为其上月辅助服务费用。
（2）辅助服务市场零售用户：电力交易机构根据辅助服务零售合同约定的补偿、考核及返还分成比例，计算辅助服务市场零售用户各类月度分成费用，各类月度分成费用与其当月分摊费用之和即为其上月辅助服务费用。
（3）辅助服务市场批发用户：辅助服务市场批发用户月度累计补偿、分摊、考核及返还费用之和即为其上月辅助服务费用。
（4）未参与辅助服务市场电力用户：未参与辅助服务市场电力用户月度累计分摊费用即为其上月辅助服务费用。
第一百一十二条 每月25日前，电力交易机构将公示确认的市场主体上月辅助服务费用提交给电网企业进行结算。
第一百一十三条 电力交易机构通过山东电力交易平台向市场主体披露用户侧有偿调峰辅助服务补偿、分摊、考核及返还费用等结算信息。
第七章 信息发布
第一百一十四条 市场运营机构按照公众信息、公开信息、私有信息分类范围，及时、准确、完整、规范开展信息披露工作。
公众信息包括辅助服务交易适用的法律法规、政策性文件、市场规则，各类市场主体注册及变更情况，辅助服务交易总体出清结果和价格情况等。
公开信息包括市场主体基本信息、辅助服务需求等信息。
私有信息包括发电企业、储能设施、虚拟电厂、电力用户、售电公司辅助服务中标容量、中标时段、补偿费用、分摊费用、考核及返还费用等。
第一百一十五条 电力调度机构应建立辅助服务市场技术支持系统，发布辅助服务市场相关信息，逐步完善辅助服务管理技术支持系统，并将信息接入能源监管机构的监管信息系统。
第一百一十六条 调峰、AGC辅助服务市场信息分为日信息及月度信息，内容包括发电侧及用户侧市场主体的调峰、AGC辅助服务补偿和分摊对象、时段、调整量、价格、费用等，参与调峰辅助服务市场自备电厂需发布机组名称、容量等参数。
第一百一十七条 电力调度机构通过辅助服务市场技术支持系统每小时对调度管辖范围内所有发电企业发布调峰辅助服务出清结果等实时信息。
第一百一十八条 电力调度机构在下一个工作日10时前通过辅助服务市场技术支持系统发布直调公用机组、自备电厂、储能设施当日信息。电力调度机构下一个工作日17时前将发电侧市场主体当日信息发送至山东电力交易平台。
电网企业在4个工作日内，向电力交易机构提供参与调峰辅助服务电力用户的当日补偿费用、分摊费用和无效响应考核费用。
电力交易机构会同电力调度机构在5个工作日内，将各发电厂、储能设施、虚拟电厂、电力用户、售电公司当日信息向市场主体发布，各市场主体如对当日信息有异议，应于发布之日起1个工作日内向市场运营机构提出核对要求，逾期则视同无异议。
当日信息包括且不限于有偿调峰交易调峰电量、补偿费用，AGC辅助服务补偿和分摊信息等。
第一百一十九条 每月18日前（节假日顺延），电力交易机构会同电力调度机构将上月补偿、分摊、考核及返还初步情况向市场主体披露。
第一百二十条 各市场主体对上月补偿、分摊、考核及返还情况有异议，应在每月20日前向市场运营机构提出复核申请，市场运营机构经核查后，在2日内予以答复，仍有异议的，可向山东能源监管办提出申诉。
第一百二十一条 经电力交易机构公示3日无异议后，电网企业按市场运行结果开展结算。
第一百二十二条 每月22日前，电力交易机构会同电力调度机构将上月辅助服务市场月度信息以正式文件和电子版本形式向山东能源监管办备案。
第一百二十三条 若发生异议致市场运行结果确需调整的，应立即报告山东能源监管办，结果经调整后应重新公示3日并重新备案后方可开展结算。
第八章 市场监管及干预
第一百二十四条 市场运营机构应将辅助服务交易情况、交易合同等信息报山东能源监管办备案。
第一百二十五条 山东能源监管办可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查，对市场主体和市场运营机构违反有关规定的依法依规进行处理。
第一百二十六条 发生以下情况时，山东能源监管办可对市场进行干预，也可授权市场运营机构进行临时干预：
（一）市场主体滥用市场力、串谋及其他严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱；
（二）电力系统或技术支持平台发生故障，导致市场无法正常进行时；
（三）其他必要情况。
第一百二十七条 市场干预的主要手段包括：
（一）调整有偿调峰基准；
（二）制定或调整市场限价；
（三）调整AGC投入资格标准；
（四）暂停市场交易，处理和解决问题后重新启动。
第一百二十八条 因辅助服务交易、调用、统计及结算等情况发生争议的，可向山东能源监管办申请争议调解。
第九章 附则
第一百二十九条 辅助服务市场分摊费用、补偿费用标准等市场参数根据市场实际运行情况适时调整。
第一百三十条 本规则由山东能源监管办负责解释。
第一百三十一条 山东省实施的《华北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》中的调峰和AGC补偿规定、《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》（鲁监能市场规〔2020〕110号）停止执行。
第一百三十二条 本规则自2021年*月*日起施行。
附件1：
附件2
来源：世纪储能
