12月12日，國家能源局華中監(jiān)管局關于印發(fā)《重慶電力調頻輔助服務市場運營規(guī)則》的通知。通知指出，統(tǒng)調范圍內并網運行的風電、光伏、儲能電站、儲能系統(tǒng)、火電、水電機組。
原文如下：
關于印發(fā)《重慶電力調頻輔助服務市場運營規(guī)則》的通知
國網西南分部，重慶市電力公司，重慶電力交易中心，各市場主體：
為適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，進一步深化重慶電力輔助服務市場建設，持續(xù)豐富輔助服務交易品種，保障電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質、經濟運行，華中能源監(jiān)管局組織制定了《重慶電力調頻輔助服務市場運營規(guī)則》，現(xiàn)予印發(fā)，請遵照執(zhí)行。
附件：重慶電力調頻輔助服務市場運營規(guī)則
（此頁無正文）
國家能源局華中監(jiān)管局
2022年12月8日
重慶電力調頻輔助服務市場運營規(guī)則
第一章 總 則
第1為加快適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展，發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，進一步深化重慶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，提升重慶電網安全、穩(wěn)定、經濟運行水平，制定本規(guī)則。
第2本規(guī)則依據(jù)《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(fā)〔2015〕9號）及其相關配套文件、《國家能源局關于印發(fā)<電力并網運行管理規(guī)定>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕60 號）、《國家能源局關于印發(fā)<電力輔助服務管理辦法>的通知》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號）等國家法律、法規(guī)及行業(yè)標準制定。
第3電力調頻輔助服務是指并網主體在一次調頻以外，通過自動功率控制技術，包括自動發(fā)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(jié)速率實時調整發(fā)用電功率，以滿足電力系統(tǒng)頻率、聯(lián)絡線功率控制要求的服務，其調節(jié)效果通過調頻里程和綜合調頻性能指標衡量。
第4本規(guī)則適用于重慶電力調頻輔助服務市場運營及管理。電力調頻輔助服務市場正式運行期間，AGC補償管理按本規(guī)則執(zhí)行，《華中區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》中AGC相關條款不再執(zhí)行，AGC考核管理按照《華中區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則》相關條款執(zhí)行。
第5重慶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。電力調度機構根據(jù)電網運行需要組織兩個市場順序出清，保障電力系統(tǒng)調峰、調頻需要。
第6國家能源局華中能源監(jiān)管局（以下簡稱“華中能源監(jiān)管局”）負責重慶電力調頻輔助服務市場的監(jiān)督與管理，負責監(jiān)管本規(guī)則的實施。
第二章 市場成員
第7重慶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(yè)。市場主體包括發(fā)電企業(yè)、電力用戶、配售電企業(yè)和儲能企業(yè)等。
第8市場運行初期，統(tǒng)調范圍內以下市場主體為調頻輔助服務提供者：
（1）發(fā)電企業(yè)：單機容量30萬千瓦及以上的燃煤機組、單機容量10萬千瓦及以上的燃氣機組、單機容量4萬千瓦及以上的水電機組。
（2）獨立儲能：容量0.5萬千瓦及以上，持續(xù)時間2小時以上的獨立儲能電站及儲能裝置。
（3）聯(lián)合儲能：允許具備提供調頻輔助服務能力的儲能裝置、儲能電站與新能源電站聯(lián)合作為調頻輔助服務提供者，包括：風儲、光儲等。
（4）其它市場主體：根據(jù)市場運行情況，虛擬電廠、負荷聚合商、非統(tǒng)調電廠等市場主體在具備條件后，經電力調度機構同意可納入調頻輔助服務提供者范圍。
第9參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，或經法人單位授權的內部核算市場主體，可參與市場交易。
（二）簽訂并網調度協(xié)議。
（三）按照國家和行業(yè)標準具備AGC/APC功能，并能響應電力調度機構統(tǒng)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(shù)修改、控制邏輯變更等導致調頻性能發(fā)生明顯變化的，經具有資質的檢測機構進行試驗。試驗合格后可向電力調度機構申請綜合調頻性能指標測試，測試期間調頻里程和調頻容量均不支付補償費用。
第10調頻輔助服務費用由以下市場主體進行分攤：
（發(fā)電企業(yè)：統(tǒng)調范圍內并網運行的風電、光伏、儲能電站、儲能系統(tǒng)、火電、水電機組；具備條件的外來電；具備條件的非統(tǒng)調發(fā)電企業(yè)；
（二）參與市場化交易的電力用戶（含電網企業(yè)代理購電用戶）等；
（三）其他需要分攤重慶電力調頻輔助服務市場補償費用的市場主體。
第11電力調度機構主要職責是：
（一）按照規(guī)則運營重慶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(tǒng)；
（三）依據(jù)市場規(guī)則組織交易，按照交易結果調用調頻單元；
（四）按規(guī)定發(fā)布市場信息；
（五）向電力交易機構提供市場交易結果；
（六）評估市場運行狀態(tài)，對市場規(guī)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(tǒng)安全運行；
（八）向華中能源監(jiān)管局報送市場相關信息；
（九）其他法律、法規(guī)、規(guī)章、規(guī)范性文件所賦予的職責。
第12電力交易機構主要職責是：
（負責建設、運行和維護電力交易平臺；
（負責市場主體注冊等管理；
（負責市場主體交易申報；
（提供電力交易結算依據(jù)及相關服務；
（按規(guī)定報送和披露有關市場信息；
（其他法律、法規(guī)、規(guī)章、規(guī)范性文件所賦予的職責。
第13電網企業(yè)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(fā)電企業(yè)上網電量（落地電量）和電力用戶（含電網企業(yè)代理購電用戶）用電量等市場交易結算所需信息；
（二）按照代理購電相關規(guī)定將電網企業(yè)代理購電用戶分攤費用納入代理購電價格進行疏導；
（三）按時完成電費結算；
（四）按規(guī)定發(fā)布有關市場信息；
（五）其他法律、法規(guī)、規(guī)章、規(guī)范性文件所賦予的職責。
第14市場主體的主要職責是：
（一）按要求提供基礎技術參數(shù)，并提供有國家資質單位出具的電力調頻輔助服務能力合格測試報告；
（二）負責電力設備的運行與維護，確保能夠根據(jù)電網調度指令提供符合規(guī)定標準的調頻輔助服務；
（三）按規(guī)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；
（四）參與市場結算，按規(guī)則獲得電力調頻輔助服務收益，繳納電力調頻輔助服務費用和違約考核費用；
（五）其他法律、法規(guī)、規(guī)章、規(guī)范性文件所賦予的職責。
第三章市場交易
第15重慶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16綜合調頻性能指標是調頻單元提供調頻輔助服務過程中調節(jié)速度、調節(jié)精度、響應時間三個性能的綜合體現(xiàn)。
第17綜合調頻性能指標按次計算，調頻單元第次AGC調節(jié)的綜合性能指標為：
式中，是調頻單元第次調節(jié)過程中的綜合調頻性能指標；
調節(jié)速率，是指AGC響應設點指令的速率，衡量的是調頻單元第次調節(jié)過程中響應設點指令實際調節(jié)速度與其應達到的標準速度相比達到的程度；
調節(jié)精度，是指AGC響應穩(wěn)定以后，實際出力和設點出力之間的差值，衡量的是調頻單元第次調節(jié)過程中實際調節(jié)偏差量與其允許達到的偏差量相比達到的程度；
響應時間，是指系統(tǒng)發(fā)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(jié)方向一致的調節(jié)死區(qū)所用的時間，衡量的是調頻單元第次調節(jié)過程中實際響應時間與標準響應時間相比達到的程度。
綜合調頻性能指標日平均值
式中，反映調頻單元在一天內次調節(jié)過程中的綜合調頻性能指標平均值；N為當日調節(jié)過程次數(shù)。
調頻單元的綜合調頻性能指標具體計算方法見附錄。
第18參與調頻市場的調頻單元綜合調頻性能指標應不低于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(tǒng)計并發(fā)布調頻單元的綜合調頻性能指標，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(xù)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，且在對調頻單元性能進行改造前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綜合調頻性能指標測試，測試期間調頻單元AGC應連續(xù)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19市場主體在日前開展調頻里程報價。燃煤和燃氣調頻單元以單機AGC模式參與調頻市場，水電調頻單元以廠級AGC模式參與調頻市場，其它調頻單元視為廠級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20現(xiàn)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(xiàn)貨電能量市場運行時，同時參與調頻市場和現(xiàn)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調頻里程補償。
第21參與調頻市場的市場成員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元/兆瓦、6元/兆瓦。電力調度機構根據(jù)后續(xù)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(jiān)管局同意后執(zhí)行。
第四章 市場組織
第22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1小時為一個交易時段，每個交易時段集中出清。
第23標準調頻容量指調頻單元可參與系統(tǒng)自動調頻的向上或向下的調節(jié)范圍。計算公式如下:
標準調頻容量=min（V0×α1，Pn×α2）
其中，V0為標準調節(jié)速率，Pn為調頻單元容量，詳見附錄；
α1：燃煤、燃氣、水電為5分鐘，獨立儲能、聯(lián)合儲能為3秒鐘；
α2：燃煤、燃氣、水電為10%，獨立儲能、聯(lián)合儲能為10%。
α1和α2取值視市場實際運行情況調整。
第24為防止調頻造成系統(tǒng)潮流分布大幅變化影響系統(tǒng)穩(wěn)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(tǒng)調頻容量需求值的20%；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(qū)調頻容量需求值的20%）。
第25將各調頻輔助服務提供者的申報價格，除以其最近一個調用日的綜合調頻性能指標，得到其排序價格：
式中，為AGC調頻單元的原始報價。
第26調頻市場交易流程如下：
（一）運行日（D）為執(zhí)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(jié)假日可提前至節(jié)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(jù)次日（多日）負荷預測、新能源出力預測、以及電網運行狀態(tài)等因素發(fā)布次日（多日）調頻容量需求，暫定為系統(tǒng)負荷預測最大值的1%-5%，電力調度機構可依據(jù)運行日（D）市場運行情況及實際電網調頻情況，按需調整系統(tǒng)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）17:30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）形成的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(fā)電、燃料供應、極端天氣等情況，交易時段前30分鐘根據(jù)當天電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27調頻市場出清原則如下：
（根據(jù)調頻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(qū)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(yōu)先出清高的調頻單元；當調頻單元的排序價格與均相同時，優(yōu)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(tǒng)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(tǒng)一出清價格對調頻單元進行按需調用。
（五）市場初期，為保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，獨立儲能、聯(lián)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α3，α3值暫定為30%，后期根據(jù)市場運行情況進行調整。
第28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(tǒng)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29調頻市場的出清結果不滿足電網運行要求時按下述方式處理，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(xiàn)所有中標的調頻單元已調用仍不滿足系統(tǒng)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，直至滿足系統(tǒng)調頻容量需求。若申報調頻單元被調用完畢后，仍不能滿足系統(tǒng)調頻容量需求，電力調度機構可對其他未申報調頻單元進行按需調用。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(xù)提供。
第30出現(xiàn)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，按照以下公式繳納調頻違約金：
調頻違約金=中標調頻容量×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(xiàn)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懲罰措施。
（五）當調頻單元出現(xiàn)反調情況，若交易時段小于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(jié)過程，納入調節(jié)過程開始時刻所在時段進行統(tǒng)計和計算。
第五章 計量與結算
第31電力調度機構按照調度管轄范圍記錄所轄市場主體輔助服務交易、調用等情況。調頻市場計量的依據(jù)為：電力調度指令、智能電網調度控制系統(tǒng)（D5000）、“兩個細則”技術支持系統(tǒng)數(shù)據(jù)等。
第32電力調度機構將調頻市場交易執(zhí)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(jù)。
第33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34調頻市場補償費用包括調頻容量補償、調頻里程補償兩個部分。
（一）調頻里程補償
調頻單元的調頻里程補償按日統(tǒng)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。調頻單元的調頻里程補償按日統(tǒng)計按月進行結算，調頻單元日調頻里程補償計算公式如下：
其中，N為當日總交易時段數(shù)；
為調頻單元在交易時段內的調節(jié)里程；
為調頻單元在交易時段內的綜合調頻性能指標；
為交易時段內的調頻里程出清價格；
為調頻單元的調節(jié)系數(shù)，暫定燃煤、燃氣的調節(jié)系數(shù)為1；水電調節(jié)系數(shù)為0.8；獨立儲能、風儲、光儲調節(jié)系數(shù)為0.7。
（二）調頻容量補償
中標的調頻單元容量補償按日統(tǒng)計，按月結算，調頻單元日容量補償計算公式如下：
其中，N為當日總交易時段數(shù)。
為調頻單元在交易時段內的中標調頻容量；
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35重慶電力調頻輔助服務市場分攤費用=補償費用-調頻違約金。
在用戶側參與分攤前，由發(fā)電側市場主體全額分攤。發(fā)電側之間按各發(fā)電企業(yè)月度上網電量（或者送重慶的落地電量）比例分攤。
在用戶側參與分攤后，分攤費用由所有市場主體中發(fā)電側與用戶側按1:1分攤。其中發(fā)電側之間按各發(fā)電企業(yè)送重慶月度上網電量（或落地電量）比例分攤，用電側之間按各用戶月度用電量比例分攤。配售電公司作為用戶側市場主體，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(yè)代理購電的工商業(yè)用戶按照月度實際用電量計算在重慶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36各市場主體在重慶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，按重慶電力交易中心提供的結算依據(jù)結算費用，隨月度電費結算。
第37重慶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13日前將重慶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(yè)在每月13日前將參與調頻輔助服務費用分攤的發(fā)電企業(yè)上網電量（落地電量）和電力用戶（含電網企業(yè)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(fā)電側總體分攤費用的計算，用戶側參與分攤后，同步完成用戶側總體分攤費用的計算。電網企業(yè)、電力交易機構根據(jù)結算關系在每月18日前完成相關市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(yè)、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38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(jù)）上單列，市場主體按電費結算單（結算依據(jù)）結算費用。
第六章 信息發(fā)布
第39市場信息按公開對象分為公眾信息、公開信息和私有信息。公眾信息是指向社會公眾公布的數(shù)據(jù)和信息，公開信息是指向所有市場成員公開提供的數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)和信息。
第40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(fā)布運行日負荷預測（公開信息）、運行日24小時各時段調頻控制區(qū)的調頻容量需求值（公開信息）、里程報價范圍（公開信息）、申報開始和截止時間（公開信息）。在完成交易后，發(fā)布市場主體出清結果（私有信息）、市場出清價格（公開信息）、平均中標調頻單元數(shù)（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、具備參與調頻市場的調頻單元數(shù)及調節(jié)容量、平均中標調頻單元數(shù)（公開信息），調頻里程平均成交價格（公開信息）、調頻里程總數(shù)和日平均數(shù)（公開信息）、調頻里程總收益和日平均收益（公開信息）、調頻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）、不同電源類型的調頻里程收益、分攤和凈收入，市場運營績效分析情況、違反調頻市場規(guī)則的有關情況（公開信息）。
第41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17:30前披露。各發(fā)電企業(yè)如對日信息有異議，應于第2個工作日的17:30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17:30前發(fā)布確認后的統(tǒng)計結果。
第42電力調度機構應在每月10日前發(fā)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提出核對要求。電力調度機構于每月12日前發(fā)布確認后的統(tǒng)計結果，若市場主體仍有異議的可提出申訴。
第43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(shù)據(jù)接口。電力調度機構應及時向電力交易機構推送相關信息。
第七章 市場監(jiān)管與干預
第44電力調度機構、電力交易機構應根據(jù)華中能源監(jiān)管局的監(jiān)管要求，將重慶電力調頻輔助服務市場有關信息接入監(jiān)管信息系統(tǒng)。
第45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(jiān)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(jiān)控分析，并于每月25日前將調頻輔助服務市場監(jiān)控分析報告報能源監(jiān)管機構。市場監(jiān)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(zhí)行市場運營規(guī)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；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(guī)則修訂建議等。
第46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(jù)調頻市場成交和運行情況，對市場限價等參數(shù)提出調整建議，報華中能源監(jiān)管局同意后執(zhí)行。
第47華中能源監(jiān)管局對重慶電力調頻輔助服務市場進行監(jiān)管。主要內容包括：
（市場主體參與交易的情況；
（市場交易主體的集中度和行使市場力情況；
（市場交易主體的運營情況；
（調頻市場運營規(guī)則執(zhí)行情況；
（不正當競爭、串通報價和違規(guī)交易行為；
（市場履約等信用情況；
（市場信息披露和報送情況；
（市場相關技術支持系統(tǒng)建設、維護、運營和管理的情況；
（調解轄區(qū)內電力輔助服務管理爭議；
（1其他法律法規(guī)規(guī)定的情況。
第48發(fā)生以下情況時，華中能源監(jiān)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(guī)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(tǒng)或電力交易平臺（包括但不限于報價系統(tǒng)、日前計劃系統(tǒng)、日內計劃系統(tǒng)、D5000系統(tǒng)等）發(fā)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(fā)生變化，導致市場交易無法正常進行時；
（四）市場運營規(guī)則不適應電力市場交易需要，必須進行重大修改的。
（五）市場發(fā)生其它嚴重異常情況的。
第49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(guī)則；暫停市場交易，處理和解決問題后重新啟動。
第50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(jiān)管局報告。
第51重慶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(guī)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出清價格作為結算價格。
第52因電力調頻輔助服務交易、調用、執(zhí)行及結算等情況存在爭議的，提出爭議方應在爭議發(fā)生30天內向華中能源監(jiān)管局提出申請，由華中能源監(jiān)管局依法依規(guī)協(xié)調處理。
第八章 附 則
第53本規(guī)則由華中能源監(jiān)管局負責解釋。
本規(guī)則自發(fā)布之日起施行，有效期三年。
第54附錄
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(jié)速度、調節(jié)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(jié)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：為AGC調頻單元第次實際調節(jié)過程中的調節(jié)幅度（MW）；
為AGC調頻單元第次為實際調節(jié)過程的調節(jié)時間（s）；
為AGC調頻單元第次調節(jié)過程最終指令-初始出力（MW ）；
為AGC調頻單元結束第次調節(jié)過程時的實際出力（MW ）；
為調節(jié)指令；
為AGC調頻單元第次調節(jié)過程計算參數(shù)，計算公式為:
:AGC調頻單元第次調節(jié)補償時間，燃煤:取020秒;燃氣:取010秒;水電:取05秒；其它類型（包括獨立儲能、風儲、光儲）：取05秒。
調頻單元標準速度按照行業(yè)現(xiàn)行標準有關規(guī)定執(zhí)行：
表1 各類型調頻單元容量Pn定義
二、調節(jié)精度性能指標
指調頻單元響應AGC控制指令的精度，計算公式如下：
其中，為AGC調頻單元第次調節(jié)過程調節(jié)精度。調節(jié)精度算法統(tǒng)計機組有功首次進入調節(jié)死區(qū)前后的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(jié)過程不能繼續(xù)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(qū)點的比值。
（1≤N≤6）
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
調頻單元第次調節(jié)的響應時間是指D5000系統(tǒng)發(fā)出指令后，AGC調頻單元在原出力點的基礎上，可靠地跨出與調節(jié)方向一致的調節(jié)死區(qū)所用的時間。即：
其中，是調頻單元第次調節(jié)的實際響應時間；
是標準響應時間；
和分別是調頻單元第次調節(jié)開始和跨出與調節(jié)方向一致的調節(jié)死區(qū)的時刻。響應時間的單位為秒。
機組標準響應時間按以下標準執(zhí)行：
表5 各類型機組AGC標準響應時間
五、綜合調頻性能指標
其中：為調頻單元第次調節(jié)的調頻性能指數(shù)。市場初期暫定上限值設為2，并視市場運行情況調整。
六、交易時段綜合調頻性能指標
其中為調頻單元在交易時段t內的綜合調頻性能指標，N為交易時段內統(tǒng)計的調節(jié)過程次數(shù)。
七、有效調頻事件統(tǒng)計
統(tǒng)計中明確ΔT：燃煤或燃氣小于30秒、水電小于20秒的調節(jié)過程被認為是隨機波動，不納入有效調節(jié)過程統(tǒng)計。
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