为进一步落实国家政策文件有关规定，全面贯彻新发展理念，持续丰富辅助服务交易品种，保障电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，华中能源监管局经认真研究和广泛征求意见，组织制定了《江西电力调频辅助服务市场运营规则》（以下简称《规则》），推动建立电力调频辅助服务市场化机制。现从文件出台背景、规则制定思路、主要内容等方面进行解读。
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一、出台背景
近年来，江西电源结构、网架结构发生深刻变化，新能源装机规模持续扩大，系统运行管理的复杂性不断提高，对辅助服务的需求量显著增加，现有辅助服务品种需进一步适应系统运行需要，新型储能等新产业新业态也亟须市场化机制引导推动发展。
二、规则制订思路
依据《国家能源局关于印发<电力并网运行管理规定>的通知》（国能发监管规〔2021〕60号）、《国家能源局关于印发<电力辅助服务管理办法>的通知》（国能发监管规〔2021〕61号）等文件，在原华中区域“两个细则”的AGC辅助服务管理基础上，按照从计划到市场、从统调到全部并网主体、从发电侧扩展到市场用户的建设思路，引入市场化竞争模式、扩大了并网主体的适用范围、设计更加科学的指标计算，建立了按照调频效果进行付费的市场模式。
一是扩大市场主体范围。在调频辅助服务提供者方面，本规则首次将独立储能、联合储能正式纳入电力辅助服务市场，为储能等新型市场主体参与江西电力辅助服务市场提供了政策支持。容量0.4万千瓦及以上、持续时间1小时以上的独立储能电站及储能装置，以及风储、光储等均可参与市场。市场运行初期，为保障电力系统安全稳定运行，暂定独立储能、联合储能等新型市场主体中标调频容量之和不超过调频容量总需求的30%。本规则同时将虚拟电厂、负荷聚合商等灵活性资源都纳入调频辅助服务的提供者范围。在调频辅助服务费用分摊方面，按照“谁受益、谁承担”的原则，建立用户参与的辅助服务费用分担共享机制，符合《电力辅助服务管理办法》主要精神。
二是体现按效果付费原则。调频补偿费用（即调频收益）分为调频里程补偿、调频机会成本补偿两部分。其中调频里程补偿体现了“按效果付费”的原则，由调节性能、调节里程、市场出清价格决定，调频里程补偿中，综合性能指标对于调频资源的补偿水平影响较大，也是“按效果付费”的指导思想的集中体现。调频机会成本补偿用于补偿调频机组提供调频预留容量前后的发电收益差额。
三是严格市场要求。按照《电力并网运行管理规定》要求，进一步细化AGC综合性能评价体系。对调节速度、调节精度、响应时间性能进行分项统计、综合管理，进一步明确火储、风电、光伏、储能系统AGC指标，与常规煤电、水电同步纳入市场、同台竞争。
四是衔接现货市场。本规则设置调频机会成本补偿，用于补偿调频机组因预留调频容量而未能参与现货电能量市场部分损失的电量机会成本，即调频机组在日前市场和实时市场出清出力达到调频预留容量上限时，损失的本应超出预留容量上限值的出力收益。
三、主要内容
本规则共八章五十九条，包括：总则、市场成员、市场交易、市场组织、计量与结算、信息发布、市场监管与干预、附则和附录。
（一）明确规则管理范畴。并网主体在一次调频以外，通过自动功率控制技术，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率，满足电力系统频率和联络线功率控制要求的调频辅助服务均属于本规则管理范畴。规则将发电企业、独立储能电站、用户侧的储能以及虚拟电厂、聚合商等灵活性资源都纳入调频辅助服务提供者范围。
（二）强化市场成员管理。进一步明确调频辅助服务提供者基本要求、市场成员主要职责，加强调频资源性能指标管理，保障市场主体权益。
（三）规范运营管理界面。明确电力调频辅助服务市场正式运行期间，AGC补偿管理按本规则执行，《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中AGC相关条款不再执行，AGC考核管理按照《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》相关条款执行。本规则适用于江西电力现货市场未运行时以及运行期间的调频辅助服务交易。
（四）明确补偿机制。调频补偿费用（即调频收益）分为调频里程补偿、调频机会成本补偿两个部分。其中调频里程补偿由调节性能、调节里程、市场出清价格决定，参与调频市场的市场主体可获得调频里程补偿。江西电力现货市场运行时，同时参与调频市场和现货电能量市场的市场主体，还可获得调频机会成本补偿。调频机会成本补偿由日前电能量市场出清节点电价、实时电能量市场出清节点电价、调频机组日前电能量市场申报电价、上网电量等共同决定。
（五）规范市场交易组织流程。调频辅助服务市场采用“日前报价预出清、日内滚动出清”的组织方式开展，市场主体在日前对24个交易时段分别开展调频里程报价，日前申报信息封存到运行日，运行日以一小时为一个交易时段，每个交易时段集中出清。
（六）加强市场信息共享和披露。规范信息披露流程，进一步明确市场信息公开对象、时间尺度、发布渠道，健全信息发布机制，推动市场信息互通共享。
