此前征求意见稿可参考：四川独立储能提供辅助服务细则征求意见：调峰/调频/爬坡/无功等
本细则适用于四川省电力调度机构调度管辖的接入35kV及以上电压等级并网主体电力辅助服务的提供、调用、考核、补偿、结算和监督管理等。适用于以下并网主体：
发电侧并网主体是指电力调度机构管辖范围的火电、水电（含抽水蓄能）、风电、光伏、自备电厂。
新型储能是指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的独立电化学储能电站。压缩空气、飞轮等独立新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的独立新型储能容量不低于10MW/20MWh。
负荷侧并网主体是指传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的直控型可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂、绿电直连、源网荷储一体化项目等形式聚合）。纳入本细则管理的直控型可调节负荷容量不低于5MW，向上或向下调节能力不低于5MW，持续时间不低于1小时。
并网主体提供的辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行、保证电能质量，并网主体必须提供的辅助服务。包括基本一次调频、基本调峰、基本无功调节等。
有偿辅助服务是指并网主体在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括有偿一次调频、二次调频、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、黑启动、转动惯量、爬坡等。
对基本辅助服务不进行补偿，当并网主体因自身原因造成基本辅助服务达不到规定标准需接受考核。对有偿辅助服务进行补偿，当并网主体因自身原因造成辅助服务不能被调用或达不到指定要求时，需接受考核。具体考核办法见《四川省电力并网运行管理实施细则》。
与此前征求意见稿中有偿辅助服务独立新型储能补偿方式等内容有一定差异：
正式版删除征求意见稿中“自动功率控制（APC）该项补偿”，也对一次调频补偿范围中包含“直控型可调节负荷”删除；独立新型储能调峰补偿从“400元/MWh“下调至“350元/MWh”；增添了“配建储能协同运行补偿”，明确参与现货市场、功率预测考核等补偿限制条件。
参与电力中长期市场的经营主体包括发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体，新型经营主体主要包括以下两大类：
同一经营主体可以选择买入或卖出电量，但在同一交易序列同一品种同一时段只能选择买入或卖出一种行为。
四川电力中长期交易实行水电、新能源、燃煤火电等多类型电源共同参与、同台竞争，现阶段省内电力中长期市场主要开展电能量交易，根据市场发展需要开展发电权、输电权、容量等交易。其中，电能量交易主要包括直接交易、绿色电力交易、电网企业代理购电市场化交易、保障性用电市场化交易、省间中长期外购挂牌交易等交易品种。
根据交易方式不同，电力中长期交易包括双边协商交易、集中交易。其中集中交易主要包括集中竞价交易、滚动撮合交易、复式撮合交易、挂牌交易、拍卖交易等。交易分时电量、价格应通过约定或竞争形成。
电网企业代理购电市场化交易、保障性用电市场化交易、省间中长期外购挂牌交易，可采用挂牌交易方式，由电网企业以报量不报价的方式开展。
价格机制上，省内优先发电合同、留存电量、保障性小水电等执行政府确定的价格，新投产主体调试运行期上网电量电价按照《发电机组进入及退出商业运营办法》及有关规定执行，电力中长期市场的成交价格由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。
多个已完成市场注册的集中式新能源发电企业（不含分布式、“沙戈荒”大基地等新能源），在同一固定场所参与电能量市场交易中的集中报价行为，按照国家关于优化集中式新能源发电企业市场化报价有关规定执行；
电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场成员的合法利益。
为降低市场操纵风险，发电企业、新型经营主体发电部分在电力交易中的售电量不得超过其可交易规模上限，购电量不得超过其售出电能量的净值（指多次卖出、买入相互抵消后的净售电量）。电力用户、售电公司和新型经营主体用电部分在电力交易中的购电量不得超过其可交易规模上限，售电量不得超过其购入电能量的净值（指多次买入、卖出相互抵消后的净购电量）。
直接参与电力中长期市场的电力用户，全部电量可通过批发市场或者零售市场购买，但不得同时参加批发市场和零售市场。
暂未直接参与电力中长期市场的电力用户按规定由电网企业代理购电，允许在次月选择直接参加批发市场或零售市场。
原文如下：
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责任编辑：尹思琦
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