储能与电力市场获悉，12月30日，国家能源局甘肃监管办公室、甘肃省发展和改革委员会印发《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》的通知；国家能源局甘肃监管办公室、甘肃省发展和改革委员会、甘肃省工业和信息化厅、甘肃省能源局关于印发《甘肃省电力中长期交易实施细则》的通知。
经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）。其中，电网侧储能可以独立主体身份参与辅助服务市场交易；电源侧储能可以与发电机组视为整体，参与辅助服务市场交易。
电源侧储能是指在电源企业计量出口内建设的储能设施，与发电机组视为整体，向电网提供辅助服务的储能设施。
用户侧储能是指在电力用户计量出口内建设的电储能设施，由电力用户自行进行充、放电管理，暂不允许向电网反向送电。
经营主体按照市场规则参与电力辅助服务市场交易、履行电力辅助服务交易结果，获取电力辅助服务收益，承担电力辅助服务费用分摊。
各类具备提供辅助服务能力的经营主体平等参与辅助服务市场。获得容量电费的经营主体原则上应当参与辅助服务市场申报。
对于调频辅助服务，控制区调频辅助服务需求应当不小于负荷预测功率3%和新能源预测功率20%之和，也应当不小于单一元件故障损失的最大功率。
各经营主体以AGC控制单元为单位，可以在电力交易平台申报未来一周每日 96 点调频里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为15元/兆瓦，申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。
实际运行中，并网运行煤电机组未参与调频辅助服务市场申报每发生一次，纳入容量电价机制考核一次。
调频辅助服务市场补偿费用为中标单元在调频市场上提供调频服务获得相应调频里程补偿。调频辅助服务市场补偿费用，由电力用户用电量、电网侧储能下网电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分摊。
西北区域辅助服务市场产生的分摊费用，未确定省内分摊原则的，由纳入省内电力电量平衡的新能源企业按照上网电量分摊。未按照独立控制区运行的直流配套电源，其新能源纳入省内电力电量平衡，应当同权参与西北区域辅助服务费用分摊。
规则自2026年1月1日起施行。《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（试行）》（甘监能市场〔2022〕238号）同时废止。
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经营主体包括参与电力中长期市场的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂〈聚合商〉、分布式电源、智能微电网、源网荷储一体化项目等）。
新型经营主体可以根据电力电量平衡需求灵活参与各时间尺度电力中长期交易，签订电力中长期合同并根据电网运行需要进行调用，实现市场化需求响应。
虚拟电厂（聚合商）等资源聚合商新型经营主体所聚合的资源同时具有上网电量、下网用电量时，应当区分各时段的上下网电量分别结算，不得将下网用电量与其他项目上网电量聚合抵消后结算。
新型经营主体与其他经营主体享有平等的市场地位，并按有关规定承担相关费用。
工商业用户全部进入电能量市场。鼓励工商业用户直接参与市场交易，对暂未直接参与市场交易的工商业用户，由电网企业按照国家及甘肃省相关政策规定代理购电。
售电公司在满足相关技术条件，同时注册为虚拟电厂（聚合商）后可聚合分布式电源、可调节负荷、储能等分散资源参与电能量市场。
除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场化方式形成，第三方不得干预。
绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及功率因数调整电费等计算。
参与市场交易的电力用户的用电价格由电能量市场化交易价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成，系统运行费用按照相关政策执行。市场化交易电费、上网环节线损费用、系统运行费不参与功率因数调整电费计算。
原文如下：
《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》的通知原文请见：https://gsb.nea.gov.cn/dtyw/tzgg/202512/t20251230_293357.html
《甘肃省电力中长期交易实施细则》原文请见：https://gsb.nea.gov.cn/dtyw/tzgg/202512/t20251230_293356.html
责任编辑：一拳超人
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