甘肃省电力辅助服务市场运营规则暂行模板.docx

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甘肃省电力辅助服务市场运营规则暂行模板

甘肃省电力辅助服务市场运营规则

（暂行）

第一章总则

第一条为建立电力辅助服务补偿新机制,发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障甘肃省电力系统安全、稳定、经济运行,促进风电、光伏等新能源消纳，制定本规则。

第二条本规则依据《电力监管条例》（国务院令第432号）、《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、《国家能源局关于印发2016年体制改革工作要点的通知》（国能综法改〔2016〕57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）、《国家能源局关于同意启动宁夏、广东、甘肃电力辅助服务市场试点实施工作的复函》（国能函监管〔2017〕117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甘肃电力辅助服务市场中开展的各项辅助服务交易行为，甘肃电力辅助服务市场所有成员必须遵守本规则。

第四条国家能源局甘肃监管办公室（以下简称甘肃能源监管办）负责甘肃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

第五条甘肃电力辅助服务市场包括市场运营机构和市场主体。

第六条甘肃电力辅助服务市场运营机构为甘肃电力调度控制中心及甘肃电力交易中心有限公司。

甘肃电力调度控制中心主要职责是：

（一）管理、运营甘肃电力辅助服务市场；

（二）建设、维护市场交易的技术支持平台；

（三）依据市场规则组织交易、按照交易结果进行调用；

（四）发布实时市场信息；

（五）评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见；

（六）紧急情况下中止市场运行，保障系统安全运行；

（七）向甘肃能源监管办提交电力辅助服务调用结果。

甘肃电力交易中心有限公司职责：

（一）与市场主体进行结算；

（二）发布月度结算信息。

第七条电力辅助服务市场的市场主体为已取得发电业务许可证（包括豁免范围内）的省内发电企业（包括火电，水电，风电，光电等），以及经市场准入的电储能和需求侧资源，新建机组归调后方可提供电力辅助服务。

自备电厂可自愿参与电力辅助服务市场。

网留电厂暂不参与电力辅助服务市场。

自发自用式分布式光伏、国家核准的光伏扶贫电站暂不参与电力辅助服务市场。

第八条市场主体的职责：

（一）按规则申报电力辅助服务价格、电力等信息，并按调度指令提供辅助服务；

（二）依据规则承担电力辅助服务有偿分摊费用；

（三）做好机组日常运维，确保电力辅助服务有序开展。

第三章调峰辅助服务

第九条本规则所指调峰辅助服务是指并网发电机组或电储能装置、需求侧资源按照电网调峰需求，平滑、稳定调整机组（设备）出力、改变机组（设备）运行状态、调节负荷所提供的服务。

可分为基本（义务）调峰服务和有偿调峰服务。

第十条有偿调峰服务在甘肃电力调峰辅助服务市场中的交易，暂包含实时深度调峰交易、调停备用交易、需求侧资源交易、电储能交易。

提供调峰辅助服务（深度调峰、应急启停）的发电机组范围为单机容量100MW及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组，提供有偿调峰服务的市场主体均采取自愿报价的方式进行参与。

第十一条调峰辅助服务中用于计算负荷率和交易量的时间单位为1分钟。

第十二条发电机组、需求侧资源、电储能参与调峰辅助服务市场严格执行调度指令，要以确保电力安全、供热安全为前提，不得以参与调峰辅助服务市场为由，采取拒绝供热、降低供热质量或其它影响供热和电网安全的行为，确有可能影响电网安全和供热质量时，调度有权终止调用。

第十三条发电机组、需求侧资源、电储能等各类市场主体参与深度调峰时，电力调度机构根据电网运行需要，按照日前竞价结果统一由低到高依次调用，直到满足调峰辅助服务市场需求。

第四章火电机组实时深度调峰交易

第十四条调峰辅助服务市场中的火电机组开机方式依据在甘肃能源监管办备案的甘肃电网月度调度（交易）计划及现货市场中的日前机组组合确定。

第十五条实时深度调峰交易是指火电厂运行机组通过调减出力，使火电机组平均负荷率小于有偿调峰基准时提供服务的交易。

火电机组提供实时深度调峰服务，须能够按照电力调度机构的指令，满足AGC调节速率要求，平滑稳定地调整机组出力。

第十六条负荷率是火电机组发电电力与机组额定容量之比，以1分钟为单位统计周期计算机组的平均负荷率。

火电机组在深度调峰交易期内平均负荷率小于有偿调峰补偿基准时获得补偿；平均负荷率大于有偿调峰补偿基准时参与分摊调峰补偿费用；平均负荷率等于调峰补偿基准时不参与补偿及分摊。

火电厂机组额定容量以电力业务许可证（发电类）为准。

第十七条火电机组（含供热机组）有偿调峰基准暂定为其额定容量的50%，有偿调峰基准点应是一个体现市场供求关系的动态平衡点，甘肃能源监管办可根据电网调峰缺口、辅助服务资金补偿情况等适时进行调整。

第十八条实时深度调峰交易的购买方是风电、光伏、水电以及出力未减到有偿调峰基准的火电机组。

第十九条下列情况不参与调峰辅助服务市场补偿及分摊：

（一）机组启停前、后12小时不参与补偿；

（二）火电厂自身原因减出力至有偿调峰基准以下；

（三）电网安全约束条件限制；

（四）电网事故处理时。

第二十条实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，火电企业分两档浮动报价，具体分档及报价上、下限参见下表：

报价档位

火电厂负荷率

调峰报价（元/千瓦时）

报价上限

报价下限

第一档

40%≤负荷率＜50%

0.4

0

第二档

负荷率＜40%

1.0

0.4

第二十一条实时深度调峰交易根据电网调峰需求及网络阻塞情况，编制全网或区域（河东区域、河西区域、酒泉区域）日前调用预计划，日内由电力调度机构按电网运行情况，进行全网或区域（河东区域、河西区域、酒泉区域）调用，调用依据日前竞价结果，与各类调峰资源统一排序，由低价到高价依次执行（竞价相同时按申报深度调峰电力等比例调用），并以日内调用的最后发电机组报价作为市场出清价格。

第二十二条实时深度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。

其中，有偿调峰电量是指火电厂在各有偿调峰分档区间内平均负荷率低于有偿调峰基准形成的未发电量，市场出清价格是指单位统计周期内同一档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价。

第二十三条火电厂获得补偿费用根据开机机组不同调峰深度所对应的阶梯电价进行统计，计算方式如下：

公式：

火电厂实时深度调峰获得费用＝（第i档有偿调峰电量⨯第i档实际出清电价）

第二十四条实时深度调峰有偿服务补偿费用，由省内负荷率大于深度调峰基准的火电厂、风电场、光伏电站、水电厂共同分摊。

因电网阻塞原因，启动区域实时深度调峰时，区域内火电分摊费用仅在区域内各火电厂执行。

（一）火电厂分摊方法：

参与分摊的火电厂根据深度调峰交易期内实际负荷率的不同，分三档依次加大分摊比重，进行“阶梯式”分摊。

具体分摊金额按照以下方式计算：

公式：

火电厂调峰分摊金额＝[火电厂修正发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总修正发电量＋省内参与分摊的所有风电场、光伏电站总修正发电量+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×调峰补偿总金额

火电厂修正发电量＝（深度调峰交易期间第i档实际发电量⨯修正系数Ti）

其中，火电厂发电量按不同负荷率区间进行分档，负荷率高于有偿调峰基准但小于等于60%部分为第一档，负荷率高于60%但小于等于70%部分为第二档，负荷率高于70%部分为第三档，对应三档的修正系数分别为T1＝1、T2＝1.5、T3＝2。

（二）风电场、光伏电站分摊方法：

参与分摊的风电场、光伏电站按照修正后发电量比例进行分摊，修正后发电量根据风电场、光伏电站上一年度发电利用小时数与保障性收购小时数之差进行阶梯式修正。

具体分摊金额按照以下方式计算：

公式：

风电场、光伏电站调峰分摊金额＝[风电场、光伏电站修正发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总修正发电量＋省内参与分摊的所有风电场、光伏电站总修正发电量+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×调峰补偿总金额

风电场、光伏电站修正发电量=风电场、光伏电站月度实际发电量×修正系数p

修正系数p以保障性收购利用小时数（参考《国家发展改革委国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源[2016]1150号）为基准进行修正（文件中未提及地区按最低标准计算），上年度发电利用小时数较保障性收购利用小时数每降低100小时（取整），分摊电量系数减小10%。

若上年度利用小时数高于等于保障性收购利用小时数,则p=1。

新并网新能源电厂按照上年度平均发电利用小时数进行修正。

（三）水电厂分摊方法：

参与分摊的水电厂根据修正发电量进行分摊。

具体分摊金额按照以下方式计算：

公式：

水电厂调峰分摊金额＝[水电厂修正发电量/（省内参与分摊的所有火电厂总修正发电量＋省内参与分摊的所有风电场、光伏电站总修正发电量+省内参与分摊的所有水电厂总修正发电量）]×调峰补偿总金额

水电厂修正发电量＝月度实际发电量×修正系数（11月1日至次年3月31日修正系数为0.2，其余时间修正系数为0.5）

第二十五条为规范市场交易行为，对因自身原因导致日内调峰能力低于日前上报深调能力且偏差大于2MW的火电厂进行相应的考核：

考核罚金＝减少的有偿调峰电量×出清电价×2

减少的有偿调峰电量=（调度指令-实际出力）的积分电量

考核罚金优先用于辅助服务市场补偿费用。

第五章火电调停备用交易

第二十六条火电调停备用交易是指通过停运火电机组为新能源消纳提供调峰容量的交易。

包含火电月度计划停备、火电应急启停交易。

第二十七条火电月度计划停备是指在火电月度机组组合中安排的停机备用或按调度指令超过72小时的停机备用，按1千元/万千瓦•天进行补偿，补偿时间不超过7天。

第二十八条火电机组在停备期间不得擅自开展检修工作，否则取消停备所应得补偿资金。

第二十九条火电应急启停交易是指调度机构按照日内电网安全运行实际需要，按照各机组日前单位容量报价由低价到高价依次主动调停火电机组（24小时＜停运时间＜72小时，竞价相同时按电厂月度发电计划剩余电量由少及多依次调用），为电网提供的调峰服务。

第三十条火电应急启停交易的出让对象是风电、光伏、水电及未达到有偿调峰基准的火电厂。

第三十一条火电企业按照机组额定容量对应的应急启停调峰服务报价区间浮动报价，各级别机组的报价上限见下表：

机组额定容量级别（万千瓦）

日前报价上限（万元/次）

10

50

20

80

30

110

60

200

100

300

第三十二条应急启停交易根据各级别机组市场出清价格按台次结算，市场出清价格是指当日实际调用到的最后一台应急启停的同容量级别机组的报价。

第三十三条火电应急启停调峰服务费按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。

具体支付费用按照以下方式计算：

公式：

各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站应急启停调峰费支付费用＝（各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用）×应急启停总费用

第六章需求侧资源交易

第三十四条需求侧资源为随时可调用的，能够在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷项目。

第三十五条需求侧资源用电价格按照国家有关电价政策执行。

第三十六条参与调峰辅助服务交易的需求侧资源用户最小用电电力须达到1万千瓦及以上，且能够将实时用电信息上传至省调，并接受调度机构指挥。

第三十七条需求侧资源用户在调峰辅助服务平台开展集中交易。

需求侧资源用户向调峰辅助服务平台申报交易时段、15分钟用电电力曲线、意向价格等内容。

市场初期，需求侧资源电力用户申报补偿价格的上限为0.2元/千瓦时。

第三十八条需求侧资源交易模式为日前申报、日内调用。

由电力调度机构根据电网运行需要，根据日前竞价结果与各类调峰资源统一排序，由低价到高价在日内依次调用。

第三十九条当需求侧资源用户如约履行合同时，电网企业按以下方式计算需求侧资源用户的补偿费用：

需求侧资源用户获得的调峰补偿费用=Σ调用电量×申报价格

需求侧资源用户交易的补偿费用按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。

具体支付费用按照以下方式计算：

公式：

各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站支付需求侧用户的费用＝（各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用）×需求侧资源用户获得的调峰服务总费用

第七章电储能交易

第四十条电储能交易是指蓄电设施通过在弃风弃光时段吸收电力，在其他时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。

电储能既可在电源侧也可在负荷侧，或以独立市场主体为电网提供调峰等辅助服务。

第四十一条鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上。

第四十二条火电企业（含供热企业）在计量出口内（也可引进第三方）投资建设储能调峰设施，可与机组联合参与调峰，按实时深度调峰交易管理执行。

在风电场、光伏电站计量出口内建设的电储能设施，由电力调度机构监控、记录其实时充放电状态，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。

第四十三条发电企业计量出口内的储能设施也可自愿作为独立的电力用户参与调峰服务市场。

第四十四条用户可在计量出口内（也可引进第三方）投资建设储能调峰设施，由电力调度机构监控、记录其实时充、放电状态。

在用户侧建设的电储能设施既可作为用户的储能设备也可自愿作为独立的电力用户参与调峰服务市场。

第四十五条独立电储能用户充、放电价格按国家有关规定执行。

第四十六条电储能用户须将实时充放电等信息上传至电力调度机构，并接受调度指挥。

第四十七条电储能用户在调峰辅助服务平台开展集中交易需向调峰服务平台提交包含交易时段、15分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，市场初期电储能用户申报价格的上限、下限分别为0.2元/千瓦时、0.1元/千瓦时。

第四十八条电储能交易模式为日前申报、日内调用。

由电力调度机构根据电网运行需要，根据日前竞价结果由低价到高价在日内依次调用。

第四十九条当电储能用户如约履行合同时，电网企业按以下方式计算用户侧电储能设施的补偿费用：

电储能设施获得的调峰服务费用=Σ调用电量×申报价格

电储能用户交易的补偿费用按照各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付。

具体支付费用按照以下方式计算：

公式：

各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站支付电储能用户费用＝（各火电厂、水电厂、风电场、光伏电站月度实时深度调峰支付费用/全省月度实时深度调峰总支付费用）×电储能设施获得的调峰服务总费用

第八章调频辅助服务

第五十条调频辅助服务指发电机、电储能设施通过AGC控制装置自动响应区域控制偏差（ACE），按一定调节速率实时调整发电出力，以满足ACE控制要求，其调节效果通过调频里程衡量。

第五十一条AGC发电单元是以AGC装置为单位进行划分，一个AGC发电单元指电厂一套AGC装置所控制的所有机组的总称。

第五十二条调频里程指某段时间内发电单元响应AGC控制指令的调频里程之和。

其中，发电单元每次响应AGC控制指令的调频里程是指其响应AGC控制指令后结束时的实际出力值与响应指令时的出力值之差的绝对值。

总调频里程计算公式为：

式中，为发电单元第次的调频里程，单位为兆瓦，为调节次数。

第五十三条AGC综合性能指标，用于衡量发电单元响应AGC控制指令的综合性能表现，包括调节速率（）、响应时间（）与调节精度（）。

AGC性能指标=*0.25

调节速率=发电单元实际速率/标准调节速率

其中标准调节速率按西北能监局印发的《两个细则》规定执行。

响应时间=1-发电单元响应延迟时间/5min

发电单元响应延迟时间指发电单元AGC动作与发电单元接到AGC命令的延迟时间。

调节精度=1-发电单元调节误差/发电单元调节允许误差

其中，发电单元调节误差指发电单元响应AGC控制指令后实际出力值与控制指令值的偏差量，发电单元调节允许误差为其额定出力的1.5%。

第五十四条电储能资源在非弃风弃光时段可参与调频辅助服务市场，参与调频辅助服务期间不能从系统吸收电能。

第五十五条提供调频辅助服务的主体应满足以下技术要求：

（一）按并网管理规定安装AGC装置，AGC性能满足电网管理规定。

（二）厂级AGC电厂，以全厂为一个发电单元参与调频市场。

第五十六条发电单元标准调频容量是指发电单元可自动调频的向上或向下的调节范围。

火电单元标准调频容量=额定容量*1.5%*15分钟

水电机组标准调频容量=额定容量

储能设备标准调频容量=额定容量

为防止联络线调频造成系统潮流分布大幅度变化影响系统稳定运行，规定单个电厂的中标发电单元调频容量之和不超过控制区调频容量需求的20%；中标发电单元调频容量不超过其标准调频容量。

第五十七条调频市场交易采用日前报价、日内出清模式。

第五十八条各市场主体以AGC发电单元为单位，可在电力辅助服务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。

第五十九条水电厂参与调频市场交易时应考虑水库运行情况，各水电厂在电力辅助服务平台申报调频里程报价时，同时上报次日水库水位运行上、下限及发电单元出力上、下限。

第六十条日内正式出清以负荷预测和新能源预测偏差之和及全网单机最大出力为约束条件,依据AGC投运状态及各市场主体的调频里程价格，从低到高依次进行出清，直至中标市场主体调频总容量之和满足控制区域调频容量需求，最后一个中标的市场主体价格为调频市场该时段的统一出清价格，当申报主体价格相同时，优先出清近5个运行日内AGC综合性能指标平均值高的市场主体。

第六十一条中标市场主体单元在对应中标时段的起始（结束）时刻，自动化系统自动切换AGC调频模式。

第六十二条调频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。

计算公式如下：

中标单元月度调频里程补偿费用=

其中，为每月调频市场的交易周期数，为该中标单元在个交易周期提供的调频里程，为第个交易周期的里程出清价格，为发电单元第个交易周期的AGC综合性能指标平均值。

第六十三条调频市场辅助服务补偿费用，先使用现货市场中执行偏差考核费用进行平衡，不足部分按全网当月运行机组发电量进行分摊，分摊费用按月统计，按月结算。

调频辅助服务分摊费用=（各机组当月发电量/全网当月总发电量）×（全网月度调频里程补偿总费用-全网月度现货市场执行偏差考核费用）

第六十四条调频中标单元出现以下情况之一，将取消对应中标时段的调频里程补偿。

（一）因自身原因AGC退出。

（二）中标时段内提供调频服务期间的AGC综合性能指标K值小于0.5。

第九章市场组织与竞价

第六十五条每个工作日8时前，有意愿提供实时深度调峰服务的火电厂申报次日报价及机组有功出力可调区间。

其中，最大出力应考虑机组因自身原因造成的受阻电力。

第六十六条每个工作日8时前，有意愿参与电力调峰服务市场集中交易且满足要求的电储能资源、需求侧资源向电力辅助服务平台申报交易期间意向价格、日用电曲线，包括用电时段及每15分钟用电功率曲线。

第六十七条每个工作日8时前，有意愿提供应急启停调峰服务的火电厂向电力辅助服务平台申报机组应急启停价格。

第六十八条每个工作日8时前，有意愿提供调频服务的火电厂、水电厂、电储能资源向电力辅助服务平台申报机组调频里程价格。

第六十九条电力辅助服务平台每个工作日16时前发布经安全校核后的次日深度调峰申报电力、调频里程及价格汇总结果。

第十章计量与结算

第七十条在现货市场结算期间，因参与辅助服务市场，影响电厂月度发电量无法完成时，将不予追补。

第七十一条辅助服务结算按“日清月结”原则执行，在次月电量结算时统一兑现。

第七十二条辅助服务计量计算的依据为：

电力调度指令，智能电网调度控制系统采集的实时电力、电量数据，月度电量结算数据等。

第七十三条辅助服务费用按照收支平衡原则，在全省范围内统一进行结算。

第七十四条风电场、光伏电站、水电厂和火电厂辅助服务分摊金额均设置上限，当单位统计周期内风电场、光伏电站、水电厂和火电厂通过分摊办法计算得出的应承担费用大于分摊金额上限时，按分摊金额上限进行支付。

公式：

火电单厂分摊金额上限=该厂实际发电量×全省火电厂当月平均上网电价×0.15

风电场、光伏电站分摊金额上限＝电厂实际发电量×全省风电场、光伏电站当月平均上网结算电价（不含补贴部分）×0.25

水电厂分摊金额上限＝水电厂实际发电量×水电厂当月平均上网电价×0.15

每月发电厂分摊费用最高不超过当月结算电费。

第七十五条当发电企业辅助服务支付费用达到上限后，辅助服务费用仍存在缺额时，缺额部分由辅助服务提供方在其获得费用中消减，消减费用按如下方法计算：

公式：

各厂的缺额消减费用＝（各厂获得辅助服务补偿费用/全省辅助服务补偿费用）×辅助服务补偿费用总缺额

第七十六条每月第5个工作日，各市（州）供电公司上报由其负责结算电费的电厂上月结算电量至甘肃电力交易中心有限公司。

第七十七条甘肃电力调度控制中心每月第10个工作日内向西北电力调控分中心、甘肃电力交易中心有限公司提交全省各电厂上月辅助服务补偿（分摊）电量及价格。

第七十八条甘肃电力交易中心有限公司第12个工作日内向甘肃电力调度控制中心返回全省上月辅助服务补偿及分摊结果。

第七十九条甘肃电力调度控制中心每月第12个工作日内，将上月辅助服务补偿及分摊结果向各市场主体进行预公告，并将各电厂确认后结果提交甘肃能源监管办审核，同时报送西北电力调控分中心。

第八十条国网甘肃省电力公司财务部、营销部，甘肃电力交易中心有限公司依据甘肃能源监管办审核结果进行结算。

第十一章信息发布

第八十一条电网企业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。

第八十二条市场信息分为日信息、月度信息以及季（年）度信息，内容应体现所有市场主体的辅助服务补偿和分摊情况，包括且不限于补偿/分摊对象、时段、电力、电量、价格、费用等信息。

第八十三条当日信息由甘肃电力调度控制中心在下一个工作日12时前发布。

各市场主体如对日信息有异议，应于发布之日的15时前向甘肃电力调度控制中心提出核对要求。

甘肃电力调度控制中心每日17时前发布确认后的统计结果。

第八十四条甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司应在每月开始的12个工作日内发布上月市场月度信息。

各市场主体如对月度信息有异议，应于发布之日起24小时内向甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司提出核对要求。

甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司于次日17时前发布确认后的统计结果。

第八十五条甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司在每季度厂网联席会上发布上一季度和年内辅助服务市场分析报告，针对各类辅助服务交易的执行、补偿、分摊以及市场情况进行信息披露。

第十二章市场监管及干预

第八十六条甘肃能源监管办对辅助服务市场运行进行监督管理。

第八十七条甘肃电力调度控制中心、甘肃电力交易中心有限公司应按照甘肃能源监管办要求报送相关信息。

第八十八条甘肃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