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9月8日，甘肅能源監(jiān)管辦發(fā)布關(guān)于征求《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（征求意見稿）》意見的公告。意見稿共九章六十一條，包含總則、市場成員、新型儲能分類及準入、調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易、計量與結(jié)算等。

文件明確：

1.經(jīng)營主體范圍

依法取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證（包括豁免范圍內(nèi)）的省內(nèi)發(fā)電企業(yè)（包括火電、水電、風電、光伏、光熱等），售電公司、電力用戶和新型經(jīng)營主體。

火電、水電機組自并網(wǎng)發(fā)電之日起參與電力輔助服務(wù)費用分攤，自完成整套啟動試運行時間點起正式納入電力并網(wǎng)運行和輔助服務(wù)管理范疇，參與電力并網(wǎng)運行和輔助服務(wù)管理考核、補償和分攤。水電以外的可再生能源發(fā)電機組、獨立新型儲能自首臺機組或逆變器并網(wǎng)發(fā)電之日起納入電力并網(wǎng)運行和輔助服務(wù)管理。

2.新型儲能分類及準入

新型儲能（以下簡稱“儲能”）根據(jù)接入電網(wǎng)地點可以分為電網(wǎng)側(cè)儲能、電源側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能。其中，電網(wǎng)側(cè)儲能可以獨立主體身份參與輔助服市場交易；電源側(cè)儲能可與發(fā)電機組視為整體，參與輔助服務(wù)市場交易。

3.調(diào)頻服務(wù)輔助市場交易

調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易采用日前報價、日內(nèi)出清模式；

經(jīng)營主體參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，應(yīng)當具備發(fā)電自動控制功能（AGC)，其性能應(yīng)當滿足相關(guān)技術(shù)標準要求并接入調(diào)度機構(gòu)，接受并響應(yīng)調(diào)度指令，滿足調(diào)度運行需要；

各市場主體以AGC控制單元為單位，可以在電力交易平臺申報未來一周每日96點調(diào)頻里程報價（價格單位：元/兆瓦），報價上限暫定為15元/兆瓦，申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦。

公告原文如下：

甘肅能源監(jiān)管辦關(guān)于征求《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（征求意見稿）》意見的公告

各有關(guān)單位、電力市場主體:

為規(guī)范甘肅電力輔助服務(wù)市場運營管理,持續(xù)挖掘系統(tǒng)調(diào)節(jié)潛力,促進源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展,依據(jù)《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》(發(fā)改價格〔2024〕196號)、《電力輔助服務(wù)市場基本規(guī)則》(發(fā)改能源規(guī)〔2025〕411號)等有關(guān)文件規(guī)定,結(jié)合甘肅市場實際,對《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)》(甘監(jiān)能市場〔2022〕238號)進行修訂,在初步征求意見的基礎(chǔ)上形成征求意見稿?，F(xiàn)向社會公開征求意見,請認真研究,并于10月8日前通過電子郵件將意見反饋至甘肅能源監(jiān)管辦。

聯(lián)系人:田甜

電話:0931-2954861

郵箱:scgsb nea.gov.cn

附件:

甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(征求意見稿).docx

甘肅能源監(jiān)管辦

2025年9月8日

甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則

（征求意見稿）

第一章總則

第一條為保障甘肅電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質(zhì)、經(jīng)濟運行及電力市場有序運營，促進源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展，建立“誰提供，誰獲利；誰受益，誰分擔”的電力輔助服務(wù)分擔共享機制，依據(jù)《中華人民共和國能源法》《中華人民共和國電力法》《電力監(jiān)管條例》等法律、法規(guī)和《中共中央國務(wù)院關(guān)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(guān)配套文件、《電力輔助服務(wù)管理辦法》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕61號）、《發(fā)電機組進入及退出商業(yè)運營辦法》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2023〕48號）、《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號）、《電力輔助服務(wù)市場基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2025〕411號）等文件，制定本規(guī)則。

第二條電力輔助服務(wù)是指為維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由可調(diào)節(jié)資源提供的調(diào)峰、調(diào)頻、備用、爬坡、黑啟動等服務(wù)。電力輔助服務(wù)市場是指經(jīng)營主體通過市場化機制提供輔助服務(wù)，并基于市場規(guī)則獲取相應(yīng)收益的市場運行機制。

第三條本規(guī)則適用于甘肅電力輔助服務(wù)市場中各類輔助服務(wù)交易組織、調(diào)用、考核、補償、結(jié)算和監(jiān)督管理。未納入本規(guī)則的輔助服務(wù)，按《西北區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》和《西北區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細則》執(zhí)行。

第四條國家能源局甘肅監(jiān)管辦公室（以下簡稱“甘肅能源監(jiān)管辦”）負責甘肅電力輔助服務(wù)市場的監(jiān)管，負責監(jiān)督本規(guī)則的實施。

第二章市場成員

第一節(jié)市場成員構(gòu)成

第五條本規(guī)則所稱甘肅電力輔助服務(wù)市場成員包括經(jīng)營主體、電網(wǎng)企業(yè)和市場運營機構(gòu)等。

第六條經(jīng)營主體包括發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶和新型經(jīng)營主體（含儲能企業(yè)、虛擬電廠、智能微電網(wǎng)、車網(wǎng)互動運營企業(yè)等）。提供電力輔助服務(wù)的經(jīng)營主體是指滿足電力市場要求，具備可觀、可測、可調(diào)、可控能力的主體，主要包括火電、水電、新型經(jīng)營主體等可調(diào)節(jié)資源。

第七條電網(wǎng)企業(yè)指為電力輔助服務(wù)市場建設(shè)運營提供必要的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)及關(guān)聯(lián)服務(wù)的主體。本規(guī)則電網(wǎng)企業(yè)是指國網(wǎng)甘肅省電力公司。

第八條市場運營機構(gòu)指負責電力輔助服務(wù)市場建設(shè)運營的機構(gòu)和組織，包括電力調(diào)度機構(gòu)和電力交易機構(gòu)。本規(guī)則市場運營機構(gòu)是指甘肅電力調(diào)度機構(gòu)和甘肅電力交易機構(gòu)。

第二節(jié)市場成員權(quán)利與義務(wù)

第九條經(jīng)營主體按照市場規(guī)則參與電力輔助服務(wù)市場交易、履行電力輔助服務(wù)交易結(jié)果，獲取電力輔助服務(wù)收益，承擔電力輔助服務(wù)費用分攤。

經(jīng)營主體范圍：

（一）依法取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可證（包括豁免范圍內(nèi)）的省內(nèi)發(fā)電企業(yè)（包括火電、水電、風電、光伏、光熱等），售電公司、電力用戶和新型經(jīng)營主體。

（二）火電、水電機組自并網(wǎng)發(fā)電之日起參與電力輔助服務(wù)費用分攤，自完成整套啟動試運行時間點起正式納入電力并網(wǎng)運行和輔助服務(wù)管理范疇，參與電力并網(wǎng)運行和輔助服務(wù)管理考核、補償和分攤。水電以外的可再生能源發(fā)電機組、獨立新型儲能自首臺機組或逆變器并網(wǎng)發(fā)電之日起納入電力并網(wǎng)運行和輔助服務(wù)管理。

（三）低價保供電源（含網(wǎng)留電廠）義務(wù)提供相應(yīng)輔助服務(wù)，暫不參與電力輔助服務(wù)市場費用分攤。

第十條電網(wǎng)企業(yè)為經(jīng)營主體提供輸配電和電網(wǎng)接入、計量采集、電費結(jié)算等服務(wù)。

第十一條電力調(diào)度機構(gòu)作為電力輔助服務(wù)采購方，負責提出滿足系統(tǒng)安全運行要求的電力輔助服務(wù)需求，統(tǒng)一采購各類電力輔助服務(wù)。負責輔助服務(wù)交易組織、市場出清、服務(wù)調(diào)用、費用計算、提出安全約束、開展安全校核等業(yè)務(wù)，并開展輔助服務(wù)市場運營監(jiān)控工作。負責建設(shè)、運行、維護和管理與輔助服務(wù)市場相關(guān)的技術(shù)支持系統(tǒng)。

第十二條電力交易機構(gòu)負責經(jīng)營主體市場注冊、信息變更和退出等相關(guān)服務(wù)，負責輔助服務(wù)市場的申報和信息披露工作，并負責提供輔助服務(wù)市場結(jié)算依據(jù)，配合電力調(diào)度機構(gòu)開展相關(guān)工作。

第三節(jié)市場成員注冊

第十三條經(jīng)營主體原則上應(yīng)具有法人資格（或取得法人授權(quán)）、依法依規(guī)取得電力業(yè)務(wù)許可證（符合豁免政策除外），財務(wù)獨立核算、信用資質(zhì)良好。

第十四條各類具備提供輔助服務(wù)能力的經(jīng)營主體平等參與輔助服務(wù)市場，獲得容量電費的經(jīng)營主體原則上應(yīng)當參與輔助服務(wù)市場申報。

第十五條各類經(jīng)營主體必須在電力交易機構(gòu)完成市場注冊程序后，方可參與電力輔助服務(wù)市場交易。當市場注冊信息發(fā)生變更時，應(yīng)當向電力交易機構(gòu)提出變更申請，保持市場注冊持續(xù)有效性。

第十六條因退役破產(chǎn)、政策調(diào)整、系統(tǒng)約束限制等原因無法繼續(xù)提供電力輔助服務(wù)的經(jīng)營主體，應(yīng)結(jié)清相關(guān)費用，通過轉(zhuǎn)讓或終止等方式處理未履約完的合同，由電力交易機構(gòu)辦理注銷手續(xù)后方可退出電力輔助服務(wù)市場。

第三章新型儲能分類及準入

第十七條新型儲能（以下簡稱“儲能”）根據(jù)接入電網(wǎng)地點可以分為電網(wǎng)側(cè)儲能、電源側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能。其中，電網(wǎng)側(cè)儲能可以獨立主體身份參與輔助服市場交易；電源側(cè)儲能可與發(fā)電機組視為整體，參與輔助服務(wù)市場交易。

第十八條電網(wǎng)側(cè)儲能是指直接接入電網(wǎng)儲能設(shè)施，其充電功率應(yīng)在1萬千瓦及以上、持續(xù)充電2小時及以上，具備獨立計量和發(fā)電自動控制功能（AGC），并以獨立主體身份接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，向電網(wǎng)提供輔助服務(wù)的儲能設(shè)施。

第十九條電源側(cè)儲能是指在電源企業(yè)計量出口內(nèi)建設(shè)的儲能設(shè)施，與發(fā)電機組視為整體，向電網(wǎng)提供輔助服務(wù)的儲能設(shè)施。

第二十條用戶側(cè)儲能是指在電力用戶計量出口內(nèi)建設(shè)的電儲能設(shè)施，由電力用戶自行進行充、放電管理，暫不允許向電網(wǎng)反向送電。

第二十一條儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易，按照本規(guī)則第四章規(guī)定執(zhí)行。

第四章調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易

第二十二條本規(guī)則所稱調(diào)頻輔助服務(wù)，是指發(fā)電機組、新型經(jīng)營主體通過AGC控制裝置自動響應(yīng)區(qū)域控制偏差（ACE），按一定調(diào)節(jié)速率實時調(diào)整發(fā)電出力，以滿足ACE控制要求，其調(diào)節(jié)效果通過調(diào)頻里程衡量。

第二十三條經(jīng)營主體參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，應(yīng)當具備發(fā)電自動控制功能（AGC),其性能應(yīng)當滿足相關(guān)技術(shù)標準要求并接入調(diào)度機構(gòu)，接受并響應(yīng)調(diào)度指令，滿足調(diào)度運行需要。其中虛擬電廠應(yīng)滿足GB/T44241-2024等相關(guān)標準，虛擬電廠連續(xù)3個月未按規(guī)定上報數(shù)據(jù)或不滿足電力調(diào)度機構(gòu)要求，視為自行退出。

第二十四條AGC控制單元是以AGC裝置為單位進行劃分，一個AGC控制單元指發(fā)電企業(yè)、新型經(jīng)營主體一套AGC裝置所控制的所有機組總合。

第二十五條調(diào)頻里程，是指某段時間內(nèi)控制單元響應(yīng)AGC控制指令的調(diào)節(jié)里程之和。其中，控制單元每次響應(yīng)AGC控制指令的里程是指其響應(yīng)AGC控制指令后結(jié)束時的實際出力值與響應(yīng)指令時的出力值之差的絕對值。

總調(diào)頻里程計算公式為：

式中，為控制單元第次的調(diào)頻里程，單位為兆瓦，為調(diào)節(jié)次數(shù)。

第二十六條AGC綜合性能指標，用于衡量控制單元響應(yīng)AGC控制指令的綜合性能表現(xiàn)，包括調(diào)節(jié)速率（）、響應(yīng)時間（）與調(diào)節(jié)精度()。

AGC性能指標

調(diào)節(jié)速率=控制單元實際速率/省內(nèi)性能最優(yōu)煤電機組設(shè)計調(diào)節(jié)速率

響應(yīng)時間=1-控制單元響應(yīng)延遲時間/5min

控制單元響應(yīng)延遲時間指控制單元AGC動作與控制單元接到AGC命令的延遲時間。

調(diào)節(jié)精度=1-控制單元調(diào)節(jié)誤差/控制單元調(diào)節(jié)允許誤差

其中，控制單元調(diào)節(jié)誤差指控制單元響應(yīng)AGC控制指令后實際出力值與控制指令值的偏差量，控制單元調(diào)節(jié)允許誤差為其額定出力的1.5%。

調(diào)頻市場AGC綜合性能指標系數(shù)上限暫定為2.0。

第二十七條控制單元標準AGC容量是指控制單元可以自動調(diào)節(jié)的向上或者向下的調(diào)節(jié)范圍。

火電單元標準調(diào)頻容量=額定容量×1.5%×15

水電機組標準調(diào)頻容量=額定容量

儲能設(shè)備標準調(diào)頻容量=額定容量

虛擬電廠標準調(diào)頻容量根據(jù)虛擬電廠檢測調(diào)節(jié)容量認定。

為防止系統(tǒng)潮流分布大幅度變化影響系統(tǒng)穩(wěn)定運行，規(guī)定單個經(jīng)營主體的中標控制單元調(diào)頻容量之和不超過控制區(qū)調(diào)節(jié)容量需求的20%；中標控制單元調(diào)頻容量不超過其標準AGC容量。

第二十八條調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易采用日前報價、日內(nèi)出清模式。

第二十九條各市場主體以AGC控制單元為單位，可以在電力交易平臺申報未來一周每日96點調(diào)頻里程報價（價格單位：元/兆瓦），報價上限暫定為15元/兆瓦，申報價格的最小單位是0.1元/兆瓦。

第三十條水電廠參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易時應(yīng)當考慮水庫運行情況，各水電廠在申報調(diào)頻里程報價時，同時上報控制單元出力上、下限。

第三十一條每日8時前，有意愿提供調(diào)頻服務(wù)的市場主體完成次日機組調(diào)頻里程價格申報，水電廠還應(yīng)同時申報控制單元出力上、下限。

第三十二條控制區(qū)調(diào)頻輔助服務(wù)需求應(yīng)不小于負荷預測功率3%和新能源預測功率20%之和，也不應(yīng)小于單一元件故障損失的最大功率。

第三十三條調(diào)頻輔助服務(wù)市場出清時，依據(jù)AGC投運狀態(tài)及各市場主體的調(diào)頻里程價格，從低到高依次進行出清，直至中標市場主體調(diào)頻總?cè)萘恐蜐M足控制區(qū)域調(diào)頻容量需求，最后一個中標的市場主體價格為調(diào)頻市場該時段的統(tǒng)一出清邊際價格，當申報主體價格相同時，優(yōu)先出清近5個運行日內(nèi)AGC綜合性能指標平均值高的市場主體。

第三十四條實際運行中，并網(wǎng)運行煤電機組未參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場申報每發(fā)生一次，納入容量電價機制考核一次。

第三十五條因申報量不足或中標機組性能不滿足電網(wǎng)運行實際，導致某一時段系統(tǒng)調(diào)頻容量、速率不足時，電力調(diào)度機構(gòu)可依據(jù)電網(wǎng)需求，臨時調(diào)用未申報機組參與該時段調(diào)頻服務(wù)，其調(diào)頻里程收益按調(diào)頻里程出清價格結(jié)算。

第三十六條調(diào)頻輔助服務(wù)市場補償費用為中標單元在調(diào)頻市場上提供調(diào)頻服務(wù)獲得相應(yīng)調(diào)頻里程補償。計算公式如下：

中標單元調(diào)頻里程月度補償=

其中，為每月調(diào)頻市場的交易周期數(shù)，為該中標單元在第個交易周期提供的調(diào)頻里程，為第個交易周期的里程出清價格，為控制單元第個交易周期的AGC綜合性能指標平均值。

調(diào)頻輔助服務(wù)市場補償費用，由電力用戶用電量、電網(wǎng)側(cè)儲能下網(wǎng)電量和未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分攤。具體分攤公式如下：

月度調(diào)頻補償費用分攤金額＝[各電力用戶月度用電量、電網(wǎng)側(cè)儲能月度下網(wǎng)電量、未參與電能量市場交易的發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量/（電力用戶月度總用電量+電網(wǎng)側(cè)儲能月度總下網(wǎng)電量+未參與電能量市場交易的發(fā)電企業(yè)總上網(wǎng)電量）]×調(diào)頻市場月度里程補償總費。

第三十七條調(diào)頻中標單元出現(xiàn)下列情形之一的，中標時段AGC里程不予補償。

（一）因自身原因AGC退出；

（二）中標時段內(nèi)提供AGC服務(wù)期間的AGC綜合性能指標K值小于0.5。

第五章計量與結(jié)算

第三十八條提供輔助服務(wù)產(chǎn)生的電能量，按電能量市場規(guī)則處理。

第三十九條輔助服務(wù)結(jié)算按“日清月結(jié)”原則執(zhí)行。

第四十條輔助服務(wù)計量計算的依據(jù)為：電力調(diào)度指令，智能電網(wǎng)調(diào)度控制系統(tǒng)采集的實時電力、電量數(shù)據(jù)，月度電量結(jié)算數(shù)據(jù)等。

第四十一條輔助服務(wù)費用按照收支平衡原則，在全省范圍內(nèi)統(tǒng)一進行結(jié)算。

第四十二條省內(nèi)調(diào)頻輔助服務(wù)總費用由電力調(diào)度機構(gòu)于每月第3個工作日前（含第3個工作日，下同）推送至電力交易機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)，并與其他交易費用合并出具結(jié)算依據(jù)。

第四十三條西北區(qū)域輔助服務(wù)市場產(chǎn)生的分攤費用，未確定省內(nèi)分攤原則的，由納入省內(nèi)電力電量平衡的新能源企業(yè)按照上網(wǎng)電量分攤。未按照獨立控制區(qū)運行的直流配套電源，其新能源納入省內(nèi)電力電量平衡，應(yīng)同權(quán)參與西北區(qū)域輔助服務(wù)費用分攤。

第四十四條調(diào)試運行期的發(fā)電機組和電網(wǎng)側(cè)儲能，以及退出商業(yè)運營但仍然可以發(fā)電上網(wǎng)的發(fā)電機組（不含煤電應(yīng)急備用電源）和電網(wǎng)側(cè)儲能分攤費用不超過當月調(diào)試期電費收入的10%。分攤費用超過當月調(diào)試期電費收入10%的部分，由電力用戶用電量、電網(wǎng)側(cè)儲能下網(wǎng)電量、未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量和其余納入省內(nèi)電力電量平衡的新能源企業(yè)上網(wǎng)電量（含未按照獨立控制區(qū)運行的直流配套新能源電量）分攤。

第四十五條每月第8個工作日前，電網(wǎng)企業(yè)向電力調(diào)度機構(gòu)、交易機構(gòu)提供非省級結(jié)算新能源企業(yè)總上網(wǎng)電量；電力交易機構(gòu)向電力調(diào)度機構(gòu)提供省級結(jié)算新能源企業(yè)上網(wǎng)電量（含未按照獨立控制區(qū)運行的直流配套新能源電量）,同時提供發(fā)電機組、儲能電站調(diào)試期電費、西北區(qū)域輔助服務(wù)市場相關(guān)費用，調(diào)度機構(gòu)在收到上述所有數(shù)據(jù)后的3個工作日內(nèi)，完成費用分攤，并推送至電力交易機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)。

第四十六條電力用戶、發(fā)電企業(yè)在當月電費中沖抵或者增加輔助服務(wù)市場補償或者分攤費用，在電費清單和電量結(jié)算單中各品種輔助服務(wù)補償、分攤費用應(yīng)單獨計算、并在結(jié)算單中單獨列示，據(jù)實結(jié)算。

第四十七條因計量、電價差錯等原因需要進行追退補的費用，由市場運營機構(gòu)在問題確認后1月內(nèi)完成費用追退補工作，追退補費用計算電量按確認當月電量執(zhí)行。

第六章信息披露

第四十八條電網(wǎng)企業(yè)、市場運營機構(gòu)應(yīng)按規(guī)定做好信息披露工作，按要求及時發(fā)布輔助服務(wù)市場相關(guān)信息。

第四十九條經(jīng)營主體對披露的信息有異議的，應(yīng)在5個工作日內(nèi)提出復核申請。電力交易機構(gòu)在接到復核申請5個工作日內(nèi)，會同電力調(diào)度機構(gòu)進行核實并予以答復。

第七章風險防控

第五十條建立健全輔助服務(wù)市場風險防控機制，防范市場風險，保障電力系統(tǒng)安全和市場平穩(wěn)運行，維護社會公共利益和經(jīng)營主體合法權(quán)益。

第五十一條市場運營機構(gòu)負責履行市場監(jiān)測和風險防控職責，市場成員應(yīng)共同遵守并按規(guī)定落實輔助服務(wù)市場風險防控職責。

第五十二條輔助服務(wù)市場風險類型主要包括：

（一）輔助服務(wù)供需風險，指輔助服務(wù)供應(yīng)緊張，較難滿足輔助服務(wù)需求的風險。

（二）輔助服務(wù)市場力風險，指具有市場力的經(jīng)營主體操縱輔助服務(wù)市場價格的風險。

（三）輔助服務(wù)市場價格異常風險，指部分時段或局部地區(qū)輔助服務(wù)市場價格持續(xù)偏高或偏低，波動范圍或持續(xù)時間明顯超過正常變化范圍的風險。

（四）輔助服務(wù)市場技術(shù)支持系統(tǒng)風險，指支撐輔助服務(wù)市場的各類技術(shù)支持系統(tǒng)出現(xiàn)異?；虿豢捎脿顟B(tài)，影響市場正常運行的風險。

（五）網(wǎng)絡(luò)安全風險，指因黑客、惡意代碼等攻擊、干擾和破壞等行為，造成被攻擊系統(tǒng)及其數(shù)據(jù)的機密性、完整性和可用性被破壞的風險。

第五十三條市場運營機構(gòu)按照有關(guān)程序?qū)κ袌鲲L險進行預警,并報告能源監(jiān)管機構(gòu)和省級價格、能源主管部門等有關(guān)部門。

第五十四條市場運營機構(gòu)負責編制各類風險處置預案，包括風險級別、處置措施、各方職責等內(nèi)容,并滾動修編。風險處置預案經(jīng)能源監(jiān)管機構(gòu)和省級價格、能源主管部門等有關(guān)部門同意后執(zhí)行。

第五十五條市場風險發(fā)生時，各方按照事前制定的有關(guān)預案執(zhí)行，電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)按照安全第一的原則對市場進行應(yīng)急處置，詳細記錄應(yīng)急處置期間的有關(guān)情況，并報告能源監(jiān)管機構(gòu)和省級價格、能源主管部門。

第八章監(jiān)督管理

第五十六條能源監(jiān)管機構(gòu)對市場成員按照本規(guī)則開展各項輔助服務(wù)交易的行為進行監(jiān)管。對市場成員違反本規(guī)則的行為，依據(jù)《電力監(jiān)管條例》《電力市場監(jiān)管辦法》等法律、法規(guī)進行處理。

第五十七條電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)定期向能源監(jiān)管機構(gòu)和省級價格、能源主管部門等報送輔助服務(wù)交易的價格、費用、各類經(jīng)營主體收益和分攤情況。

第五十八條市場運營機構(gòu)應(yīng)做好輔助服務(wù)市場建設(shè)運行、出清價格、費用傳導與分攤等情況的監(jiān)測分析。

第五十九條經(jīng)營主體對輔助服務(wù)交易存在爭議時，可向市場運營機構(gòu)提出申訴意見，市場運營機構(gòu)在規(guī)定期限內(nèi)完成核實并予以答復。經(jīng)營主體認為仍有爭議的，可通過市場管理委員會調(diào)解，也可提交能源監(jiān)管機構(gòu)依法協(xié)調(diào)；協(xié)調(diào)不成的可通過仲裁、司法等途徑解決爭議。

第九章附則

第六十條本規(guī)則由甘肅能源監(jiān)管辦負責解釋。

第六十一條本規(guī)則自2025年X月X日起施行。《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運營暫行規(guī)則》（甘監(jiān)能市場〔2022〕238號）同時廢止。