福建省电力调频辅助服务市场交易实施细则 （2026 年修订版） （征求意见稿）
第一章
总则 第一条 为推动构建新型电力系统，加快推进福建电力调频服 务市场建设，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进福建省电 力系统安全、稳定、经济运行，激励市场成员提供更为优质的调频 服务，实现调频责任在不同经营主体间的公平分摊，制定本规则。 第二条本规则根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共 和国电力法》《电力监管条例》等国家有关法律、法规和行业标准， 遵循《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、《电力并网运行 管理规定》（国能发监管规〔2021〕60 号）、《电力辅助服务管 理办法》（国能发监管规〔2021〕61 号）、《电力市场运行基本 规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会2024 年第20 号 令）、《国家发展改革委国家能源局关于建立健全电力辅助服务 市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196 号）、《电力辅助 服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411 号）等规定，以 及《电力现货市场运行第6 部分：调频容量管理》（GB/T 45905.6-2025）等标准，并结合电力调度相关规程和福建电网运
行实际制定。 第三条 本规则适用于福建省电网开展的电力调频服务市场 交易，所有市场成员必须遵守本规则。 第四条 国家能源局福建监管办公室（以下简称“福建能源监 管办”）根据职能依法履行福建省电力调频服务市场（以下简称“市 场”）的监督管理职责。
第二章
市场成员 第五条 市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构 等。其中，经营主体包括电力调度机构直调及许可发电企业、售电 企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）和新型经营主体（含 独立新型储能、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）； 电网企业指为电力辅助服务市场建设运营提供必要的网架支撑及 关联服务的主体；市场运营机构包括国网福建电力调度控制中心 （以下简称“电力调度机构”）和福建电力交易中心有限公司（以 下简称“电力交易机构”）。 第六条经营主体权利义务包括： （一）按要求提供基础技术参数以确定调频服务的能力，或提 供有资质的单位出具的调频服务能力测试报告； （二）负责电力设备的运行与维护，确保能够根据电网指令提 供符合规定的调频服务；
（三）按规则参与市场交易，根据电网指令提供调频服务； （四）按规则参与市场结算； （五）及时获取市场交易相关信息； （六）按要求披露市场相关信息； （七）其他法律法规规定的权利和义务。 第七条 电网企业权利义务包括： （一）保障电网以及输配电设施的安全稳定运行； （二）为经营主体提供公平的输配电服务和电网接入服务； （三）提供报装、计量、抄表、收费等各类供电服务； （四）按要求披露和提供市场相关信息； （五）其他法律法规规定的权利和义务。 第八条 市场运营机构权利义务包括： （一）电力调度机构主要职责包括：提出满足系统安全运行 要求的调频辅助服务需求，采购调频辅助服务；负责调频辅助服 务交易组织、市场出清、服务调用、费用计算、提出安全约束、 开展安全校核等业务，开展调频辅助服务市场运营监控工作；建 设、运行、维护和管理与调频辅助服务市场相关的技术支持系统， 拟定相关技术服务标准；向电力交易机构提供市场出清、调用结果； 按要求披露和提供市场相关信息；评估市场运行状态，对市场规则 提出修改意见；紧急情况下按规定中止市场运行，保障系统安全运 行；依法依规开展电力调度工作等;
（二）电力交易机构主要职责包括：负责经营主体市场注册、 变更和退出等相关服务，负责披露调频辅助服务市场信息，提供 结算依据，配合电力调度机构开展交易组织相关工作等； （三）其他法律法规规定的权利和义务。
第三章
市场交易 第九条电力调频服务是指经营主体为减少系统频率偏差（或 联络线控制偏差），通过调速系统、自动功率控制等所提供的服务。 现阶段福建省调频辅助服务指经营主体通过自动发电控制（AGC） 装置自动响应区域控制偏差（ACE），按照一定调节速率实时调整 出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。 第十条 各类具备提供调频辅助服务能力的经营主体平等参 与调频辅助服务市场。现阶段，提供调频服务的经营主体包括水电 机组（含抽水蓄能机组）、燃煤机组、燃气机组、独立新型储能； 随着市场发展，逐步纳入其他具备提供调频辅助服务能力的经营主 体。 第十一条调频里程是指调频单元响应AGC 控制指令后结束时 的实际出力值与响应指令时的实际出力值之差的绝对值。以15 分 钟为一个计费周期，调频单元在一个计费周期内的调频里程为该时 段内调频单元响应AGC 控制指令的调整量之和。 第十二条调频性能系数K 是调频单元提供调频服务过程中
反映其调节速率、调节精度、响应时间三个因素的综合指标。计算 方法详见附件。 调节速率是指调频单元响应设点指令的速率，衡量的是该调频 单元实际调节速率与其应该达到的标准速率相比达到的程度。 调节精度是指调频单元响应稳定以后，实际出力和设点出力之 间的差值，衡量的是该调频单元实际调节偏差量与其允许达到的偏 差量相比达到的程度。 响应时间是指AGC 系统发出指令之后，调频单元出力在原出力 点的基础上，可靠地跨出与调节方向一致的调节死区所用的时间， 衡量的是调频单元实际响应时间与标准响应时间相比达到的程度。 参加调频辅助服务市场报价的调频单元调频性能系数K 值不得低 于最低调频性能要求K 最低，K 最低暂定为0.75，并根据市场实际运行 情况调整。电力调度机构负责统计并发布调频单元的调频性能系 数，若调频单元性能系数K 持续8 个中标小时未能达到K 最低，则6 个月内禁止参与市场报价。经营主体对调频单元改造后，可向电力 调度机构申请测试调频性能系数，测试期间调频单元应连续8 小时 投入调频模式，但不获得调频补偿。 第十三条为合理区分不同类型资源参与系统调频的定位和 作用，将ACE 值按照死区、快速动作区、慢速动作区和紧急动作区 进行分区。 分区名称 ｜ACE｜范围 主站动作特征
（兆瓦） 死区 [0，20） 不发送调节指令 快速动作区 [20，50） 给快速动作区调频单元发送调节指令 慢速动作区 [50，200） 给慢速动作区调频单元发送调节指令 紧急动作区 ≥200 给所有调频单元发送调节指令 第十四条各调频单元可根据自身的不同性能特点和定位， 在满足条件的前提下自愿参与不同分区报价交易。电力调度机构 根据系统及市场实际运行情况，适时对各区的区间范围和调频需求 容量进行调整，实现市场的最优运行。 对于3～10 秒（不含通信时间）可从0 兆瓦调节到额定功率的 调频单元，可参与快速动作区报价；对于10 秒以上（不含通信时 间）可从0 兆瓦调节到额定功率的调频单元，仅可参与慢速动作区 报价。调频单元可根据实际运行控制能力分成多台虚拟调频单元。 第十五条为保障电网安全稳定运行，某时段慢速动作区调频 容量需求=R1*该时段用电负荷预测最大值+R2*该时段新能源预测 最大值，其中：R1 为负荷比例系数；R2 为新能源比例系数。 第十六条统筹考虑电力系统安全稳定运行、系统资源分布合 理，独立新型储能调频出清容量上限=调频容量需求*R3，R3 为独 立新型储能调频容量比例系数。快速动作区调频出清容量上限为 R4。 第十七条所有符合调频市场准入条件且列入煤电容量电价
适用名单的30 万千瓦及以上煤电机组必须进行调频市场交易申报 （机组启动当日除外，可自主申报），迟报、漏报、无效申报或不 报者均默认采用缺省值（市场申报价格上限）作为申报信息参与市 场出清。 第十八条对于提供调频服务的经营主体，采用基于调频里程 的单一制价格机制。里程补偿以调频单元的调频里程作为交易标 的，采用日前报价、日内分时段按边际价格出清，实行日清月结。 经营主体按调频单元自主申报分时段调频容量及价格，调频单元的 调频里程报价以“元/兆瓦”为单位，最小单位“0.1 元/兆瓦”。 快速动作区调频报价上限设为C1、报价下限设为D1，慢速动作区 调频报价上限设为C2、报价下限设为D2，C1 和C2 暂定为6 元/MW， D1 和D2 暂定为1 元/MW，并根据市场实际运行情况，适时提出限 价标准的调整建议，经福建省电力市场管理委员会审议通过后，报 福建能源监管办及福建省发改委审定后执行。 第十九条调频单元的调频里程补偿费用为单位计费周期内 市场出清价格、调频里程以及调频性能系数的乘积。 快速动作区调频里程补偿费用计算公式如下： 单位计费周期内调频单元i调频里程补偿费用=M1×调频单元i 在该时段的调频里程×调频单元i 在该时段的调频性能系数×该 时段市场快速动作区出清价格 慢速动作区调频里程补偿费用计算公式如下：
单位计费周期内调频单元i调频里程补偿费用=M2×调频单元i 在该时段的调频里程×调频单元i 在该时段的调频性能系数×该 时段市场慢速动作区出清价格 调频单元在紧急动作区产生的调频里程按对应报价区计算公 式进行结算。 M1为快速动作区调节系数，M2为慢速动作区调节系数，M1、M2 暂取1，并根据系统和市场实际运行情况进行调整。 全网调频里程补偿费用=快速动作区调频里程补偿费用+慢速 动作区调频里程补偿费用+紧急动作区调频里程补偿费用 第二十条电力现货市场未正式运行阶段，调频辅助服务费用 原则上不向用户侧疏导；电力现货正式运行阶段，调频辅助服务费 用由发电侧和用户侧共同分摊。其中发电侧分摊部分由火电机组、 可再生能源发电机组（风电、光伏）、水电机组（含抽水蓄能机组）、 核电机组以及独立新型储能电站等按计费周期内各自上网电量比 例进行分摊；用户侧分摊部分纳入系统运行费用由全体工商业用户 分摊。发电侧分摊比例设为M3（0≤M3≤1），用户侧分摊比例为 （1-M3)，电力现货正式运行阶段M3 暂取0.9，比例取值由省级价 格主管部门根据市场实际运行情况适时调整确定。 发电侧分摊计算公式： 各发电侧机组当月调频补偿分摊费用=M3×该机组当月上网电 量/所有参与分摊机组当月总上网电量×当月全网调频服务费用。
抽水蓄能机组、独立新型储能、虚拟电厂等“发用一体”主体， 在结算时段内按上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务 费用分摊或分享。 第二十一条 市场组织流程如下： （一）每日11:00 前，电力调度机构根据次日负荷预测、新 能源出力预测以及电网运行状态等因素计算次日调频容量需求， 并在交易平台发布；准许参与市场且具备调频能力的调频单元按 12 个时段申报次日调频里程报价，全天平均分为12 个时段，第 一个时段为0:00～2:00，以此类推最后一个时段为22:00～24:00。 （二）运行日各区段起始时刻30 分钟前，系统根据折算价 格由低到高排序（折算价格为该时刻调频单元日前调频里程报价 除以调频性能系数K，折算价格仅用于出清排序），形成本时段 调频调频单元调用排序表。若两台发电调频单元折算价格相同， 则调频性能系数好的调频单元排序优先。每个计费周期内中标调 频单元的最高报价为该时段市场边际出清价格。 （三）在实时调度过程中，电力调度机构根据电网实际情况滚 动修正调频容量需求，并综合考虑水情及水库调度、燃气供应等情 况，按照调频单元调用排序表，经过安全校核后调用调频单元，直 至满足调频容量需求。当系统需要增加调频需求时，按排序表由低 到高调用；当系统需要减少调频需求时，按排序表由高到低退出。 （四）电力调度机构可在节假日前集中组织多日调频申报，在
节假日期间按需开展调频交易。 第二十二条 电力调度机构根据系统实际情况，按照电力调度 机构管辖范围对出清发电单元序列进行安全校核，校核条件包括且 不限于： （一）为保障电网安全稳定运行，单个经营主体在同一个时段 内中标的调频单元数量不能超过2 个； （二）出清中标调频总容量满足系统调频需求值； （三）电力系统稳定约束要求； （四）水库调度及水电机组振动区约束要求； （五）清洁能源消纳相关政策执行的安全保障，是否增加或造 成弃水风险。 第二十三条 机组未中标、未经调度机构允许擅自投入AGC 装置的，取消其里程补偿费用和其他所有奖励返还费用；以及因电 厂自身原因在调频服务期间擅自退出AGC 装置的，均收取违约金， 违约金=0.1×计费周期内同容量类型机组调频里程平均值×该时 段调频出清价格。违约金纳入调频资金池，按照计费周期内在运机 组上网电量比例进行分配。 第二十四条 为保证福建电网与电力市场的安全稳定运行，调 频市场中标的调频单元按照现货市场规则参与现货市场出清，优先 于现货市场调用。调频中标的调频单元在满足启停调峰标准时，可 同时获得启停调峰补偿费用。
第二十五条 为保证电网稳定运行，对于可能出现的异常情况 相关规定如下： （一）若中标调频总容量不能满足系统调频容量需求，电力调 度机构可从调频单元调用排序表中紧急调用后续调频单元和未报 价调频单元，直至满足调频容量需求。被紧急调用调频单元的调频 里程补偿费用按照同时段市场出清价格结算。调用未报价调频单 元，综合各类型电源调频能力，结合电网备用、断面控制等因素， 原则上优先选择单机容量大、运行机组数量多的电厂机组。 （二）由于电网安全约束对出力有特殊要求的机组，不分摊系 统电力调频辅助补偿费用，电力调度机构和电厂等相关单位应做好 情况记录备查； （三）机组因为电网安全需求通过AGC 来调整断面潮流，该机 组的调频里程补偿费用按照同时段市场出清价格结算。
第四章
计量与费用管理 第二十六条 调频辅助服务计量的依据为：电力调度指令，能 量管理系统（EMS）、发电机组调节系统运行工况在线上传系统、 广域测量系统（WAMS）等调度自动化系统采集的实时数据，用电信 息采集系统的电力电量数据等。 第二十七条 电力调度机构将调频交易执行结果传递至电力 交易机构，并由电力交易机构负责出具结算依据。
第二十八条 调频辅助服务费用按照收支平衡原则实行月度 结算。 第二十九条 调频费用采取电费结算方式。经营主体在当月电 费总额基础上加（减）应获得（支付）的调频服务补偿（分摊）费 用，按照电费结算关系向电网企业开具增值税发票。
第五章
信息披露 第三十条市场成员应当按照有关规定，遵循安全、真实、 准确、完整、及时、易于使用的原则，做好信息披露工作。电网 企业、市场运营机构应披露信息包括：调频辅助服务需求计算方 法、调用原则、需求总量，交易申报、出清信息、费用结算等情 况。披露的信息应体现电力调度机构管辖范围内所有经营主体的调 频服务补偿和分摊情况，包含且不限于补偿/分摊对象、时段、电 力、电量、价格、费用等信息。 第三十一条 电力交易机构负责通过信息披露平台向所有经 营主体披露相关考核和补偿结果，制定信息披露标准格式，开放数 据接口。 第三十二条 电力调度机构于每月第3 个工作日前（含第3 个工作日）将电力辅助服务相关费用推送至电力交易机构。市场经 营主体应在1 个工作日内完成核对、异议反馈（若有）和确认， 逾期视为已确认。市场经营主体提出异议的，电力交易机构应在1
个工作日内会同电力调度机构进行核实，达成一致的，市场经营主 体应对修正后的结算依据（核对版）在1 个工作日内完成核对和 确认；因异议处理无法按时达成一致的，纳入下一结算周期进行结 算、追退补或清算。
第六章
市场监管 第三十三条 福建能源监管办对福建省电力调频辅助服务市 场交易实施监管。主要内容包括且不限于： （一）经营主体履行电力系统安全义务的情况； （二）经营主体参与交易的情况； （三）经营主体的集中度和行使市场力情况； （四）经营主体的运营情况； （五）执行市场运营规则的情况； （六）不正当竞争、串通报价和违规交易行为； （七）市场履约等信用情况； （八）市场信息披露和报送情况； （九）市场相关技术支持系统建设、维护、运营和管理的情况； （十）其他法律法规规定的情况。 第三十四条 市场运营机构应按要求将电力调频辅助服务交 易情况等信息报福建能源监管办备案。
第三十五条 福建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，依法依规对经营主体和运营机构违规行为 进行处理。 第三十六条 发生以下情况时，福建能源监管办可对市场进 行干预，也可授权市场运营机构进行临时干预： （一）经营主体滥用市场力、串谋及其他违规违约等情况导致 市场秩序受到严重扰乱时； （二）市场技术支持系统或交易平台发生故障，导致无法按照 市场规则进行出清和调度时； （三）因电力系统发生故障需要调整机组出力，导致市场交易 无法正常进行时； （四）因自然灾害、突发事件、节假日等原因造成负荷突变、 电网运行方式发生变化，导致市场交易无法正常进行时； （五）其他必要情况。 第三十七条 市场干预的主要手段包括且不限于： （一）调整市场限价； （二）调整市场准入或退出规则； （三）暂停市场交易，处理和解决问题后重新启动。 第三十八条 经营主体对辅助服务交易存在争议时，可向市 场运营机构提出申诉意见，市场运营机构在规定期限内完成核实 并予以答复。经营主体认为仍有争议的，可通过市场管理委员会
调解，也可提交福建能源监管办依法协调；协调不成的可通过仲 裁、司法等途径解决争议。
第七章
附则 第三十九条 本实施细则由福建能源监管办、福建省发改委负 责解释。 第四十条本实施细则由福建能源监管办组织修订，经市场管 理委员会审议通过后，报福建能源监管办、福建省发改委审定后执 行。 第四十一条 本实施细则自发布之日起施行。
附件 调频性能系数计算方法 某机组典型AGC 设点控制过程详见图1。机组调频过程可以 这样描述：T0时刻以前，机组稳定运行在出力值P1附近，T0时刻， AGC 控制程序对该机组下发功率为P2的设点命令，机组开始涨出 力，到T1时刻可靠跨出P1的调节死区，到T2时刻第一次进入调节 死区范围，然后在P2附近小幅振荡，并稳定运行于P2附近，直至 T3时刻，AGC 控制程序对该机组发出新的设点命令，功率值为P3， 机组随后开始降出力的过程，T4 时刻可靠跨出调节死区，至T5 时 刻进入P3的调节死区，并稳定运行于其附近。 图1 AGC 机组设点控制过程 注：Pmin,i是该机组可调的下限出力，Pmax,i 是其可调的上限出 力，PNi是其额定出力。
机组每次响应AGC 控制指令后，从调节速率、调节精度、响 应时间三个方面对机组响应AGC 指令后的动作情况进行衡量评 价，三个分项参数及调频性能系数的具体计算方法如下。 一、调节速率K1 调节速率是指机组响应设点指令的速率，衡量的是该机组实际 调节速率与其应该达到的标准速率相比达到的程度。调节速率可分 为上升速率和下降速率。在涨出力阶段，即T1～T2区间，结果为正， 为上升速率；在降出力阶段，即T4～T5区间，结果为负，为下降速 率。第i 台机组第j 次调节的调节速率 考核指标计算公式如下： , , , , , Ei j Si j i j Ei j Si j P P v T T 式中vi,j是机组i 第j 次调节的调节速率，单位是MW/分钟； PEi,j是其结束响应过程时的出力、PSi,j是其开始动作时的出力，单位 是MW；TEi,j是结束的时刻、TSi,j是开始的时刻，单位是分钟。 式中 是福建省性能最优煤电机组主机的调节速率，单位是 MW/分钟，K1值的上限为3。 二、调节精度K2 调节精度是指机组响应稳定以后，实际出力和设点出力之间的
差值，衡量的是该机组实际调节偏差量与其允许达到的偏差量相比 达到的程度。第i 台机组第j 次调节精度 的考核指标计算过程描 述为：在第i 台机组平稳运行阶段，即T2～T3区间，机组出力围绕 P2轻微波动。在类似这样的时段内，对实际出力与设点指令之差的 绝对值进行积分，然后用积分值除以积分时间，即为该时段的调节 偏差量，如下式： j Si j Ei T T j i j i j i T T dt P t P P j Ei j Si , , , , , , , ) ( 式中∆Pi,j为第i 台机组在第j 次调节的偏差量、Pi,j(t)为其在该 时段内的实际出力、Pi,j为该时段内的设点指令值，单位是MW； TEi,j为该时段终点时刻、TSi,j为该时段起点时刻，单位是秒。 ) 10% /( - ) 10% /( - g , N g Ni i,j j i P ΔP P ΔP K 式中PNi 机组i 的额定出力、∆Pg是性能最优煤电机组主机的平 均调节偏差、PNg 是性能最优煤电机组主机的额定出力，单位是 MW。 三、响应时间K3 第i 台机组第j 次调节的响应时间 是指EMS 系统发出指 令之后，机组出力在原出力点的基础上，可靠地跨出与调节方向 一致的调节死区所用的时间，衡量的是AGC 机组实际响应时间
与标准响应时间相比达到的程度。即： 秒 秒 / - / - g , t t K i,j j i 式中ti,j 为机组i 第j 次机组的响应时间、tg 是性能最优煤电 机组的响应时间，单位是秒。 四、调频性能系数K 调频性能系数是机组提供调频服务过程中调节速率、调节精 度、响应时间三项因素的综合体现。每次AGC 动作时按下式计 算AGC 性能系数。 j i j i j i j i K B K B K B K , , , , 式中 j i K , 1 、 j i K , 2 、 j i K , 3 分别为机组i 第j 次调节过程中的调节 速率、调节精度、响应时间；B1、B2、B3 分别为三个分项参数的 权重系数，其中B1 暂取1/7，B2、B3 暂取3/7，后续可根据市场实 际运行情况，对权重系数进行合理调整。
附表 调频市场参数表 序号 市场参数名称 细则中对应符号 参数取值 负荷比例系数 R1 4% 新能源比例系数 R2 5% 独立新型储能调频容量比 例系数 R3 30% 快速动作区调频出清容量 上限 R4 60MW 快速动作区调频报价上限 C1 6 元/MW 快速动作区调频报价下限 D1 1 元/MW 慢速动作区调频报价上限 C2 6 元/MW 慢速动作区调频报价上限 D2 1 元/MW 快速动作区调节系数 M1 慢速动作区调节系数 M2 发电侧分摊比例系数 M3 0.9 注：调频市场参数由福建省电力市场管理委员会审议通过，报福建能源监管办及福建省发 改委审定后执行。
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国网福建电力调控中心关于征求《福建省电力调频辅助服务市场交易实施细则（2026年修订版）》（征求意见稿）意见的通知
《福建省电力调频辅助服务市场交易实施细则 （2026 年修订版）》修订说明 根据国家政策要求和福建电力调频辅助服务市场交易开展 情况，建议对《福建省电力调频服务市场实施细则（2025 年修 订版）》（调计〔2025〕197 号）部分条款进行修订。相关建议 如下： 一、优化调频容量需求计算方式 （一）增加一条 为保障电网安全稳定运行，某时段慢速动作区调频容量需求 =R1*该时段用电负荷预测最大值+R2*该时段新能源预测最大 值，其中：R1 为负荷比例系数；R2 为新能源比例系数。 （二）理由 结合福建电网实际情况，依据《电力现货市场运行第6 部分： 调频容量管理》（GB/T 45905.6-2025）经验数值法，明确调频容 量的计算方式。 二、完善各类型电源调频资源分配 （一）增加一条 统筹考虑电力系统安全稳定运行、系统资源分布合理，独立 新型储能慢速动作区调频出清容量上限=调频容量需求*R3，R3 为独立新型储能调频容量比例系数。快速动作区调频出清容量上 限为R4。
（二）理由 为保证系统资源分布合理，充分发挥各类型经营主体调频能 力，实现电网安全稳定运行。 三、优化煤电机组参与调频申报 （一）增加一条 所有符合调频市场准入条件且列入煤电容量电价适用名单 的30 万千瓦及以上煤电机组必须进行调频市场交易申报（机组 启动当日除外，可自主申报），迟报、漏报、无效申报或不报者 均默认采用缺省值（市场申报价格上限）作为申报信息参与市场 出清。 （二）理由 一是督促煤电机组承担调节性电源作用，二是进一步完善调 频单元调用排序表，为实时调度过程中临时增调调频单元提供依 据。 四、增加调频申报最低限价 （一）原文 第十五条快速动作区调频报价上限设为C1、慢速动作区调 频报价上限设为C2，C1和C2暂定为6 元/MW，并根据市场实际运行 情况，适时提出限价标准的调整建议，经福建省电力市场管理委 员会审议通过后，报福建能源监管办及福建省发改委审定后执行。 （二）修改建议 第十五条快速动作区调频报价上限设为C1、报价下限设为
D1，慢速动作区调频报价上限设为C2、报价下限设为D2，C1和C2 暂定为6 元/MW，D1和D2暂定为1 元/MW，并根据市场实际运行情 况，适时提出限价标准的调整建议，经福建省电力市场管理委员 会审议通过后，报福建能源监管办及福建省发改委审定后执行。 （三）理由 为保障各类型经营主体合理收益，科学设置调频申报价格下 限。 五、优化发电侧分摊电量计量方式 （一）原文 第十七条发电侧分摊计算公式： 各发电侧机组调频补偿分摊费用=M3×该机组单位计费周期内 上网电量/所有参与分摊机组单位计费周期内总上网电量×单位计 费周期内全网调频服务费用。 （二）修改建议 第十七条发电侧分摊计算公式： 各发电侧机组当月调频补偿分摊费用=M3×该机组当月上网电 量/所有参与分摊机组当月总上网电量×当月全网调频服务费用。 （三）理由 结合发电侧上网电网采集颗粒度，完善发电侧分摊电量计量 周期。 六、优化调频市场出清流程 （一）原文
第十八条市场组织流程如下： （一）工作日11:00 前，电力调度机构根据次日负荷预测、 新能源出力预测以及电网运行状态等因素计算次日调频容量需 求，并在交易平台发布；准许参与市场且具备调频能力的调频单 元按7 个时段申报次日调频里程报价，7 个时段为0:00～6:00、 6:00～8:00、8:00～10:00、10:00～11:30、11:30～15:30、15:30～ 22:00、22:00～24:00。 （二）运行日各区段起始时刻前，系统根据折算价格由低到 高排序（折算价格为该时刻调频单元日前调频里程报价除以调频 性能系数K，折算价格仅用于出清排序），形成本时段调频单元调 用排序表。 （二）修改建议 第十八条市场组织流程如下： （一）每日11:00 前，电力调度机构根据次日负荷预测、新 能源出力预测以及电网运行状态等因素计算次日调频容量需求， 并在交易平台发布；准许参与市场且具备调频能力的调频单元按 12 个时段申报次日调频里程报价，全天平均分为12 个时段，第 一个时段为0:00～2:00，以此类推最后一个时段为22:00～24:00。 （二）运行日各区段起始时刻30 分钟前，系统根据折算价格 由低到高排序（折算价格为该时刻调频单元日前调频里程报价除 以调频性能系数K，折算价格仅用于出清排序），形成本时段调频 单元调用排序表。
（三）理由 进一步优化调频市场出清流程，做好调频市场与电力现货市 场的衔接，保障调频市场充裕度，更好服务发电企业安排生产计 划。
附表调频市场参数表 序号 市场参数名称 细则中对应符号 参数取值 负荷比例系数 R1 4% 新能源比例系数 R2 5% 独立新型储能调频容量比 例系数 R3 30% 快速动作区调频出清容量 上限 R4 60MW 快速动作区调频报价上限 C1 6 元/MW 快速动作区调频报价下限 D1 1 元/MW 慢速动作区调频报价上限 C2 6 元/MW 慢速动作区调频报价上限 D2 1 元/MW 快速动作区调节系数 M1 慢速动作区调节系数 M2 发电侧分摊比例系数 M3 0.9 注：调频市场参数由福建省电力市场管理委员会审议通过，报福建能源监管办及福建省 发改委审定后执行。
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国网福建电力调控中心关于征求《福建省电力调频辅助服务市场交易实施细则（2026年修订版）》（征求意见稿）意见的通知
国网福电力调控中心 于征求 福省电 力调助务市场 易 施细则 2026年 修订版征水见稿 意见的週外
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026年19月20