利好风光储 + 虚拟电厂!陕西调频市场交易规则重磅出台.
国家能源局西北监管局、陕西省发改委 2026 年 5 月 21 日印发，规范陕西电网二次 AGC 调频市场化交易，核心采用按调频里程计价、依托性能付费市场化机制，全文围绕准入、交易、计价、结算、监管五大维度落地规则：
一、市场参与主体规则
- 火电机组
已核定煤电容量电费的统调公网火电强制申报，单单元最小申报容量取装机 7.5%、可调容量 15% 二者低值；中标上限取装机 15%、可调 30% 二者低值。 - 新型主体（储能、虚拟电厂、风光储）
自愿入市，单家中标容量≤系统调频需求 10%，全品类合计中标总量不超需求 35%；新能源配套储能可捆绑场站合并为单个 AGC 单元申报。
二、市场交易机制
采用日前报价、日前预出清、日内逐小时正式出清 + 实时调用，全年全天候开市。
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分时调频容量需求 = 负荷预测最大值 ×2.5%+ 风电预测最大值 ×10%（系数可动态调整）； -
报价区间 0~15 元 / MW，报价最小单位 0.1 元 / MW、容量最小 0.01MW； -
出清排序价 = 申报单价 ÷ 综合性能系数 k；优先k≥0.5资源低价中标，缺口再启用 0＜k＜0.5 主体，k≤0 无法中标；同价格优先高 k 值，同价同 k 按申报容量比例分配，中标单元最高报价作为市场统一结算价。
三、性能考核与收益扣罚
综合性能(k=0.2×(3k1+k2+k3)（k1调节速率、k2响应时间、k3调节精度），月度补偿费用 =∑（实际调频里程×出清单价×k），结算时 k 封顶 2.0；中标时段因自身原因 AGC 退出或 k＜0.5，取消当期调频收益。
四、费用分摊规则
调频总成本由工商业用户用电量 + 电厂未市场化上网电量按占比分摊；发用一体的独立储能、虚拟电厂，以上 / 下网电量分别参与发电侧、用户侧分摊，费用按月随电费结算，实行收支平衡、日清月结。
五、信息披露与市场监管
调度次日 18 点前披露出清、里程、k 值等数据，市场主体 5 个工作日内可申请数据复核；西北能源监管局、省发改委及调度分场景具备市场干预权限，可调整限价、暂停交易、撤销出清结果；交易争议可逐级申诉调解。细则衔接西北区域并网 “两个细则”，自印发当日正式实施。
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