甘肃调频补偿上限15元/MW，电网侧储能参与费用分摊！K值小于0.5不予补偿！

2025年12月30日，甘肃能监办、甘肃发改委印发《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》，其中明确：新型储能根据接入电网地点可以分为电网侧储能、电源侧储能、用户侧储能。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。

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。

调频报价上限暂定为15元/MW。调频市场AGC综合性能指标系数K值上限暂定为2.0，但提供AGC服务期间的AGC综合性能指标K值小于0.5，则不予补偿。

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。

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。

调试运行期以及退出商业运营的发电机组和电网侧储能，分摊费用不超过当月调试期电费收入的10%。分摊费用超过10%的部分，省内辅助服务市场费用按照其他电力用户用电量、电网侧储能下网电量、未参与电能量市场交易的上网电量分摊，西北区域辅助服务市场费用由其他纳入省内电力电量平衡的新能源企业上网电量(含未按照独立控制区运行的直流配套新能源电量)分摊。

详情可见：国家能源局甘肃监管办公室 甘肃省发展和改革委员会 关于印发《甘肃省电力辅助服务市场运营规则》的通知