当前状态：尚处于征求意见阶段，还没有正式印发试行版本；以下全部基于公开征求意见稿整理，正式发布后以华东能源监管局官方 PDF 文件为准。 市场定位：上海受端电网 AGC 调频市场；交易标的为调频里程，采用单一价格、按效果付费机制，对标发改价格〔2024〕196 号国家文件要求。
一、市场成员与调频单元
市场成员：调频服务经营主体、调度机构（国网上海调度）、交易机构（上海电力交易中心）、电网企业。
调频单元划分
火电机组（含火储联合、燃气）：以整台机组作为一个调频单元；
新型经营主体（独立储能、虚拟电厂聚合单元）：以聚合单元作为调频单元；同一聚合单元资源原则上同一出清节点。
新型储能准入门槛：≥5MW，持续时长≥1h；需要具备 AGC 远程接收调度指令、秒级功率控制能力。
二、交易组织模式：日前申报‑日内逐小时出清‑实时调用
日前：主体申报【可提供调频容量 + 调频里程报价】，申报数据封存；
日内：每小时开展一次出清；调度先确定本小时全网调频总容量需求；
实时：调度根据 ACE（区域控制偏差）、电网频率，对中标单元下发 AGC 调频指令执行实时调用。
申报参数
调频里程报价（含税）：3～15 元 / MW，保留小数点后 3 位；
调频容量最小申报单位：1MW；
单单元申报容量上下限：
发电机组：下限 2% PN，上限 10% PN；
新型储能 / 虚拟电厂（新型经营主体）：下限 10% PN，上限 50% PN；
中标容量还有第二层上限约束：机组中标容量不超过全网本小时调频总需求的 15%，取两者较小值；用于防止单一主体占比过高。
三、出清与收益计算（按效果付费，性能系数 K）
公式：调频服务费 = 小时统一出清价格 × 有效调频里程 × 调频性能系数 K
调频性能系数 K：由响应时间、调节速率、调节精度三项指标计算；K 上限不超过 2（符合国家 196 号文）；
有效调频里程：调度指令下发后，单元实际完成的功率调节里程；方向错误、响应失效不计里程；
电能量结算分开处理：
已经参与上海现货市场的主体：调频来回带来的电量变化走现货电能量市场结算；
未参与现货的主体，沿用原有上网电价政策结算；
调频里程市场只管调频辅助服务收益，不覆盖来回调节的电能量盈亏。
四、调频费用分摊机制
总体原则：市场收支平衡；调频市场总费用由市场分摊主体共同承担；
分摊对象：用户用电量 + 未参与电能量市场的上网电量；具体分摊比例由上海市价格主管部门核定；
主体的月度净收支 =（调频市场获得服务费）−（自身分摊的调频费用）；
结算随月度电费一并结算，账单单列调频市场收支，禁止与其他辅助服务打捆合并列示。
五、和原有长三角并网运行规则的衔接
本调频市场属于增量市场化 AGC 调频市场；
一次调频仍然继续执行《长三角电力辅助服务管理实施细则（结算试运行稿）》的考核补偿，一次调频与 AGC 调频市场两套规则并行，互不替代；
并网的基础 AGC 考核仍沿用长三角并网运行管理细则；进入本调频市场的单元不再执行原有固定标准 AGC 补偿，改为本市场竞价收益。
六、后续落地路径
当前为征求意见稿阶段，企业反馈意见收集完成后，修改完善；
经报批后正式印发《上海电力调频辅助服务市场实施细则（试行）》，后续启动模拟运行，再转入正式试运行；
获取正式文件渠道：华东能源监管局官网通知公告栏目、上海电力交易中心官网下载。
