第三十三条 电力调度机构根据申报结果和市场规则确定市场出清结果，调用辅助服务。

第三十四条 电力调度机构按照市场出清结果对中标经营主体进行调用，并进行服务计费。

第三十五条 电力辅助服务市场供给不足、暂停或者中止交易期间，电力调度机构为确保系统运行安全对相应调节资源进行应急调用，事后及时披露有关情况。

第六章 费用传导

第一节 费用产生机制

第三十六条 稳妥有序推动辅助服务价格由市场形成。具备市场条件的辅助服务品种，通过市场交易方式形成辅助服务价格；尚不具备市场条件的辅助服务品种，价格机制另行规定。

第三十七条 调峰服务费用根据出清价格、中标调峰出力和实际调峰出力计算，或者出清价格和启停次数计算。调频服务费用根据调频里程、性能系数、出清价格等要素计算。备用服务费用根据中标容量、中标时间、出清价格等要素计算。爬坡服务费用根据中标容量、中标时间、出清价格等要素计算。经营主体提供辅助服务过程中产生的电能量费用按照电能量市场规则结算。

第三十八条 因自身原因未按交易结果提供有效辅助服务的主体，依照市场规则承担相应违约责任。

第二节 费用传导机制

第三十九条 按照“谁受益、谁承担”原则，结合电力现货市场建设情况，建立电力辅助服务费用传导机制。

第四十条 电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合规定的调频、备用等电力辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批。

第四十一条 独立储能、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。

第四十二条 推动跨省跨区交易双方根据辅助服务提供和受益情况，公平合理承担和获得送受两端辅助服务费用。

第七章 市场衔接

第四十三条 统筹推进电能量市场、电力辅助服务市场等整体建设，在市场注册、交易时序、市场出清、费用疏导等方面做好衔接，充分发挥电力辅助服务市场在保障系统安全稳定、提升系统灵活调节等方面的作用。

第四十四条 调频、备用、爬坡等有功辅助服务市场与现货市场可独立出清，具备条件时推动与现货市场联合出清。

第四十五条 结合电网资源配置需求和系统运行约束情况、省/区域电力现货市场建设情况，因地制宜建立省/区域调频、备用等服务市场。区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。

第八章 计量结算

第四十六条 计量和采集周期应当满足辅助服务最小交易周期和精度要求。计量数据缺失的，可根据拟合规则进行补充。

第四十七条 辅助服务结算原则上应采用“日清月结”的方式，按日对交易结果进行清分，生成日清分依据；按月出具结算依据，开展电费结算。

第四十八条 辅助服务结算遵循收支平衡原则，各品种辅助服务费用应在电费结算单中单独列示，不得与其他费用叠加打捆。

第四十九条 电力调度机构负责经营主体辅助服务调用及执行情况记录，开展辅助服务补偿、分摊等相关费用计算，并将费用计算结果推送电力交易机构。电力交易机构根据费用计算结果，与其他交易费用合并出具结算依据，向经营主体公开，并推送至电网企业。电网企业负责辅助服务计量工作，并开展辅助服务费用收付。

第五十条 经营主体应在结算依据发布后进行核对，存在异议的向市场运营机构提出。

第五十一条 由于计量、电价差错等原因需要进行追退补的，由市场运营机构在 1 个月内完成电力辅助服务费用追退补工作。

第九章 信息披露

第五十二条 电力辅助服务市场信息按照《电力市场信息披露基本规则》分为公众信息、公开信息、特定信息三类。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、市场运营机构应按相关规定做好信息披露工作，披露信息包括：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。

第五十三条 经营主体对披露的信息有异议的，应在5个工作日内提出复核申请。电力交易机构在接到复核申请5 个工作日内，应会同电力调度机构进行核实并予以答复。

第五十四条 任何市场成员不得违规获取或者泄露未经授权披露的信息。市场成员的工作人员未经许可不得公开发表可能影响市场成交结果的言论。

第十章 风险防控

第五十五条 建立健全辅助服务市场风险防控机制，防范市场风险，保障电力系统安全和市场平稳运行，维护社会公共利益和经营主体合法权益。

第五十六条 市场运营机构负责履行市场监测和风险防控职责，市场成员应共同遵守并按规定落实辅助服务市场风险防控职责。第五十七条 辅助服务市场风险类型主要包括：

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