九、報價容量：指合格交易者將其報價代碼用於報價之容量。十、結清價格：於日前輔助服務市場，指為滿足市場需求，依第十九條第一項最佳化排程作業分配各報價代碼之得標容 量後，得標報價代碼報價中之最高出價；於備用容量市場，指依第二十五條第五項決定之得標人出價。十一、交易表計：指參與日前輔助服務市場之合格交易者應自行設置之計量設 備，專用以記錄交易資源於調度日之執行結果並據以結算之表計。十二、自動發電控制(Automatic Generation Control,...

台灣電力股份有限公司

電力交易平台管理規範及作業程序

中華民國 110 年 8 月 19 日經濟部經能字第 11004604620 號函核定

第一章 總則

【目的及授權依據】

第一條 考量電力交易平台（以下簡稱平台）之專業性及技術性，並為有效整合小型資源參與，以及提升市場行政管理效率與優化作業流程，台灣電力股份有限公司（以下簡稱本公司）依電力交易平台設置規則（以下簡稱設置規則）第十五條第一項規定訂定本管理規範。

本管理規範未規定者，依作業程序（本管理規範附件）或

其他相關公告事項辦理。

【用詞定義】

第二條 x管理規範用詞，定義如下：

一、平台成員：指有權收益或利用資源且符合設置規則第五條第一項及第六條規定具參與平台資格條件者。

二、合格交易者：指平台成員符合本管理規範、作業程序或其他相關公告事項規定，以自有資源或代理資源參與市場者。

三、電力交易單位：指本公司為辦理平台設立及營運事宜，於內部所設置具獨立性之部門。

四、電力調度單位：指本公司為確保電力系統安全穩定運行，須執行電源與電網之規劃、協調及指令事宜，於內部所設置具獨立性之部門。

五、資源：指併聯臺灣本島電力網之發電機組、自用發電設備、再生能源發電設備、儲能設備與需量反應等之電源或負載。

六、交易資源：指通過第十五條第一項能力測試或滿足第二十三條第一項條件，用以作為日前輔助服務市場競價或備用容量市場交易媒合之資源。

七、交易容量：指合格交易者利用交易資源參與日前輔助服務市場或備用容量市場之容量。

八、報價代碼：指參與日前輔助服務市場之合格交易者於市場管理系統設定之報價、結算及調度單元，用以代表個

別或聚合之交易資源。

九、報價容量：指合格交易者將其報價代碼用於報價之容

量。

十、結清價格：於日前輔助服務市場，指為滿足市場需求，依第十九條第一項最佳化排程作業分配各報價代碼之得標容量後，得標報價代碼報價中之最高出價；於備用容量市場，指依第二十五條第五項決定之得標人出價。

十一、交易表計：指參與日前輔助服務市場之合格交易者應自行設置之計量設備，專用以記錄交易資源於調度日之執行結果並據以結算之表計。

十二、自動發電控制(Automatic Generation Control, AGC)：指個別資源自動即時接受電力調度單位電能管理系統 (Energy Management System, EMS)送出之控制信號，經由其資訊末端設備直接控制其出力。

十三、自動頻率控制(Automatic Frequency Control, AFC)：指個別資源自動即時偵測電力系統頻率，並追隨電力系統頻率變動，主動調整其出力。

十四、能力測試：指資源為參與日前輔助服務市場應通過之測試，包括通訊能力測試及輔助服務執行能力測試；輔助服務執行能力測試依各項交易商品適用之技術規範進行。

十五、調度日：指電力調度單位實際執行電力運轉操作當日。

十六、日前(Day-Ahead)：除本管理規範另有規定外，指調度日之前一日。

十七、日：除本管理規範另有規定外，指日曆天。

【開設市場及市場運作時間】

第三條 平台所開設之市場為日前輔助服務市場及備用容量市場。日前輔助服務市場之運作以每日營運為原則。但遇以下

情事者，不在此限：

一、不可抗力或其他緊急事件。 二、重大或緊急市場異常之情況。

備用容量市場之運作時間，視本公司依備用供電容量管

理辦法第十條第二項或受其他電業委託辦理採購進行規劃。

【交易商品】

第四條 日前輔助服務市場之交易商品如下：一、調頻備轉容量。

二、即時備轉容量。

三、補充備轉容量。

備用容量市場之交易商品為備用供電容量。

【電力交易單位之權責】

第五條 電力交易單位之權責事項如下：

一、本管理規範及作業程序之訂定與修正等市場發展相關事項。

二、本管理規範及作業程序之執行等業務營運相關事項。

三、結算資訊之確認、修正及付款作業等交易結算相關事項。

四、市場管理及監視機制、異常情況因應或減緩措施之建立與執行，以及電力交易爭議協調等市場管理相關事項。

五、導入符合設置規則第九條第二項功能之市場管理系統及

其硬體設備建置、維護及更新等資訊系統相關事項。

【平台成員之權利及義務】

第六條 平台成員應依本管理規範、作業程序及市場管理系統服務使用條款行使權利與履行義務。

本管理規範及作業程序經法定程序修正公告後，適用於業已完成註冊登記及登錄資訊之平台成員。

市場管理系統服務使用條款於平台成員取得市場管理系統之帳號及密碼後，始生效力；市場管理系統服務使用條款由本公司另定之。

平台成員如對本管理規範、作業程序及市場管理系統服務使用條款有任何意見或修正建議，得以書面向本公司xx

意見。

第二章 平台參與

【非屬國營發電業者之註冊登記】

第七條 除本管理規範另有規定外，平台成員向電力交易單位申請註冊登記為合格交易者後，始得參與平台交易，其申請註冊登記之程序如下：

一、提交註冊登記申請表、合法登記或設立之證明、財務能力證明、其受僱人或從業人員具參與平台專業人員資格之證明，以及資源清單、資源運轉特性資訊與其他必要文件。

二、通過作業程序或其他相關公告事項規定之能力測試。

三、依規劃參與之交易商品項目繳納保證金及參與費用。四、取得平台市場管理系統之帳號及密碼。

平台成員如以代理資源方式參與市場者，前項第一款合

法登記或設立之證明應為公司登記證明文件。

第一項註冊登記之程序及註冊登記應檢附之文件，詳附件一。

【國營發電業之登錄資訊】

第八條 國營發電業有參與平台交易之義務，其成為合格交易者應登錄資訊，辦理之程序如下：

一、提交前條第一項第一款其受僱人或從業人員具參與平台專業人員資格之證明。

二、提交資源清單、資源運轉特性資訊及其他必要文件，以完成交易資源登錄。

三、取得平台市場管理系統之帳號及密碼。

【註冊登記或登錄資訊之正確性】

第九條 平台成員向電力交易單位申請註冊登記或登錄資訊時，應確保其所提供資訊之正確性，並承擔資訊不正確所受損害或所失利益；變更時，亦同。

電力交易單位得查對合格交易者之註冊登記或登錄資訊，合格交易者應配合辦理，不得規避、妨礙或拒絕。

合格交易者如須變更其註冊登記或登錄資訊，應向電力交易單位提出書面申請；註冊登記資訊或登錄資訊之變更程

序，詳附件二。

【保證金規範】

第十條 平台成員應繳納之保證金分二市場各別計收，保證金之繳納時點及收取方式如下：

一、參與日前輔助服務市場者，應於註冊登記或增加交易容量時繳納，其保證金額度以交易容量總額及每千瓩應繳保證金金額計算，計算方式如下：

(一)保證金額度＝交易容量總額×每千瓩應繳保證金金額。

(二)每千瓩應繳保證金金額＝ 每千瓩每小時之定額

×8,760×5%。

二、參與備用容量市場者，應於第二十四條第一項第二款資訊閉鎖期間開始後十日內繳納，其保證金額度以交易容量總額及每千瓩應繳保證金金額計算，計算方式如下：

(一)保證金額度＝交易容量總額×每千瓩應繳保證金金額。

(二)每千瓩應繳保證金金額＝每千瓩之定額×5%。

(三)第一目交易容量總額以千瓩為最小單位，千瓩以下部分無條件進位至千瓩。

保證金應以現金及電匯方式存入電力交易單位指定之帳戶；合格交易者應維持足額之保證金，如保證金經電力交易單位扣收或有不足額之情事時，應於電力交易單位通知之次日起五個工作日內補足。

第一項每千瓩應繳保證金金額，詳附件四；本公司得依

市場發展需要，檢討每千瓩應繳保證金金額。

【參與費用規範】

第十一條 平台成員應繳納之參與費用分二市場各別計收，參與費用應繳納之時點及收取方式如下：

一、參與日前輔助服務市場者，應繳納基本使用費及報價代碼使用費，採按月計算按年繳納之方式，由電力交易單位另以書面通知繳納時點。二項費用之計算方式如下：

(一)基本使用費＝交易容量總額×每千瓩月費。

(二)報價代碼使用費＝申請代碼數量×每一報價代碼月費。

二、參與備用容量市場者，應於申請註冊登記時繳納系統使用費，始取得平台市場管理系統之帳號及密碼，系統使用費按年計收。計算方式如下：

(一)系統使用費＝提出交易之備用供電容量總額×每千瓩年費。

(二)前目提出交易之備用供電容量總額以千瓩為最小單位，千瓩以下部分無條件進位至千瓩。

前項參與費用如逾繳費期限未繳納者，電力交易單位得自其保證金扣收。

第一項第一款每千瓩月費及每一報價代碼月費，以及同項第二款每千瓩年費，詳附件四；本公司得依市場發展需

要，檢討各項參與費用。

【退出平台】

第十二條 合格交易者應於規劃之退出平台日三十日前向電力交易單位提出書面申請。

電力交易單位於收受前項書面申請後進行審核，經確認無未決事項後，始得註銷合格交易者之註冊登記；除有應扣收或有不足額之情形外，註冊登記註銷者之保證金一次無息

發還。

第一項書面申請經電力交易單位通知中止交易權限之日

起，合格交易者不得參與平台交易。

合格交易者退出平台之程序，詳附件三。

【註冊登記失效】

第十三條 電力交易單位發現合格交易者有下列情事之一者，得註銷其註冊登記：

一、保證金不足額期間連續達一百八十日者。

二、參與日前輔助服務市場者未報價或經電力交易單位暫停報價權限連續達一百八十日者。

三、電業執照、自用發電設備登記證、第三型再生能源設備登記文件或其他依相關法令取得之許可或登記文件，經主管機關撤銷或廢止者。

四、經主管機關核准歇業或勒令停業者。

五、法人或非法人團體登記經主管機關撤銷或廢止者。

六、有解散、清算、破產、為票據交換所列為拒絕往來戶或其他類此情事者。

七、有竄改待命或配合調度執行期間之量測、儲存及回傳資料者。

八、其他經電力交易單位認定危害市場交易秩序或電力系統

安全且情節重大者。

第三章 日前輔助服務市場

【日前輔助服務商品規格要求】

第十四條 參與日前輔助服務市場之交易資源，其交易容量須達一千瓩（含）以上；交易之基本單位為一百瓩。

日前輔助服務之各項交易商品應滿足以下條件：

一、調頻備轉容量(Regulation Reserve)，分為以下參與模式： (一)動 態 調 頻 備 轉 容 量(Dynamic Regulation Reserve, dReg)：交易資源能持續追隨系統頻率進行向上及向

下之頻率調節，並具備每四秒接受控制信號之自動發電控制功能或於一秒內反應之自動頻率控制功能。

(二)靜態調頻備轉容量(Static Regulation Reserve, sReg)：交易資源具備系統達指定頻率時，於數秒內反應並於十秒內達到得標容量之向上頻率調節功能。

二、即時備轉容量(Spinning Reserve)：交易資源具備於十分

鐘內反應完成調度指令容量之功能，並可持續執行六十分鐘以上者。

三、補充備轉容量(Supplemental Reserve)：交易資源具備於三十分鐘內反應完成調度指令容量之功能，並可持續執行一百二十分鐘以上者。

調頻備轉容量、即時備轉容量及補充備轉容量之交易資

源態樣，詳附件五；技術規格要求，詳附件六。

【參與日前輔助服務市場資源之能力測試及聚合】

第十五條 資源應通過能力測試始得作為參與日前輔助服務市場之交易資源。執行能力測試所衍生之成本，不予補償；因資源之新增或刪減而有進行能力測試必要者，亦同。

為滿足第十四條第一項交易容量規定，合格交易者得聚合通過能力測試之同類型資源，且該聚合資源應以同一報價

代碼報價。

【日前輔助服務市場運作之具體時間表】

第十六條 日前輔助服務市場之運作時程如下：

一、需求量公告：調度日前七日十時以前首次公告需求量；調度日前一日十時以前公告最終需求量。

二、合格交易者提出報價：調度日前三十日十一時起至調度日前一日十一時止。

三、最佳化排程作業：調度日前一日十一時起至十六時止。四、公布競價結果：以調度日前一日十六時公布為原則。

五、交易結果結算：調度日後第七日十七時以前，提供各合格交易者之調度日交易估計金額；另依第二十條辦理結算及結果通知。

前項運作時程，如為因應市場營運需求或遇突發情況導

致變動時，另依電力交易單位公告事項辦理。

【需求量決定及公告方式】

第十七條 電力調度單位依電力系統運轉需求，訂定全系統輔助服務需求量，包括調頻備轉容量、即時備轉容量及補充備轉容量；即時備轉容量及補充備轉容量之各別需求量，以至少為電力系統線上發電機組之單部最大裝置容量以上為規劃原則，亦得考量N-1 狀態及再生能源滲透率等因素。

日前輔助服務市場之需求量為前項全系統輔助服務需求量扣除抽蓄機組、水力機組及其他因發電性質特殊經電力交易單位認定無法適用競價交易之輔助服務容量。

針對單一調度日，各項交易商品之需求量於前條第一項第一款之時點首次公告；並得依負載與再生能源發電預測偏

差，持續檢討及修正至最終需求量公告之時點為止。

【報價機制】

第十八條 單一調度日之時間區段為當日零時起至二十四時止，並依整點分割為二十四個報價區間。

合格交易者提出報價時，應就單一調度日之各報價區間提出容量報價，並應就單一調度日之次日各報價區間提供參考報價；提出之容量報價不得逾各項交易商品之容量價格上限。

單一報價代碼僅得對一項交易商品報價，報價容量須達一千瓩（含）以上；交易之基本單位為一百瓩。合格交易者欲變更其報價代碼之交易商品，應向電力交易單位提出書面申請。

合格交易者對補充備轉容量提出報價時，應同時提供電能報價；電力交易單位依得標報價代碼之電能報價決定補充備轉容量調度順序及進行結算，但不用於最佳化排程作業。

合格交易者屬國營發電業者，應每日提出報價；未報價

者，以其向電力交易單位設定之預設報價為之；其提出之報價不得低於預設報價。

【最佳化排程作業、結清方式及結果公布】

第十九條 最佳化排程作業為滿足電能及輔助服務需求，同時考量電力系統安全、可靠度影響程度、相關環保法令規定、氣候條件、資源特性、再生能源優先調度、水資源運用及雙邊契約等因素，以電力系統總成本極小化為原則之排程作業。

前項電力系統總成本包含啟動成本、電能成本、調頻備轉容量成本、即時備轉容量成本及補充備轉容量成本。

電力交易單位依第一項最佳化排程作業結果，決定結清價格並分配各報價代碼於調頻備轉容量、即時備轉容量及補充備轉容量等交易商品之得標容量。

如有複數以上報價代碼之報價皆為結清價格時，得標之

優先順序由最佳化排程程式隨機擇定。

【結算方式及結果通知】

第二十條 電力交易單位依合格交易者競價、待命與調度指令執行結果，進行其交易金額之日結算，並於日結算彙總為月結算結果後，送請合格交易者確認；待命與調度指令執行結果以交易表計計量結果計之。

合格交易者於確認月結算結果無誤後開立統一發票交付

x公司，本公司於收受統一發票之次月底前付款。

日前輔助服務市場各交易商品之日結算依以下原則計

算，下標h 表示各調度小時：

一、調頻備轉容量：結算價金＝Σh（調頻備轉容量費 h+效能費h）×服務品質指標h。

二、即時備轉容量：結算價金＝Σh（即時備轉容量費 h+效能費h）×服務品質指標 h+電能費。

三、補充備轉容量：結算價金＝Σh 補充備轉容量費 h×服務品質指標 h+電能費。

第一項交易表計之規格要求，詳附件七；前項各款交易

商品之使用參數及價金結算方式，詳附件四及附件八。

【日前輔助服務市場之權利及義務】

第二十一條 合格交易者應每小時確認其交易資源近七日之可使用狀態；如有改變時，應即時於市場管理系統內更新。

合格交易者提供輔助服務，本公司應支付相應之價金作為報酬；其未得標報價代碼如接受電力調度單位指令產生電能者，本公司應予以補償，補償金之結算方式，詳附件八。

報價代碼如有以下情事之一者，電力交易單位得要求執行能力測試或進行現場查驗：

一、通訊能力或輔助服務執行能力不佳者。

二、當月中止待命次數逾一次，且依其提交之說明及改善報告，電力交易單位認定有執行能力測試必要者。

三、得標補充備轉容量累計達九十日，且於該期間未受調度指令實際運轉者。

四、其他經認定屬服務品質表現不佳者。

報價代碼因前項第一款、第二款及第四款之情事，經電力交易單位要求執行能力測試或進行現場查驗者，於其通過能力測試或現場查驗前，電力交易單位得暫停其報價權限。

合格交易者對為配合調度及執行待命所衍生量測、儲存及回傳之資料，不得進行任何修改，並應至少保存一年。電力交易單位得進行資料查對，合格交易者應配合辦理，不得規避、妨礙或拒絕。

電力交易單位得視平台推動及發展需求辦理合格交易者

之培訓；合格交易者經電力交易單位要求，應指派其具專業人員資格之從業人員出席培訓。

第四章 備用容量市場

【備用容量商品之交易媒合方式】

第二十二條 電力交易單位於市場管理系統開設備用容量交易專

區，提供備用供電容量需求及供給資訊交流功能，並於交易媒合期間統一辦理備用供電容量之競價。

買方應為備用供電容量管理辦法規定之負擔備用供電容量義務者，於提交相關證明文件向電力交易單位申請註冊登記及取得帳號後，始得於備用容量交易專區刊登需求資訊，參與交易媒合。

賣方於完成註冊登記程序後，始得於備用容量交易專區刊登供給資訊，參與交易媒合。平台成員如僅申請參與備用容量市場者，得透過提交合法登記或設立之證明、財務能力證明、資源清單、資源運轉特性資訊與其他必要文件，完成註冊登記程序。

買方及賣方應依交易媒合結果自行締約後回報締約結果

予電力交易單位，並應自行履約及承擔相關風險。

【備用容量商品之參與條件】

第二十三條 參與備用容量交易媒合之交易資源必須滿足以下條件，並應於註冊登記時提交其證明文件：

一、交易資源之交易容量須達十瓩（含）以上；交易之基本單位為十瓩。

二、交易資源如為發電機組，該機組及設備於達成年須為可用狀態，且已併接至電力系統。

三、交易資源如為需量反應，於達成年須可配合電力調度單位通知後抑低負載。

四、交易資源如屬新設機組，得以籌設或擴建許可及逐月工程進度計畫申請註冊登記，無須提交資源運轉特性資訊及執行能力測試要求。

五、交易資源如為其他經電業管制機關認可之備用供電容量來源者，依其核定之內容辦理。

前項第二款至第四款得依備用供電容量管理辦法規定公

告修正之。

【備用容量交易專區運作之具體時間表】

第二十四條 備用容量交易專區運作之具體時間表如下：

一、交易媒合期間：指買方與賣方於備用容量交易專區進行交易媒合之期間，原則為每年四月至六月。於該期間辦理之交易媒合次數依每次交易媒合後之備用供電容量剩餘需求量而定，直至交易媒合期間結束或已無備用供電

容量交易需求為止。

二、資訊閉鎖期間：指買方及賣方自交易媒合期間開始日前

十日至交易媒合期間結束為止之期間。於該期間不得變更其所刊登之需求或供給資訊，並應確保其資訊正確性，但經電力交易單位個案審查許可變更者不在此限。

三、需求量及供給量公告：指電力交易單位於交易媒合期間開始前三個工作日，公告備用供電容量需求量及供給量。

四、交易媒合結果公告：指電力交易單位於交易媒合期間結束後三個工作日內公告媒合結果。

五、成交紀錄公布：指買方及賣方依交易媒合結果完成締約後，至遲於交易媒合期間終止日後十日內向電力交易單位回報締約相關資訊，並由電力交易單位於交易媒合期間終止日後三十日內彙整公布。

當次交易媒合之操作具體時間表如下：

一、標售資訊設定期間：指賣方於電力交易單位公告當次媒合起始日起三個工作日內，設定標售資訊之期間。

二、標售資訊審查期間：指電力交易單位於當次媒合起始日起第四個工作日至第五個工作日止，確認標售資訊完整性之期間。

三、買方競價期間：指買方於電力交易單位公告當次媒合起始日起第六個工作日至第十個工作日止，從事競價交易

之期間。

【競標出價及結果決定】

第二十五條 賣方就達成年為標的之交易媒合，應設定資源類型、交易容量數額及底價等標售資訊；如未設定標售資訊者，不得參與當次及後續交易媒合。

賣方設定前項底價時不得逾底價上限；底價上限，詳附件四。

買方就達成年為標的之交易媒合，應提出購買價格與數量，並確認及同意賣方登錄事項，始得進行競標出價；如未進行競標出價者，不得參與當次及後續交易媒合。

電力交易單位於二個工作日內完成賣方標售資訊之審查，並於備用供電交易專區公告後，通知買方進行競標出價。

買方出價應高於賣方底價，依其出價價格排序，以出價最高者為得標人；如該競標商品尚有數量得予分配，則依序

以出價次高者為得標人，至無數量得分配為止。

如有複數以上之買方出價價格相同時，其得標之優先順

序按完成出價時間決定之。

【備用容量市場之權利及義務】

第二十六條 平台成員於申請成為合格交易者時，如已簽訂雙邊契約，應主動提報；成為合格交易者後，始簽訂雙邊契約者，亦同。

備用供電容量已作為任一負擔備用供電容量義務者應備之總供電容量者，不得作為交易容量參與備用容量交易專區。

買方於參與交易媒合前，如具已籌措之備用供電容量，應主動提報電力交易單位；買方購買之備用供電容量不得高於電業管制機關依備用供電容量管理辦法公告之應備總供電容量數額減去已籌措之備用供電容量。

前項已籌措之備用供電容量應包含透過雙邊契約取得之

契約交易容量及自設之備用供電容量。

第五章 市場管理與監視

【遇不可抗力或緊急事件】

第二十七條 如遇不可抗力或緊急事件，經電力交易單位研判有暫時停止平台交易運作之必要時，應向電業管制機關通報及立即對外公告；電力交易單位應於事件發生後三日內向電業管制機關提出處置規劃，事件結束後三十日內提出該事件影響及處置情形之報告。

本管理規範所指不可抗力或緊急事件指有下列情事之一者：

一、電力系統發生全黑事故。

二、市場管理系統無法正常運作。

三、因天然災害或不可抗力事故發生致電力交易單位營運場所或設備損壞。

四、其他經電力交易單位評估難以進行電力交易之緊急事

件。

【資訊公開】

第二十八條 電力交易單位應公開下列資訊於市場管理系統網頁：

一、合格交易者基本資訊。 二、合格交易者總裝置容量。

三、日前輔助服務市場之需求量公告、價格上限、歷史結清

價格及歷史交易量。

四、備用容量市場之歷史結清價格及歷史交易量，除經買方

與賣方同意外，僅得揭露平均價格及平均數量。

合格交易者得利用其市場管理系統帳號查詢取得下列各項資訊：

一、日前輔助服務市場之競價結果、結算結果及其機組檢修計畫等相關資訊。

二、備用容量市場之需求量公告、交易媒合結果、成交紀錄

等相關資訊。

【市場管理及監視】

第二十九條 電力交易單位每月統計市場力結構化指標、報價代碼之交易容量、報價價格與報價容量、得標價格及得標容量等相關資訊，以進行市場管理及監視。

前項合格交易者之報價代碼如有以下情事者，電力交易單位得要求其提交說明：

一、未報價之交易容量相較於前十四日同一報價時段之未報價容量平均數，變動幅度逾百分之三十者。

二、報價相較於前十四日同一時段之報價平均數，變動幅度逾百分之三十者。

電力交易單位依前二項辦理市場力結構化指標計算、市場報價及運作檢視。如於市場開設一段期間後，市場集中度仍持續攀升或存有其他異常情況致有嚴重影響市場秩序之虞時，由電力交易單位作成市場管理監視報告，提報電業管制機關，並依第三十條規定採行合宜措施。

除本管理規範另有規定外，電力交易單位每年將市場管

理及監視結果作成市場管理報告提報電業管制機關。

【市場異常因應及減緩措施】

第三十條 經電力交易單位評估有重大或緊急市場異常之情況，且有嚴重影響交易公平性之虞時，得暫以合格交易者於平台之預設報價為報價、暫時停止其交易權限或採行其他合宜措施。

第六章 調度

【調度程序】

第三十一條 除法令另有規定外，電力調度單位依日前輔助服務市場競價結果執行輔助服務之調度；即時備轉容量之調度順序由得標報價代碼之累計待命時數決定；補充備轉容量之調度順序由得標報價代碼之電能報價決定。

得標報價代碼應執行待命及接受電力調度單位指令；如

遇供電緊澀、備轉容量不足、不可抗力或緊急事件等情事

時，未得標報價代碼應依電力調度原則綱要、本公司電力調

度要點或其他相關規定配合待命及執行調度；報價代碼應配合之調度程序，詳附件九。

【得標報價代碼應配合事項】

第三十二條 日前輔助服務市場之得標報價代碼應配合執行之事項如下：

一、動態調頻備轉容量之得標報價代碼須透過自動發電控制或自動頻率控制，對系統頻率進行調節；靜態調頻備轉容量之得標報價代碼應於系統達指定頻率時，依其得標容量執行。

二、即時備轉容量及補充備轉容量之得標報價代碼應依競價結果待命，並隨時接受電力調度單位指令執行。

電力調度單位得優先調度屬第二十一條第三項第三款情

事之報價代碼；該報價代碼於第二十條第三項第三款電能費之結算以日前電能邊際價格為之。

【中止待命】

第三十三條 得標報價代碼無法履行得標義務時，合格交易者至遲應於調度時點前九十分鐘於市場管理系統通知中止待命。

合格交易者依前項通知中止待命後，自前項調度時點起至該調度日結束止，該得標報價代碼均視為中止待命，其輔助服務價金不予結算。但提出中止待命之時點晚於第十六條第一項第二款提出報價之時限者，中止待命之結束時點得為次一調度日結束止。

合格交易者應於中止待命發生日之次日起三日內，向電

力交易單位提交中止待命之原因說明及改善報告。

第七章 爭議處理機制

【學者專家協調會之協調原則】

第三十四條 平台之電力交易爭議事項，得先由電力交易單位進行溝通協商，仍未獲解決者，由學者專家協調會進行協調。

學者專家協調會及交易爭議事項當事人應依法令及契約規定，考量公共利益及公平合理，本誠信和諧，盡力協調解決之；其爭議協調注意事項，詳附件十。

如經學者專家協調會協調不成時，得申請電業爭議調處

審議會處理。

【學者專家協調會之組成】

第三十五條 當事人雙方各自提出五位以上之名單，交予對方。一方應於收受他方提出名單之次日起十日內，自該名單內選出

一位作為協調委員。如未能選出且他方不願變更名單者，視為

協調不成立。

二位協調委員經選定之次日起十日內，由當事人雙方或雙方選定之協調委員自前揭名單中共推一人作為召集協調委員，未能共推選定召集協調委員者，視為協調不成立。

協調委員對於爭議事項涉及本人、配偶、二親等以內之親屬或同居家屬之利益，或有其他情形足使當事人認其不能獨立及公正執行爭議協調之虞者，應自行迴避；除迴避之原因發生在選定後，或至選定後始知其原因者外，當事人不得請求協調委員迴避。

針對同一爭議事項，不得同時擔任爭議事項協調委員及

電業爭議調處審議會委員。

【學者專家協調會之召開及其協調建議】

第三十六條 召集協調委員應於學者專家協調會成立之次日起三十日內召開會議，並擔任主席。協調委員應親自出席會議，獨立及公正處理爭議，並保守秘密。會議應通知當事人到場xx意見，並得視需要邀請專家、學者或其他必要人員列席，會議之過程應作成書面紀錄，並應於學者專家協調會成立之次日起九十日內作成合理之協調建議，並以書面通知雙方。

學者專家協調會就爭議所為之協調建議經協調成立者，

應有拘束雙方當事人之效力。

第八章 違規處理

【違反管理規範】

第三十七條 合格交易者有下列情事者，電力交易單位得暫停其報價權限，至其相關義務履行為止：

一、未依第九條第一項確保其所提供資訊之正確性，經電力交易單位通知變更屆期仍未變更者。

二、未依第九條第二項或第二十一條第五項配合辦理查對者。

三、未依第十條第三項維持足額保證金者。

四、未依第二十一條第一項更新交易資源之可使用狀態者。五、未依第二十一條第六項規定派員出席培訓者。

【違反調度義務】

第三十八條 合格交易者之得標報價代碼未依第三十一條、第三十二條或第三十三條配合調度，經電力交易單位評估影響系統安全者，得通知其限期改善。屆期仍未改善者，得暫停其報價

權限十五日至一百八十日，並得按次處置。

【違反備用容量市場相關管理規範】

第三十九條 備用容量市場之買方或賣方有下列情事者，二年內不得參與備用容量市場：

一、未依第二十六條第一項及第三項規定，主動提報已簽訂之雙邊契約或已籌措之備用供電容量者。

二、未依第二十二條第四項規定，依交易媒合結果締約者。屬前項第二款之情事者，本公司得不予發還買方或賣方

之保證金。

第九章 附則

【施行日期】

第四十條 x管理規範經電業管制機關核定後自發布日施行；作業程序，亦同。

附件一 註冊登記程序

x附件依本管理規範第七條第三項訂定，用以說明平台成員向本公司申請註冊登記為合格交易者之程序及應檢附文件。

圖 1-1 註冊登記程序

註 1：註冊登記應檢附文件說明，請詳見表 1-1。

註 2：經通知補正文件逾 90 日未補正者，案件視為終止申請。

表 1-1 註冊登記應檢附文件說明表

應檢附文件	說明
註冊登記申請表	包含基本註冊資料、資源清單及證明、資源運轉特性資料及資源代理同意書等
電業法及相關法令許可文件	如電業執照、自用發電設備登記證、第三型再生能源設備登記文件或其他依相關法令取得之許可文件等
平台專業人員資格證明	(1) 以代理資源方式參與者，應至少擁有 3 份平台專業人員資格證明 (2) 以自有資源方式參與者，應至少擁有 1 份平台專業人員資格證明
合法登記或設立證明	如公司商業登記、非屬營利事業之法人、機構或團體設立登記證明等文件
財務能力證明	包含納稅及信用證明等文件

註 1：平台成員以代理資源方式申請註冊登記得暫提出 1 份平台專業人員資格證明文件，但應於本管理規範及作業程序施行日起一年內補交另 2 份專業人員資格證明文件，屆期未補交或已補交而仍不符規定者，將依本管理規範第三十七條第一款或第二款規定，暫停該合格交易者之報價權限至其補足 3 份專業人員資格證明為止。

附件二 註冊登記資訊變更程序

x附件依本管理規範第九條第三項訂定，用以說明合格交易者之註冊登記資訊變更程序。

圖 2-1 註冊登記資訊變更程序

註 1：變更係指新增、刪減或移轉資源、修改資源運轉特性資料等。註 2：有進行通訊能力或輔助服務執行能力測試必要者，應配合之。註 3：經要求應提交資源運轉特性資料者，應於 7 日內補正。

註 4：通知補正資料逾 90 日未補正者，案件視為終止申請。

註 5：資訊變更申請應經本公司審核通過及通知其生效適用日期。

附件三 退出平台程序

x附件依本管理規範第十二條第四項訂定，用以說明退出平台應配合辦理之程序。

圖 3-1 退出平台程序

註 1：申請退出市場者，應於完成交易資源之退出或移轉程序後，再向本公司提出申請(僅適用於日前輔助服務市場)。

註 2：通知補正資料逾 90 日未補正者，案件視為終止申請。

附件四 保證金、參與費用及各項交易商品之價格表

x附件依本管理規範第十條第三項、第十一條第三項、第二十條第四項以及第二十五條第二項訂定，用以說明平台保證金及參與費用之金額(請詳見表4-1、表4-2)、日前輔助服務市場各項交易商品之容量費價格上限、效能價格、電能費及其價格上限等數值(請詳見表 4-3)及備用容量市場賣方設定之底價上限(請詳見表 4-4)。本附件之數值不排除視市場發展、系統需求等因素檢討，滾動並檢討之。

表 4-1 各項交易商品項目之保證金金額

交易商品項目	每MW 應繳保證金金額（新臺幣/MW）
調頻備轉容量	197,100 元
即時備轉容量	153,300 元
補充備轉容量	109,500 元
備用供電容量	109,500 元

註 1：計算保證金數額時，調頻備轉容量、即時備轉容量及補充備轉容量，其交易容量以 MW 計至小數點後第一位；備用供電容量之交易容量以 MW 計之，MW 以下無條件進位至 MW。

表 4-2 參與費用金額

費用項目		金額（新臺幣）	計算週期
日前輔助服務市場	基本使用費	400 元/MW	每月
	報價代碼使用費	100 元/個	每月
備用容量市場	系統使用費	1,000 元/MW	每年

註 1：計算參與費用數額時，調頻備轉容量、即時備轉容量及補充備轉容量，其交易容量以 MW 計至小數點後第一位；備用供電容量之交易容量以 MW 計之，MW 以下無條件進位至 MW。

註 2：日前輔助服務市場中，如因行使變更程序，其完成增減交易

容量總額或報價代碼數量之當月，參與費用仍以原數額計收。表 4-3 日前輔助服務市場之價格表

交易商品項目	容量價格上限 (新臺幣/MW·h)	效能價格 (新臺幣/MW·h)		電能價格 (新臺幣/MWh)
調頻備轉容量	600 元	調頻備轉效能 級數	價格	無
		1	350 元
		2	275 元
		3	200 元
		4	125 元
		5	50 元
即時備轉容量	400 元	即時備轉效能 級數	價格	依日前電能邊際價格結算
		1	100 元
		2	60 元
		3	40 元
補充備轉容量	350 元	不適用		依實際報價結算上限為 10,000 元

表 4-4 備用容量市場之賣方底價上限

交易商品項目	底價上限(新臺幣/MW)
備用供電容量	2,000,000 元

註 1：底價係賣方願意出售備用供電容量之最低價格。

附件五 日前輔助服務市場之交易資源態樣

本附件依本管理規範第十四條第三項訂定，用以說明參與日前輔助服務市場各項交易商品之交易資源態樣，且為辦理其進行結算事務，合格交易者應配合設置交易表計與智慧型 AMI 電度表，其中交易表計為記錄日前輔助服務市場交易資訊之專用表計及頻率偵測設備；智慧型 AMI 電度表為由本公司設置用以作為購售電計算之表計。有關表計規格說明請詳見附件七。本附件之交易資源態樣得依法令或主管機關認定之可接受調度以即時調節電能供需之資源，並滾動檢討之。

一、發電機組

發電機組係指發電業之主要發電設備。惟應注意其參與容量係以未與公用售電業簽訂購售電契約(PPA/FIT)之容量為限。如為設置於用戶側之表後緊急發電機者，係以需量反應而非發電機組之身分作為交易資源。其可參與態樣如下：

（一）調頻備轉容量

因發電機組提供調頻備轉容量輔助服務必然與日前電能排程耦合，且平台尚未開放日前電能市場，故僅以交易表計 M 所記錄之交易資訊結算服務價金；因提供調頻備轉容量輔助服務而產生之電費改變，由平台外本公司既有之電能計價機制處理。

圖 5-1 發電機組參與調頻備轉容量之態樣範例

（二）即時備轉容量

即時備轉容量係用以因應機組跳機、系統供需嚴重失衡等偶發事件，其功能以安全性容量待命為主。即時備轉容量輔助服務以交易表計 M 所記錄之交易資訊結算服務價金；執行即時備轉容量輔助服務之電能費，則以執行調度時，於交易表計 M 量測之實際電度數作為數量，並以日前電能邊際價格進行結算。為避免重複計算電度數，本公司將參考智慧型AMI 電度表之紀錄，辦理結算付款。

圖 5-2 發電機組參與即時備轉容量之態樣範例

（三）補充備轉容量

補充備轉容量係用以因應系統負載突增、供需預測誤差，實際調度上以經濟調度為考量，故依電能成本排序決定補充系統所需之額外電能需求，或替代已使用之調頻或即時備轉容量資源。參與本項交易商品者，應於日前輔助服務市場提出電能報價，並以交易表計 M 所記錄之交易資訊結算服務價金；執行補充備轉容量輔助服務衍生之電能費，則以執行調度時，於交易表計 M 量測之實際電度數作為數量，並依其於日前輔助服務市場之電能報價進行結算。為避免重複計算電度數，本公司將參考智慧型 AMI 電度表紀錄辦理結算付款。

圖 5-3 發電機組參與補充備轉容量之態樣範例二、自用發電設備

自用發電設備係指電業以外之其他事業、團體或自然人，為供自用所設置之主要發電設備，惟汽電共生業者如以其自用發電設備參與日前輔服務市場者，其註冊登記之交易容量，應扣除與公用售電業簽訂餘電購售契約之尖峰時段保證容量後之剩餘容量為限。自用發電設備參與態樣如下：

（一）調頻備轉容量

因自用發電設備提供調頻備轉容量輔助服務必然與日前電能排程耦合，且平台尚未開放日前電能市場，故僅以交易表計 M1 及 M2所記錄之交易資訊結算服務價金；因提供調頻備轉容量輔助服務而產生之電費改變，由平台外本公司既有之電能計價機制處理。

圖 5-4 自用發電設備參與調頻備轉容量之態樣範例

（二）即時備轉容量

即時備轉容量係用以因應機組跳機、系統供需嚴重失衡等偶發

事件，其功能以安全性容量待命為主。即時備轉容量輔助服務以交易表計 M1 及 M2 所記錄之交易資訊結算服務價金；執行即時備轉容量輔助服務之電能費，則以執行調度時，於交易表計 M1 及 M2 量測之實際電度數作為數量，並以日前電能邊際價格進行結算。為避免重複計算電度數，本公司將參考智慧型 AMI 電度表之紀錄，辦理結算付款。

圖 5-5 自用發電設備參與即時備轉容量之態樣範例

（三）補充備轉容量

補充備轉容量係用以因應系統負載突增、供需預測誤差，實際調度上以經濟調度為考量，故依電能成本排序決定補充系統所需之額外電能需求，或替代已使用之調頻或即時備轉容量資源。參與本項交易商品者，應於日前輔助服務市場提出電能報價，並以交易表計 M1 及 M2 所記錄之交易資訊結算服務價金；執行補充備轉容量輔助服務衍生之電能費，則以執行調度時，於交易表計 M1 及 M2 量測之實際電度數作為數量，並依其於日前輔助服務市場之電能報價進行結算。為避免重複計算電度數，本公司將參考智慧型 AMI 電度表紀錄辦理結算付款。

圖 5-6 自用發電設備參與補充備轉容量之態樣範例三、需量反應

需量反應係指因應電力系統狀況而為電力使用行為之改變，以抑低或增加負載之方式參與日前輔助服務市場，其參與容量應以與公用售電業簽訂之經常契約容量為限。如為設置於用戶側之表後儲能設備、緊急發電機或其他資源者，應以需量反應身分作為交易資源。其參與態樣如下：

（一）調頻備轉容量

因平台尚未開放日前電能市場，故僅以交易表計 M 所記錄之交易資訊結算服務價金；因抑低或增加負載衍生之電費改變，由由平台外本公司既有之電能計價機制處理。

圖 5-7 需量反應參與調頻備轉容量之態樣範例

（二）即時備轉容量

即時備轉容量係用以因應機組跳機、系統供需嚴重失衡等偶發事件，其功能以安全性容量待命為主。即時備轉容量輔助服務以交

易表計 M 所記錄之交易資訊結算服務價金；執行即時備轉容量輔助服務之電能費，則以執行調度時，於交易表計 M 量測之實際電度數作為數量，並依日前電能邊際價格，計算減少用電之電能費。為避免重複計算電度數，本公司將參考智慧型 AMI 電度表之紀錄，辦理結算付款。

圖 5-8 需量反應參與即時備轉容量之態樣範例

（三）補充備轉容量

補充備轉容量係用以因應系統負載突增、供需預測誤差，實際調度上以經濟調度為考量，故依電能成本排序決定補充系統所需之額外電能需求，或替代已使用之調頻或即時備轉容量資源。參與本項交易商品者，應於日前輔助服務市場提出電能報價，並以交易表計 M 所記錄之交易資訊結算服務價金；執行補充備轉容量輔助服務衍生之電能費，則以執行調度時，於交易表計 M 量測之實際電度數作為數量，並依其於日前輔助服務市場之電能報價，計算減少用電之電能費。為避免重複計算電度數，本公司將參考智慧型 AMI 電度表紀錄辦理結算付款。

圖 5-9 需量反應參與補充備轉容量之態樣範例四、併網型儲能設備

儲能設備係指能儲存、轉換及輸出入電能並協助電力系統穩定運轉之設備，而併網型儲能設備係指直接併聯台灣本島電力網並僅用以參與日前輔助服務市場之儲能設備，其參與態樣如下：

（一）調頻備轉容量

因平台尚未開放日前電能市場，故僅以交易表計 M 所記錄之交易資訊結算服務價金；電能損失費係鑑於其無須計收基本電費，然而為提供調頻備轉容量輔助服務致本公司所受之電能損失，應採本公司平均發購電成本計算進出電網之淨電量，並扣除線路損失後收取。為避免重複計算電度數，本公司將參考智慧型 AMI 電度表之紀錄，辦理結算付款。

圖 5-10 併網型儲能設備參與調頻備轉輔助服務之態樣範例

（二）即時備轉容量

即時備轉容量係用以因應機組跳機、系統供需嚴重失衡等偶發

事件，其功能以安全性容量待命為主。即時備轉容量輔助服務以交 易表計 M 所記錄之交易資訊結算服務價金；惟考量其無購售電事實，故不計電能費；電能損失費係鑑於其無須計收基本電費，然而因執 行即時備轉容量輔助服務致本公司所受之電能損失，應採本公司平 均發購電成本計算進出電網之淨電量，並扣除線路損失後收取。為 避免重複計算電度數，本公司將參考智慧型 AMI 電度表之紀錄，辦 理結算付款。

圖 5-11 併網型儲能設備參與即時備轉容量之態樣範例

（三）補充備轉容量

依現行相關規定，若以併網型儲能設備參與補充備轉容量，僅有容量費收入，無電能費收入，且尚須支付電能損失費用，為確保業者權益且為有效利用資源，併網型儲能設備應優先使用於調頻備轉容量或即時備轉容量，故暫不開放以併網型儲能設備參與補充備轉容量輔助服務。

附件六 日前輔助服務市場之商品技術規格要求

x附件依本管理規範第十四條第三項訂定，用以說明各交易資源參與日前輔助服務市場，提供調頻備轉容量、即時備轉容量或補充備轉容量應符合其對應之商品技術規格。本附件之參數(包含效能級數分級、dReg 與 sReg 頻率及輸出功率設定值等)將視市場發展、電力系統需求，定期滾動檢討之。

一、調頻備轉容量技術規格要求

依《電力調度原則綱要》第 14 條規定，調頻備轉容量之準備至

少應符合北美電力可靠度標準之頻率控制效能標準 1 (CPS1)規定。 為達成該頻率標準之規定，須有效控制電力系統每分鐘頻率偏差值。其中調頻備轉容量之技術規格除傳統發電機組裝設負載頻率控制設 備(Load Frequency Control, LFC)提供外，亦增加其他具快速反應能力 資源之技術規格，即 dReg、sReg。

交易資源根據輔助服務執行能力測試結果給定調頻備轉效能分級並據此予以獎勵（請詳見附件四及附件八），請詳見表 6-1。傳統機組採用 T30 調頻單位效能測試分為 5 級，其技術規格要求請詳見表 6-2；dReg 分為 dReg0.5 及 dReg0.25，其技術規格要求請詳見表 6-3 及表 6-4；sReg 之技術規格要求，請詳見表 6-6。

表 6-1 調頻備轉效能級數對應表

調頻備轉 效能級數	傳統機組提供調頻備轉 （T30調頻單位效能分級）	其他方式提供調頻備轉 （其他規格適用分級）
1	26≦𝐓𝟑𝟎<30	dReg 0.25
2	19≦𝐓𝟑𝟎<26	dReg 0.5、sReg
3	13≦𝐓𝟑𝟎<19
4	7≦𝐓𝟑𝟎<13
5	2≦𝐓𝟑𝟎<7

（一）傳統發電機組

1. 技術規格要求

發電機應裝設負載頻率控制設備(LFC)，以 AGC 或 AFC 方 式運轉。不同類型機組之機組升載率、初始反應時間及可控制 範圍，應符合本公司《電力系統運轉操作章則彙編》相關規定。

受限於當前電力調度軟硬體設備及調度控制方式，平台採用 T30 調頻單位效能測試傳統機組之調頻備轉效能級數。T30 調頻單位效能測試綜合考量機組初始反應時間、機組升載率及調頻容量效能表現，計算方式如表 6-2 及圖 6-1 所示：

表 6-2 T30 調頻單位效能計算方式

項目	計算說明
T30 調 頻單位效能	(1) T30調頻單位效能係以衡量機組提供調頻備轉服務時，每單位調頻容量之效能貢獻 (2) 機組在T0 秒時收到調度指令，並在T0+t1 秒時機組開始反應，以每分鐘升載 X MW 之機組升載率提高其輸出功率；並在 T0+t1+t2 秒時，達到其調頻範圍上限值，其功率上升至 (X/60)* t2 MW；並維持至 30 秒結束 (3) 測試期間之出力總和面積為： t2*(X/60)*t2 /2+(30-t1- t2)*(X/60)*t2 (4) T30 調頻單位效能即為前項面積除以可調頻容量 C： { t2*(X/60)*t2 /2+(30-t1-t2)*(X/60)*t2}/C 圖 6-1 T30 調頻單位效能測試圖

2. 服務品質要求

電力交易單位依實際運轉資料定期檢討分析；如調頻服務品質有疑慮時，得安排發電機組進行輔助服務執行能力測試。傳統發電機組應於每次大修後配合調度需求安排測試，以確保

負載頻率功能設備符合規定運轉。

（二）其他技術規格

為鼓勵新興技術資源提供輔助服務，針對調頻備轉容量訂定

dReg、sReg 兩種技術規格。

1. dReg

交易資源應自動即時偵測電力系統頻率，且依既定 60Hz 頻率為基準值之運轉曲線，採每秒鐘追隨系統頻率變化方式執行調頻反應。電力調度單位得依電力系統運轉需要，指令交易資源調整運轉曲線之 60Hz 基準值，至指定頻率。其技術規格要求及服務品質要求如下：

(1)技術規格要求

dReg 調頻備轉容量區分 dReg 0.25、dReg 0.5 兩種技術規格，如圖 6-2 所示，為其追隨以 60Hz 為基準值之系統頻率變動輸出/輸入功率曲線，而表 6-3、表 6-4 則分別為以 60Hz 為基準值之 dReg 0.25 與dReg 0.5 規格要求。

當調度中心指令調整頻率基準值時，執行 dReg 之交易資源應具備可接受調度中心指令，調整圖6-2 頻率基準值之功能，進而使系統頻率變動輸出/輸入功率曲線之頻率規格得以等值配合調整，如圖6-3 所示。當調度中心指令恢復正常運轉時，交易資源應接受調度中心指令，恢復至以 60Hz 為基準值之 dReg 追隨系統頻率變動輸出/輸入功率曲線規格。

圖 6-2 60Hz 為基準值之 dReg 追隨系統頻率變動輸出/輸入之功率曲線圖

註 1：係輸出功率與約定容量之百分比。

表 6-3 60Hz 為基準值之 dReg 0.25 技術規格要求

系統頻率	對應符號	輸出	對應符號	說明
59.75 Hz	AF	100%	AP	當系統頻率達 AF 頻率或低於 AF 頻率時，應以 100%約定容量輸出 (AP)
59.86 Hz	BF	52%	BP	(1) 當系統頻率達 BF 時，應以 52%約定容量輸出(BP) (2) 當系統頻率介於 AF-BF 之間時，應依圖 6-2 中A-B 間之操作曲線斜率執行功率輸出 (3) 當系統頻率介於 BF-DF 之間，應操 作於圖 6-2 中之BCD 區間內
59.98 Hz	DF	9% ~ - 9%	EP/FP	(1) 當系統頻率達 DF 或FF 時，功率輸出或輸入不得超過約定容量之 9% (EP、FP) (2) 當系統頻率介於 DF-FF 之間時，得於約定容量之 9%限制內彈性調整操作。惟所有操作不得超過圖 6-2 中之 CDFE 區間
60.02 Hz	FF	-9% ~ 9%	FP/EP
60.14 Hz	GF	-52%	GP	(1) 當系統頻率達 GF 點時，應以 52% 約定容量輸入(GP) (2) 當系統頻率介於 FF-GF 之間時，應操作於圖 6-2 中之EFG 區間 (3) 當系統頻率介於 GF-HF 之間，應依圖 6-2 中G-H 間之操作曲線斜率執 行功率輸入

60.25 Hz
HF
-100%
HP 當系統頻率達 HF 頻率或高於 HF 頻率時，應以 100%約定容量輸入(HP)

表 6-4 60Hz 基準值之 dReg 0.5 技術規格要求

系統頻率	對應符號	輸出	對應符號	說明
59.50 Hz	AF	100%	AP	當系統頻率達 AF 頻率或低於 AF 頻率時，應以 100%約定容量輸出(AP)
59.75 Hz	BF	48%	BP	(1) 當系統頻率達 BF 點時，應以 48% 約定容量輸出(BP) (2) 當系統頻率介於 AF-BF 之間時，應依圖 6-2 中A-B 間之操作曲線斜率執行功率輸出 (3) 當系統頻率介於 BF-DF 之間時， 應操作於圖 6-2 中之 BCD 區間
59.98 Hz	DF	9% ~ - 9%	EP/FP	(1) 當系統頻率達 DF 或FF 時，功率輸出或輸入不得超過約定容量之 9% (EP、FP) (2) 當系統頻率介於 DF-FF 之間時，得於約定容量之 9%限制內彈性調整操作。惟所有操作不得超過圖 6-2 中之 CDFE 區間
60.02 Hz	FF	-9% ~ 9%	FP/EP
60.25 Hz	GF	-48%	GP	(1) 當系統頻率達 GF 點時，應以 48% 約定容量輸入(GP) (2) 當系統頻率介於 FF-GF 之間時，應操作於圖 6-2 中之 EFG 區間內

				(3) 當系統頻率介於 GF-HF 之間時，應依圖 6-2 中G-H 間之操作曲線斜率執行功率輸入
60.50 Hz	HF	-100%	HP	當系統頻率達 HF 頻率或高於 HF 頻率時，應以 100%約定容量輸入 (HP)

圖 6-3 調整基準值之 dReg 追隨系統頻率變動輸出/輸入功率曲線示意圖

(2) 服務品質要求

服務品質以小時為單位，採 SBSPM(Second By Second Per- formance Measure, SBSPM)之方式計算，視每小時執行實績給定 dReg 服務品質指標，並於頻率擾動事件發生時進行服務品質監測。請詳見表 6-5。

表 6-5 dReg 服務品質項目說明表

項目	計算說明
每小時執行實績	每小時執行實績依據該小時平均之 SBSPM 值計算，計至整數位。其中 SBSPM 以百分比表示，計算方式如 下： (1) 以第 t 秒系統之瞬時頻率，及第 t+1 秒量測之瞬時功率作計算 (2) 如輸出/輸入功率與約定容量之百分比，對應系統頻率值，符合圖 6-2 之操作曲線之要求，則 SBSPM=100% (3) 如實際輸出/輸入功率與約定容量之百分比，對應系統頻率值，其落點位於圖 6-2 操作曲線範圍之外，則 SBSPM=(100%－|實際輸出/輸入功率與約定容量百分比－該頻率下最近之操作曲線輸出/輸入功率百分比|) (4) 如該秒鐘交易資源狀態為停機，則 SBSPM=0%
頻率擾動事件品質監測	除每小時執行實績外，另監測頻率擾動事件時之服務品質；如服務品質不佳，電力交易單位得暫停其報價權 限，並要求執行能力測試

2. sReg

sReg 為一靜態單邊向上反應之調頻服務，當系統頻率降至指定頻率時，交易資源應於數秒鐘內開始輸出，並於 10 秒內達 100%約定容量，以協助系統頻率快速回復至正常範圍內，避免系統頻率持續下降。其技術規格及服務品質要求如下：

(1)技術規格要求

sReg 追隨以 60Hz 為基準值之系統頻率變動輸出/輸入功率曲線，如圖 6-4 所示，表 6-6 為sReg 之規格要求。

當調度中心指令調整頻率基準值時，執行 sReg 之交易資源應具備可接受調度中心指令，調整圖6-4 頻率基準值之功能，進而使系統頻率變動輸出/輸入功率曲線之頻率規格得以等值配合調整，如圖6-5 所示。當調度中心指令恢復正常運轉時，交易資源應接受調度中心指令，恢復至以 60Hz 為基準值之 sReg 追隨系統頻率變動輸出/輸入功率曲線規格。

圖 6-4 60Hz 為基準值之 sReg 追隨頻率變動輸出/輸入之功率曲線圖註 1：係輸出功率與約定容量之百分比。

表 6-6 60Hz 為基準值之 sReg 技術規格要求

系統頻率	對應符號	輸出	對應符號	說明
59.88 Hz	CF	100%	BP	(1) 當系統頻率達 CF 頻率時，應於數秒鐘內開始反應，並於 10 秒內達約定容量之 100% (BP) (2) 當系統頻率介於 CF-DF 之間時時，應持續以約定容量之 100% 提供服務
59.98 Hz	DF	0%	-	當系統頻率介於 DF 至 60Hz 之間時，應停止執行服務，即約定容量之 0%
60.00 Hz	-	0% ~ - 9%	EP	當系統頻率達 60Hz 時，得自行於 0%至-9%之約定容量，彈性調整操作(EP)
60.25 Hz	FF	0% ~ - 100%	FP	(1) 當系統頻率達 FF 頻率或高於 FF頻率時，得自行於 0%至-100%之約定容量間，彈性調整操作 (FP) (2) 當系統頻率介於 60Hz 至FF 之間時，得自行於 0%至-100%之約定容量，於圖 6-4 中之 OEFG 區 間內，彈性調整操作 (FP)

圖 6-5 調整基準值之 sReg 追隨頻率變動輸出/輸入功率曲線示意圖

(2) 服務品質要求

服務品質以小時為單位計算之，並視每小時執行實績給定

sReg 服務品質指標，請詳見表 6-7。

表 6-7 sReg 服務品質項目說明表

項目	計算說明
每小時執行實績	該小時執行實績取該小時內每次執行事件執行率之最低值。如該小時內未發生執行事件，則該小時執行實績以 100%計之 系統頻率若達啟動頻率（圖 6-4 之CF）時，則視作一次執行事件；執行事件之當次執行率依下列原則計算之： (1) 當次執行率以百分比表示並計至整數位 (2) 如系統頻率於第t 秒降至啟動頻率（圖 6-4 之 CF），則當次執行率之計算方式為第t+10 秒起至系統頻率達結束頻率（圖 6-4 之DF）止之平均每秒執行率 (3) 如該次執行事件時間低於 10 秒鐘，則不列入計算

二、即時備轉容量技術規格要求

即時備轉容量為一接受調度指令而啟動之輔助服務商品。交易資源應於調度指令下達後 10 分鐘內達到 100%約定容量，並自調度指令下達後 10 分鐘起持續服務達 60 分鐘。其計算服務品質執行率之

時間，係自調度指令下達後 10 分鐘起算，至持續服務達 60 分鐘止。為鼓勵創新技術並配合系統運轉所需，交易資源參與即時備轉

完全反應時間降至一半以上者，依表6-8 給定即時備轉效能級數，並據此予以獎勵（請詳見附件四及附件八）。

符合即時備轉效能獎勵標準之交易資源，於實際執行調度指令時，應符合表 6-8 對應完全反應時間之技術規格要求。

表 6-8 即時備轉效能級數對應表

即時備轉效能級數	完全反應時間
1	1 分鐘以內
2	1 至 3 分鐘內
3	3 至 5 分鐘內

（一）技術規格要求

參與即時備轉容量之交易資源，應依圖 6-6 所示之時間-執行率

曲線執行操作，表 6-9 為其操作規格要求。

圖 6-6 即時備轉容量時間-執行率曲線圖註 1：係執行容量與約定容量之百分比。

表 6-9 即時備轉容量技術規格要求

規格項目	規格要求	規格說明
完全反應時間	10 分鐘內	調度指令發出後，應於 10 分鐘內達全反應，以提供調度服務，且符合即時備轉效能獎勵標準之交易資源，需符合表 6-8 對應之完全反應時間
持續時間	60 分鐘	(1) 持續時間自調度指令下達後 10 分鐘起計之 (2) 調度服務開始後，應具備持續執行達 60 分鐘之能力
恢復持間	120 分鐘	於調度服務結束後，應於 120 分鐘內恢復待命，隨時接受下一次調度指令

（二）服務品質要求

參與即時備轉輔助服務交易資源以表 6-10 之規格項目要求其服務品質。

表 6-10 即時備轉容量服務品質項目說明表

規格項目	規格說明
每分鐘執行 率	每分鐘執行率為每分鐘瞬時執行容量與約定容量之 比值
整體平均執 行率	整體平均執行率，為 60 分鐘內或至指令結束止之持 續期間，所有每分鐘執行率之平均值

三、補充備轉容量技術規格要求

補充備轉容量為一接受指令調度而啟動之輔助服務商品。交易資源在調度指令下達後，應於 30 分鐘內達到 100%約定容量，並持續服務至少 120 分鐘。

（一）技術規格要求

參與補充備轉輔助服務之交易資源，應依圖 6-7 所示之時間-執

行率曲線執行操作，表 6-11 為其操作規格要求。

圖 6-7 補充備轉容量時間-執行率曲線圖註 1：係執行容量與約定容量之百分比。

表 6-11 補充備轉容量技術規格要求

規格項目	規格要求	規格說明
完全反應時間	30 分鐘內	調度指令發出後，交易資源應於 30 分鐘內達全反應
持續時間	至少 120 分鐘	(1) 持續時間自調度指令下達後 30 分鐘起計之 (2) 調度服務開始後，應具備持續執行達 120 分鐘之能力
恢復持間	240 分鐘	於調度服務結束後，應於 240 分鐘內恢復待命，隨時接受下一次調度指令

（二）服務品質要求

參與補充備轉容量輔助服務交易資源以表 6-12 之規格項目要求服務品質。

表 6-12 補充備轉容量服務品質項目說明表

規格項目	規格說明
每分鐘執 行率	每分鐘瞬時執行容量與約定容量之比值
整體平均 執行率	服務開始後 120 分鐘或至指令結束止之期間內，每分 鐘執行率之平均值

附件七 日前輔助服務市場之交易表計規格

x附件依本管理規範第二十條第四項訂定，用以說明參與日前 輔助服務市場應裝設使用之表計及相關設備規格要求。合格交易者 應裝設交易表計M 與智慧型AMI 電度表，參與調頻備轉容量者另應 裝設頻率偵測設備。交易表計 M 係用以計算執行績效與因配合執行 輔助服務產生之電能之表計，請依本附件說明之規格要求自行設置，並全額負擔設置費用及其相關通訊費用；AMI 電度表為本公司作為 購售電計算之電子式電表，請逕向本公司所轄之各區營業處租賃， 並依租賃合約繳納相關費用（包含AMI 電度表每月通訊費用）。

一、交易表計規格說明

（一）量測功能

應具備下列量測功能：三相相電壓(V)、三相相電流(A)、瞬時功率(kW)、電度量(kWh)、瞬時無效功率(kVar)及功率因數。

（二）規格說明

應符合表 7-1 所示之規格。

表 7-1 交易表計規格

項次	項目	規格	規格說明
A-1	交易表計之精確度	0.5 級	(1) 應符合 CNS 14607 或與其相符之國際標準之精確度性能試驗規範 (2) 應具備由財團法人全國認證基金會(TAF)認可實驗室出具之相關試驗報告，或由具備國際實驗室認證聯盟 (In- ternational Laboratory Accreditation Coop- eration, ILAC)會員資格機構所認證之實 驗室所出具之相關試驗報告
A-2	交易表計之變比器精確度註 1	≤ 0.3%	(1) 應符合 CNS 11437 或與其相符之國際標準之精確度性能試驗規範 (2) 應具備由財團法人全國認證基金會(TAF)認可實驗室出具之相關試驗報告， 或由具備國際實驗室認證聯盟 (ILAC)會員資格機構所認證之實驗室所 出具之相關試驗報告

註 1：於本管理規範及作業程序生效日前業已設置之變比器，若其精確度未達指定標準者，應檢具佐證資料，採不更換既設變比器模式寬限辦理，但其所量測之所有計量數據均須加乘量測誤差計算。前述計量數據加乘量測誤差之方式為：

計量數據× (1-比流器精確度) ×(1-比壓器精確度)

二、交易表計讀值要求

各項商品之交易表計讀值要求，如表 7-2 所示：

表 7-2 交易表計讀值要求

項次	參與之輔助服務交易商品	讀值要求	規格說明
B-1	調頻備轉容量	1 筆/1 秒	(1) 交易表計至少應具備於 1秒鐘內量測並輸出 1 筆量測值之功能 (2) 量測並輸出之量測值，應符合前述交易表計規格說明中 至少具備之各項量測功能項目
B-2	即時備轉容量	1 筆/1 分鐘	(1) 交易表計至少應具備於 1分鐘內量測並輸出 1 筆量測值之功能 (2) 量測並輸出之量測值，應 符合前述交易表計規格說明中至少具備之各項量測功能項目
B-3	補充備轉容量	1 筆/1 分鐘	(1) 交易表計至少應具備於 1分鐘內量測並輸出 1 筆量測值之功能 (2) 量測並輸出之量測值，應符合前述交易表計規格說明中 至少具備之各項量測功能項目

三、頻率偵測設備規格說明

參與調頻備轉容量之合格交易者應自行設置系統頻率偵測設備，頻率偵測設備應符合表 7-3 所示規格及表 7-4 所示之讀值要求：

表 7-3 頻率偵測設備規格

項次	項目	規格	規格說明
C-1	系 統 頻 率 量 測 解析度	≤ 0.01Hz	(1) 用以辨別系統頻率變化之解析度(Resolution)，亦即系統頻率之最小量測刻度 (2) 應具備由財團法人全國認證基金會(TAF)認可實驗室出具之相關試驗報告，或由具備國際實驗室認證聯盟(ILAC)會員資格機構所認證之實驗 室所出具之相關試驗報告
C-2	系 統 頻 率 量 測 誤差	≤ ±0.01Hz	(1) 於系統頻率量測區間60.50Hz至 59.50Hz 內，量測所得之系統頻率誤差(Error)絕對值，應不高於 0.01Hz (2) 應具備由財團法人全國認證基金會(TAF)認可實驗室出具之相關試驗報告，或由具備國際實驗室認證聯盟(ILAC)會員資格機構所認證之實驗 室所出具之相關試驗報告

表 7-4 頻率偵測設備讀值要求

項次	參與之輔助服 務交易商品	讀值要求	規格說明
D-1	調頻備轉容量	10 筆/1 秒	頻率偵測設備應具備至少每 0.1 秒鐘量測並輸出1 筆頻率量測值之功能

附件八 日前輔助服務市場各交易商品之結算公式

x附件依本管理規範第二十條第四項訂定，用以說明參與日前輔助服務市場各交易商品之結算公式。各交易商品係以報價代碼為單元進行每月價金結算，依下列各交易商品公式個別計算。本附件之參數(包含結算公式、服務品質指標係數等)將視市場發展、電力系統需求，定期滾動檢討之。

一、調頻備轉容量月結算價金調頻備轉容量月結算價金

當月天數 24

= ∑ ∑(容量費 + 效能費 ) × 服務品質指標

d,h d,h d,h

d=1 h=1

註 1：容量費為得標之調頻備轉容量結清費。

註 2：效能費為按能力測試結果之調頻備轉效能級數所核定費用，請詳見附件四、 表 4-3。

註 3：服務品質指標為每小時執行實績對應之績效係數，請詳見表 8-1 及表 8-2。

註 4：併網型儲能設備此交易資源態樣，因無購售電事實，每月結算價金尚須扣除電能損失費，請詳見表 8-4。

以下針對上述月結算價金公式，進行細部說明：

（一）容量費

容量費為每小時調頻備轉容量之結清價格，乘以報價代碼每小時得標容量。公式如下：

容量費d,h = 日前調頻備轉容量結清價格d,h × 得標容量d,h

得標容量以該小時報價代碼得標之調頻備轉容量計算。合格交

易者如於報價截止前提出中止待命者，自提出時點起之 90 分鐘內，

得標容量照計之；自提出時起 90 分鐘後至當日結束止，得標容量以零計之。如於報價截止後提出中止待命者，得中止至次一調度日，請詳見圖 8-1。

圖 8-1 中止待命與得標容量說明

（二）效能費

效能費為效能價格乘以每小時之得標容量，效能價格按輔助服務執行能力測試結果對應調頻備轉效能級數計之，請詳見附件四、表 4-3，公式如下：

效能費 = 效能價格× 得標容量

d,h d,h

（三）服務品質指標

報價代碼依其所屬交易資源之每小時執行實績(請詳見附件八、表 8-5 及表 8-7)，分別給予相對應之服務品質指標。得標 dReg 或 sReg 之報價代碼，其每小時執行實績仍應符合其相對應服務品質指標之要求，否則調降其服務品質指標。如每小時執行實績明顯不佳者，基於其已影響系統供電安全，應負擔所衍生之系統風險，故其服務品質指標為負值，請詳見表 8-1 及表 8-2。如提供調頻備轉容量服務者為傳統機組，服務品質指標原則上視為1，但應定期配合輔助

服務執行能力測試。

表 8-1 dReg 服務品質指標與每小時執行實績對照表

每小時執行實績	dReg 服務品質指標
小時平均執行率≥ 95%	1
95%>小時平均執行率≥85%	0.85
85%>小時平均執行率≥ 75%	0.75
75%>小時平均執行率≥ 70%	0
小時平均執行率<70%	-1

註 1：小時平均執行率以該小時內每秒 SBSPM 之平均值計之

(SBSPM 請詳見附件六、表 6-5)。

表 8-2 sReg 服務品質指標與每小時執行實績對照表

每小時執行實績	dReg 服務品質指標
未達執行條件	1
小時最低執行率≥ 95%	1
95%>小時最低執行率≥85%	0.85
85%>小時最低執行率≥ 75%	0.75
75%>小時最低執行率≥ 70%	0
小時最低執行率<70%	-1

註 1：如該小時有多次執行事件，則取該小時事件執行率最低值計之，事件執行率之計算範圍為系統頻率降至啟動頻率後第 10秒起至系統頻率達結束頻率止(啟動頻率及結束頻率請詳見附件六、表 6-7)：

事件執行率 =

事件執行之電能量

得標容量× 計算範圍時間

× 100%

二、即時備轉容量月結算價金即時備轉月結算價金

當月天數 24

= ∑ ∑ (容量費 + 效能費 ) × 服務品質指標 + 電能費

d,h d,h d,h

d=1 h=1

註 1：容量費為得標之即時備轉容量結清費。

註 2：效能費為按能力測試結果之即時備轉效能級數所核定費用，請詳見附件四、 表 4-3。

註 3：服務品質指標為執行調度指令時，其執行實績對應之績效係數，請詳見表 8-3。

註 4：電能費為執行調度指令時，實際提供電能之結算費用，各交易資源態樣適用情況，請詳見表 8-4。

以下針對上述月結算價金公式，進行細部說明：

（一）容量費

容量費為每小時即時備轉容量之結清價格，乘以報價代碼每小時得標容量。公式如下：

容量費 = 日前即時備轉容量結清價格 × 得標容量

d,h d,h d,h

得標容量以該小時報價代碼得標之調頻備轉容量計算。合格交易者如於報價截止前提出中止待命者，自提出時點起之 90 分鐘內，

得標容量照計之；自提出時起 90 分鐘後至當日結束止，得標容量以零計之。如於報價截止後提出中止待命者，得中止至次一調度日，請詳見圖 8-1。

（二）效能費

效能費為效能價格乘以每小時之得標容量，效能價格按輔助服

務執行能力測試結果對應即時備轉效能級數計之，請詳見附件四、表 4-3，公式如下：

效能費 = 效能價格× 得標容量

d,h d,h

報價代碼接獲調度指令後，如於當次執行之反應時間不符合其即時備轉效能級數之規格要求，則該月份之全月效能費以零計之，且持續至其能力經重新驗證完畢之當月末日止。

（三）服務品質指標

即時備轉得標容量平時以安全待命為主，在未達執行條件時，服務品質指標計為1；當調度指令下達時，以實際執行即時備轉容量之執行率，所對應之服務品質指標計之，請詳見表 8-3 及圖 8-2。報價代碼所屬之交易資源，每小時執行實績仍應符合其相對應服務品質指標之要求，否則將調降服務品質指標。如每小時執行實績明顯不佳者，基於其已影響系統供電安全，應負擔所衍生之系統風險，故其服務品質指標為零或負值。

圖 8-2 即時備轉容量服務品質指標適用時間區間示意圖

表 8-3 即時備轉容量服務品質指標對照表

當小時執行實績	服務品質指標
未達執行條件	1
當次執行率≥95%	1
95% > 當次執行率≥ 85%	0.7
85% > 當次執行率≥ 70%	0
當次執行率<70%	-240

註 1：當次執行率之計算範圍，為調度指令下達後 10 分鐘起之 60 分鐘，計算方式如下：

當次執行率 =

當次執行率計算範圍之電能量指令容量× 1 小時

× 100%

（四）電能費

以下為不同交易資源態樣執行調度指令之電能費計算方式，請詳見表 8-4：

表 8-4 即時備轉容量電能費計算說明

交易資源態樣	說明
併網型儲能設備	因無購售電事實，故不計電能費。但應於月結算價金中扣除電能損失費，計算公式如下： 電能損失費 = 淨計量 × 各電壓別線路損失調整因子 × 本公司平均發購電成本
自用發電設備	當月天數 24 電能費 = ∑ ∑ (日前電能邊際價格 d,h d=1 h=1 × 實際電能量 ) d,h
發電機組
需量反應

三、補充備轉容量月結算價金補充備轉月結算價金

當月天數 24

= ∑ ∑ (容量費 × 服務品質指標 ) + 電能費

d,h d,h

d=1 h=1

註 1：容量費為得標之補充備轉容量結清費。

註 2：服務品質指標為執行調度指令時，其執行實績對應之績效係數，請詳見表 8-5。

註 3：電能費為執行調度指令時，實際提供電能之結算費用，各交易資源態樣適用情況，請詳見表 8-6。

以下針對上述月結算價金公式，進行細部說明：

（一）容量費

容量費為每小時補充備轉容量之結清價格，乘以報價代碼每小時得標容量。公式如下：

容量費 = 日前補充備轉容量結清價格 × 得標容量

d,h d,h d,h

得標容量以該小時報價代碼得標之調頻備轉容量計算。合格交易者如於報價截止前提出中止待命者，自提出時點起之 90 分鐘內，

得標容量照計之；自提出時起 90 分鐘後至當日結束止，得標容量以零計之。如於報價截止後提出中止待命者，得中止至次一調度日，請詳見圖 8-1。

（二）服務品質指標

補充備轉得標容量用以因應系統負載非預期增加或供需失衡為主，並以經濟調度為之，在未達執行條件時，服務品質指標計為1；

當調度指令下達時，以實際執行補充備轉容量之執行率，所對應之服務品質指標計之，請詳見表 8-5 及圖 8-3。報價代碼所屬之交易資源，每小時執行實績仍應符合其相對應服務品質指標之要求，否則將調降服務品質指標。如交易資源之每小時執行實績不佳者，基於其已影響系統供電安全，應負擔所衍生之系統風險，故其服務品質指標為零或負值。

圖 8-3 補充備轉容量服務品質指標適用時間區間示意圖

表 8-5 補充備轉容量服務品質指標對照表

當小時執行實績	服務品質指標
未達執行條件	1
當次執行率≥ 95%	1
95% > 當次執行率 ≥ 85%	0.7
85% > 當次執行率 ≥ 70%	0
當次執行率<70%	-24

註 1：當次執行率計算範圍，為執行開始起 120 分鐘；如因系統需求而提早中止執行調度指令時，則執行率計算至該資源中止之時點。計算方式如下：

當次執行率 =

當次執行率計算範圍之電能量指令容量× 2 小時

× 100%

（三）電能費

交易資源態樣	說明
併網型儲能設 備	暫不開放併網型儲能設備參與補充備轉容量
自用發電設備	當月天數 H 電能費 = ∑ ∑ 日前電能報價 d,h d=1 h=1 × 實際電能量 d,h
發電機組
需量反應

以下為不同交易資源態樣執行調度指令之電能費計算方式：表 8-6 補充備轉容量電能費計算說明

四、未得標報價代碼於調度日配合指令執行之計算機制

依本管理規範第二十一條第二項，為鼓勵未於日前輔助服務市場得標之交易容量，在系統特殊需求發生時，得配合於調度日執行補充備轉輔助服務，故以下列公式給予電能費補償。

24

補償金 = 120% × ∑ (補償價格h × 實際電能量h)

h=1

註 1：實際電能量計算範圍為接受調度指令下達起至結束之期間。

註 2：補償價格為註冊登記時填報之各報價代碼願受調度電能價格，並以 10,000 元/MWh 為上限。

附件九 日前輔助服務市場之調度程序

x附件依本管理規範第三十一條第二項訂定，用以說明參與日前輔助服務市場時應盡之調度程序相關義務。

一、日前輔助服務市場調度程序

（一）得標調頻備轉容量者之調度程序相關義務

於單一調度日得標調頻備轉容量者，應依據得標結果執行其得標容量，並確保其服務品質符合附件六所詳述之技術規格要求，且應具備隨時接受本公司指令之能力。

圖 9-1 得標調頻備轉容量者之調度程序

註 1：無法履行得標義務時，至遲應於調度時點前 90 分鐘於市場管理系統提出中止待命。

（二）得標即時備轉容量/補充備轉容量者之調度程序相關義務

於單一調度日得標即時備轉容量或補充備轉容量者，應依據得標結果進行待命。並於接獲本公司之調度指令時，依據附件五所詳述之技術規格要求執行。

圖 9-2 得標即時備轉容量/補充備轉容量者之調度程序

註 1：無法履行得標義務時，至遲應於調度時點前 90 分鐘於市場管理系統提出中止待命。

（三）未得標但同意配合調度者之調度程序相關義務

於註冊登記時選擇可於未得標時，配合本公司調度者，可於調度當日接獲本公司之調度指令時，配合執行補充備轉輔助服務。

圖 9-3 當日未得標但同意配合調度者之調度程序二、其他應配合之調度程序事項

（一）態樣為併網型儲能設備者，如需進行長期性檢修，應於 7 日前告知本公司。

（二）應設立 24 小時聯絡專線，此專線應保持暢通，並配置可連絡 之指定聯絡人。指定聯絡人應具備相關專業能力及善盡善良 管理人之注意義務，包含配合調度指令、即刻辨明事故所在、迅速有效處理事故且能以本國語言清楚有效溝通等。

（三）應確保與本公司於市場管理系統上之通訊不中斷；如通訊中斷者，應立即通知本公司，並以備援或替代方式接受調度指令，且不得以通訊問題作為無法執行調度指令之原因。

（四）本管理規範或本附件未敘明之調度相關事宜，應依《電力調 度原則綱要》、本公司電力調度要點或其他相關規定配合辦理。

附件十 電力交易學者專家爭議協調注意事項

x附件依本管理規範第三十四條第二項訂定，用以說明電力交易學者專家爭議協調，基於公共利益及公平合理，本誠信和諧，盡力協調解決，提升紛爭解決效率及發揮協調功能之宗旨，爰參考仲裁法及政府採購法等相關法令規定設置本學者專家協調會（以下簡稱本協調會），以溝通協商與協調電力交易有關爭議。

一、設置及協調程序

x協調會設置及協調程序說明如下：

（一）當事人應於爭議發生或發現爭議時（以較早屆至者為準）起 90 個工作天內以中文繕具申請書面向本公司提出協調申請，其書面應載明當事人、請求協調事項、爭議事實情形、建議解決方案及相關必要證據或文件等。

（二）本公司應協助本協調會辦理與協調有關之作業，亦應審視當事人申請協調之書面資料，如有補正資料必要時，得逕洽申請當事人於合理期限內提交。

（三）本公司於確認爭議事項實有必要召開本協調會時，依管理規範第三十五條組成本協調會。本協調會之召開及協調建議應依管理規範第三十六條執行。

（四）二位協調委員經選定之次日起 10 日，由當事人雙方或雙方選

定之協調委員自前揭名單中共推 1 人作為召集協調委員。

（五）選定協調委員之迴避情事，得參照《仲裁法》第十六條規定辦理。

（六）召集協調委員應於本協調會成立之次日起 30 日內召開會議，並擔任主席。

（七）召集協調委員應親自出席會議，獨立、公正處理爭議，並保守秘密。

（八）會議應通知當事人到場xx意見，並得視需要邀請專家、學者或其他必要人員列席，會議之過程應作成書面紀錄，並應於本協調會成立之次日起 90 日內作成合理之爭議處理協調建議，並以書面通知雙方。

圖 10-1 學者專家協調會設置及協調程序圖

二、爭議事項協調效力

爭議事項除有下列情事之一，視為協調不成立且得申請電業爭議調處審議會處理者外，對當事人雙方有契約之拘束力：

（一）當事人未能自他方名單內選出 1 位作為協調委員且他方不願變更名單者。

（二）二位協調委員未能共推選定召集協調委員者。

（三）本協調會未能於成立之次日起 90 日內，或未能依當事人協議之期限召開會議或作成協調建議者。

（四）任一方於收受本協調會協調建議後 14 日內以書面表示異議者。三、其他

電力交易爭議事項協調其他有關事項，說明如下：

（一）如係對於每月輔助服務價金有爭議者，另得於市場管理系統提出；於電力交易單位指派專員確認且雙方達成共識後，再為付款。

（二）本協調會運作所需經費，除本協調會另作成決議內容或當事人方另行協議外，由當事人雙方平均負擔。

（三）當事人依平台管理規範及作業程序等規定應負執行市場交易並配合調度之責任，不因爭議事項而免除。