國家能源局印發《電力併網運行管理規定》，保障新能源消納

智通財經APP獲悉，據國家能源12月27日消息，近日，國家能源局印發《電力併網運行管理規定》。國家能源局市場監管司負責人就《電力併網運行管理規定》、《電力輔助服務管理辦法》答記者問。負責人表示，2021年，在各方努力下，電力輔助服務市場切實發揮電力系統“調節器”作用，有效提升電力系統綜合調節能力，顯著增加可再生能源消納水平。今年，預計全國範圍內增加系統調峯能力9000萬千瓦，相當於90座百萬千瓦級抽水蓄能電站，為清潔能源增加發電空間近800億千瓦時，減少近1億噸二氧化碳排放。

原文如下：

電力併網運行管理規定

第一章 總 則

第一條為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，完整準確全面貫徹新發展理念，做好碳達峯、碳中和工作，構建新型電力系統，深化電力體制改革，持續推動能源高質量發展，保障電力系統安全、優質、經濟運行及電力市場有序運營，促進源網荷儲協調發展，維護社會公共利益和電力投資者、經營者、使用者的合法權益，根據《中華人民共和國電力法》《電力監管條例》等有關法律法規，制定本規定。

第二條本規定適用於省級及以上電力調度機構直接調度的火電、水電、核電、風電、光伏發電、光熱發電、抽水蓄能、自備電廠等發電側併網主體，以及電化學、壓縮空氣、飛輪等新型儲能。傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節負荷(含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合)等負荷側併網主體，省級以下電力調度機構調度管轄範圍內的併網主體，視其對電力系統運行的影響參照本規定執行。

第三條併網主體併網運行遵循電力系統客觀規律、市場經濟規律以及國家能源發展戰略的要求，實行統一調度、分級管理，貫徹安全第一方針，堅持公開、公平、公正的原則。

第二章 運行管理

第四條電力調度機構負責電力系統運行的組織、指揮、指導和協調。併網主體、電網企業均應嚴格遵守國家有關法律法規、標準以及電力調度管理規程、電氣設備運行規程，共同維護電力系統安全穩定運行。

第五條 發電側併網主體中涉及電網安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置、調度通信設備、調度自動化設備、勵磁系統和電力系統穩定器、調速系統和一次調頻系統、二次調頻、調壓、直流系統、新能源功率預測系統、水電廠水庫調度自動化系統設備、高壓側或升壓站電氣設備以及涉及網源協調的有關設備和參數等，規劃、設計、建設和運行管理應滿足國家法律法規、行業標準及電網穩定性要求。有關運行和檢修管理、操作票和工作票等制度，應符合國家、行業等有關規定和具體要求。其他併網主體的規劃、設計、建設和運行管理應滿足國家法律法規、行業標準及電網穩定性要求。

第六條 併網主體應確保涉網一、二次設備滿足電力系統安全穩定運行及有關標準的要求。

第七條併網主體應與電網企業根據平等互利、協商一致和確保電力系統安全運行的原則，參照國家有關部門制訂的《併網調度協議》《購售電合同》等示範文本及時簽訂併網調度協議和購售電合同，無協議(合同)不得併網運行。

第八條 電力調度機構針對電力系統運行中存在的安全問題，應及時制定反事故措施;涉及併網主體的，併網主體應制定整改計劃並予以落實。當發生電力安全事故(事件)時，在未獲得調度機構允許前，有關併網主體不得併網運行。

第九條併網主體按照所在電網防止大面積停電預案的統一部署，落實相應措施，編制停電事故處理預案及其他反事故預案，參加反事故演練。

第十條電力調度機構應及時向有關併網主體通報電力安全事故(事件)情況、原因及影響分析。併網主體應按照有關規定配合相關機構進行事故調查，落實防範措施。

第十一條併網主體應嚴格執行電力調度機構制定或市場出清的運行方式和發電調度計劃曲線。併網主體運行應嚴格服從電力調度機構指揮，並迅速、準確執行調度指令。若併網主體值班人員認為執行調度指令可能危及人身、設備或系統安全，應立即向電力調度機構報告並説明理由，由電力調度機構決定是否繼續執行。

第十二條 併網主體應在電力調度機構的統一調度下，考慮機組運行特點，落實調頻、調壓有關措施，保證電能質量符合國家標準。

(一)發電側併網主體應根據國家能源局派出機構有關規定要求，具備相應的一次調頻、自動發電控制(AGC)和無功服務能力。

(二)發電側併網主體的調頻、調壓能力和具體指標應滿足有關規定和具體要求。

對發電側併網主體一次調頻的考核內容，包括一次調頻可用率、調節容量、調節速率、調節精度、響應時間及相關性能等。

對發電側併網主體提供AGC服務的考核內容，包括AGC可用率、調節容量、調節速率、調節精度和響應時間等。

對發電側併網主體提供無功服務的考核內容，包括無功補償裝置或自動電壓控制(AVC)裝置投運率、調節合格率、母線電壓合格率等。受所併入電網系統電壓影響，經過調整仍無法達到電壓目標的不予考核。

(三)提供調頻、調壓的其他併網主體，調頻、調壓能力和具體指標應滿足國家有關規定和具體要求。

第十三條 發電側併網主體調峯能力應達到國家能源局派出機構有關規定要求，達不到要求的按照其調峯能力的缺額進行考核。併網主體參與電力系統調峯時，調頻、調壓等涉網性能應滿足相關規定和具體要求。

第十四條電力調度機構依據所在地電力併網運行管理實施細則對發電側併網主體非計劃停運/脱網、調度指令執行偏差和新能源功率預測偏差等情況進行考核。

第十五條黑啓動電源點由電力調度機構控制區電網的黑啓動預案確定。作為黑啓動電源的併網主體，應按照相關規定做好各項黑啓動安全管理措施。黑啓動電源點在電網需要提供服務時，黑啓動併網主體應當及時可靠地執行黑啓動預案，幫助系統恢復正常運行。對併網主體由於自身原因未能完成黑啓動任務的，應進行考核。

第十六條發電側併網主體應根據有關設備檢修規定、規程和設備實際狀況，提出設備檢修計劃申請，並按電力調度機構要求提交。電力調度機構統籌安排管轄範圍內發電側併網主體的設備檢修計劃。

(一)檢修計劃確定之後，雙方應嚴格執行。

(二)發電側併網主體變更檢修計劃，應提前向電力調度機構申請並説明原因，電力調度機構視電網運行情況和其他發電側併網主體的檢修計劃統籌安排;確實無法安排變更的，應及時通知該發電側併網主體按原批覆計劃執行，並説明原因。因電網原因需變更發電側併網主體檢修計劃的，電網企業和併網主體應按照事前約定或事後協商的方式解決。電力調度機構和電力交易機構應按照職責分工，按要求披露相關檢修計劃及原因，因檢修計劃調整產生的經濟責任，原則上由相應發起主體承擔。

(三)電網一次設備檢修如影響發電側併網主體發電或提供輔助服務的，應儘可能與發電側併網主體設備檢修配合進行。

第十七條電力調度機構應合理安排管轄範圍內繼電保護和安全自動裝置、電力調度自動化及通信、調頻、調壓等二次設備的檢修。發電側併網主體中此類涉網設備(裝置)的檢修計劃，應經電力調度機構批准後執行。電力調度機構管轄範圍內的二次設備檢修應儘可能與一次設備檢修相配合，原則上不得影響一次設備的正常運行。

第十八條電力調度機構管轄範圍內的設備(裝置)參數整定值和保護壓板投退應按照電力調度機構下達的整定值和運行管理規定執行。接入電網運行的併網主體二次系統應符合《電力監控系統安全防護規定》和網絡與信息安全其他有關規定。併網主體改變其狀態和參數前，應經電力調度機構批准。未經電力調度機構許可，不得擅自改變有關技術性能參數。

第十九條 電力調度機構應根據國家能源局及其派出機構的要求和有關規定，開展發電側併網主體技術指導和管理工作。技術指導和管理的範圍主要包括：繼電保護和安全自動裝置、調度通信設備、調度自動化設備、勵磁系統和電力系統穩定器、調速系統和一次調頻系統、二次調頻、調壓、直流系統、新能源功率預測系統、水電廠水庫調度自動化系統設備、高壓側或升壓站電氣設備以及涉及網源協調的有關設備和參數等。

(一)繼電保護和安全自動裝置技術指導和管理內容包括：

1. 裝置和參數是否滿足電力系統安全運行要求。

2. 重大問題按期整改情況。

3. 因發電側併網主體原因造成電力安全事故(事件)情況。

4. 因發電側併網主體原因造成繼電保護和安全自動裝置不能正常投入導致電網安全穩定性和可靠性降低的情況。

5. 到更換年限的設備配合電網企業改造計劃按期更換的情況。

6. 按繼電保護技術監督規定定期向電力調度機構報告本單位繼電保護和安全自動裝置技術監督總結情況。按評價規程定期向電力調度機構報告繼電保護動作報表情況。

7. 保證電力系統安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置管理要求。

8. 保證電力系統安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置檢修現場安全管理情況。

(二)調度通信技術指導和管理內容包括：

1. 設備和參數是否滿足調度通信要求。

2. 重大問題按期整改情況。

3. 因發電側併網主體原因造成通信事故情況。

4. 因發電側併網主體通信責任造成電網繼電保護和安全自動裝置、調度自動化通道中斷情況。

5. 調度電話通道中斷情況。

6. 因發電側併網主體通信異常造成電網安全穩定性和可靠性降低的情況。

(三)調度自動化技術指導和管理內容包括：

1. 發電側併網主體調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否滿足國家和行業有關標準、規定的要求。

2. 發電側併網主體調度自動化設備重大問題按期整改情況。

3. 發電側併網主體執行調度自動化有關運行管理規程、規定的情況。

4. 發電側併網主體發生事故時遙信、遙測、順序事件記錄器(SOE)反應情況，AGC或自動功率控制(APC)控制情況和調度自動化設備運行情況。

(四)勵磁系統以及電力系統穩定器技術指導和管理內容包括：

1. 勵磁系統以及電力系統穩定器強勵水平、放大倍數、時間常數等技術性能參數是否達到國家和行業有關標準要求。

2. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變勵磁系統以及電力系統穩定器有關技術性能參數。

3. 發電側併網主體按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。

(五)調速系統以及一次調頻系統技術指導和管理內容包括：

1. 調速系統的各項技術性能參數是否達到國家和行業有關標準要求，技術規範是否滿足接入電網安全穩定運行的要求。

2. 一次調頻功能及參數是否滿足國家有關規定和具體要求。

3. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變調速系統以及一次調頻系統有關技術性能參數。

4. 發電側併網主體應按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。

5. 發電側併網主體應編制一次調頻系統運行管理規程，制訂電網大頻差動作應急預案。

(六)二次調頻技術指導和管理內容包括：

1. 發電側併網主體二次調頻系統的各項技術性能參數應達到國家和行業有關標準要求，技術規範應滿足接入電網安全穩定運行的要求。

2. 發電側併網主體執行二次調頻有關運行管理規程、規定的情況。

3. 發電側併網主體二次調頻系統運行、檢修等情況。

4. 發電側併網主體二次調頻系統與調度機構數據交互情況，以及發電側併網主體監控系統、能量管理系統等執行所屬調度機構自動化主站下發的AGC/APC指令情況。

5. 發電側併網主體二次調頻有關設備重大問題按期整改情況。

6. 發電側併網主體執行有關規定，規範AGC參數管理相關情況。

(七)調壓技術指導和管理內容包括：

1. AVC功能及參數應滿足國家有關規定和具體要求。

2. 發電側併網主體按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗以及電力調度機構認為保障電力系統安全所必須的其他試驗。

3. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變AVC有關參數。

(八)新能源場站技術指導和管理內容包括：

1. 新能源場站短路比應達到合理水平。

2. 新能源場站風機過電壓保護、風機低電壓保護、風機頻率異常保護、光伏逆變器過電壓保護、光伏逆變器低電壓保護、光伏逆變器頻率異常保護等涉網保護應滿足國家和行業有關標準要求。

3. 應滿足網源協調有關標準要求，具備一次調頻、快速調壓、低電壓/高電壓穿越能力，電壓和頻率耐受能力原則上與同步發電機組耐受能力一致。

4. 新能源場站應具備無功功率調節能力和自動電壓控制功能，按照電力調度機構要求裝設自動電壓控制子站，必要時應配置調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備，並保持設備運行的穩定性。

5. 新能源場站應具備有功功率調節能力，配置有功功率控制系統，接收並執行電力調度機構發送的有功功率控制信號。

6. 應提供可用於電磁和機電暫態仿真的技術資料和實測模型參數，用於電力系統穩定計算。

7. 應按國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。

8. 應開展功率預測工作，並按照有關規定報送功率預測、單機文件、氣象信息、裝機容量、可用容量、理論功率、可用功率等，功率預測準確性和各類數據完整性應滿足國家和行業有關標準要求。

9. 發電機組發生大面積脱網，新能源場站應及時報告電力調度機構和國家能源局派出機構，未經允許不得擅自併網。

10. 新能源場站彙集系統接地方式應滿足國家和行業標準要求，彙集線路故障應能快速切除。

(九)水電廠水庫調度技術指導和管理內容包括：

1. 水電廠水庫調度專業管理有關規程、規定的執行情況。

2. 水電廠重大水庫調度事件的報告和處理情況。

3. 水電廠水庫調度自動化系統(水情自動測報系統)有關運行管理規定的執行情況。

4. 水電廠水庫調度自動化系統(水情自動測報系統)運行情況(運行參數和指標)。

5. 水電廠水庫流域水雨情信息和水庫運行信息的報送情況。

(十)發電側併網主體高壓側或升壓站電氣設備的技術指導和管理內容包括：

1. 發電側併網主體高壓側或升壓站電氣設備遮斷容量、額定參數、電氣主接線是否滿足要求。

2. 絕緣是否達到所在地區污穢等級的要求。

3. 接地網是否滿足規程要求。

(十一)發電機組涉及網源協調保護的技術指導和管理內容包括：

1. 發電機定子過電壓保護、轉子過負荷保護、定子過負荷保護、失磁保護、失步保護、過激磁保護、頻率異常保護、一類輔機保護、超速保護、頂值限制與過勵限制、低勵限制、過激磁限制等是否達到國家和行業有關標準要求。

2. 技術規範是否滿足接入電網安全穩定運行要求。

(十二)發電側併網主體設備參數管理內容包括：

1. 發電側併網主體應向電力調度機構提供發電機、變壓器、勵磁系統、PSS及調速系統的技術資料和實測模型參數。

2. 勵磁系統及調速系統的傳遞函數及各環節實際參數要求，發電機、變壓器、升壓站電氣設備等設備實際參數是否滿足接入電網安全穩定運行要求。

第二十條新型儲能和負荷側併網主體涉及的技術指導和管理工作，參照發電側併網主體技術指導和管理相關要求執行。技術指導和管理的範圍可包括：繼電保護、調度通信設備、調度自動化設備、調頻、調壓等。

(一)新型儲能調度技術指導和管理內容可包括：

1. 儲能裝置應向電力調度機構提供充放電時間、充放電速率、可調容量範圍、最大可調節能力等涉網參數。

2. 繼電保護、調頻、調壓等性能參數是否達到國家和行業有關標準要求，技術規範是否滿足接入電網安全穩定運行的要求。

3. 調度通信設備和參數是否滿足調度通信要求，調度電話通道中斷情況。

4. 調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否達到國家和行業有關標準、規定的要求。

5. 由於電池壽命衰減、意外事故等造成的技術性能參數變化，應及時上報電力調度機構。

(二)負荷側併網主體參數管理內容可包括：

1. 繼電保護、調頻等涉網性能參數是否滿足接入電網安全穩定運行要求。

2. 調度通信設備和參數是否滿足調度通信要求。

3. 調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否達到國家和行業有關標準、規定要求。

第三章 考核實施

第二十一條國家能源局各區域監管局依據本規定，商相關省監管辦、電網企業、併網主體等修訂本區域電力併網運行管理實施細則，報國家能源局備案後施行。各省監管辦可在所在區域實施細則的基礎上，根據當地實際情況約定不同考核及返還標準，修訂轄區內實施細則，保持實施細則在區域內的基本統一和相互協調。

第二十二條 電力調度機構根據實施細則，按照專門記賬、收支平衡原則，負責併網運行管理的具體實施工作，對併網主體運行情況進行考核。考核內容應包括運行、檢修、技術指導和管理等方面。電力現貨試點地區應根據當地電力系統運行和電力市場建設實際，統籌做好銜接，已通過市場機制完全實現的，不得在實施細則中重複考核。

第二十三條 電力調度機構負責電力併網運行管理實施細則的執行、考核費用的計算。電網企業、電力調度機構、電力交易機構按照有關規定和職責分工，向併網主體結算費用。

第二十四條 併網主體運行管理考核原則上採取收取考核費用的方式。考核費用實行專項管理，費用可全部用於考核返還獎勵或按輔助服務補償貢獻量大小向有關併網主體進行返還。

第四章 信息披露

第二十五條 信息披露應當遵循真實、準確、完整、及時、易於使用的原則，披露內容應包括但不限於考核/返還、考核種類、調度單元等信息類型。信息披露主體對其提供信息的真實性、準確性、完整性負責。

第二十六條電力交易機構負責通過信息披露平台向所有市場主體披露相關考核和返還結果，制定信息披露標準格式，開放數據接口。

第二十七條電力調度機構應及時向電力交易機構按信息類型推送考核和返還公示信息，由電力交易機構於次月10日之前向所有市場主體公示。併網主體對公示有異議的，應在3個工作日內提出複核。電力調度機構在接到併網主體問詢的3個工作日內，應進行核實並予以答覆。併網主體經與電力調度機構協商後仍有爭議的，可向國家能源局派出機構提出申訴。無異議後，由電力調度機構執行，並將結果報國家能源局派出機構。

第五章 監督管理

第二十八條國家能源局及其派出機構負責電力併網運行的監督與管理，監管本辦法及相關規則的實施。國家能源局派出機構負責建立健全併網工作管理協調機制，調解轄區內併網運行管理爭議，可根據實際需要，組織對電力調度機構和電力交易機構的執行情況進行評估和監管。工作中發現的重大問題應及時向國家能源局報告。

第二十八九健全併網調度協議和交易合同備案制度。省級及以上電力調度機構直接調度的併網主體與電網企業應定期簽訂併網調度協議和相關交易合同，並在協議(合同)簽訂後10個工作日內向國家能源局相關派出機構備案。與國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司簽訂併網調度協議和相關交易合同的，直接向國家能源局備案。

第三十條建立電力調度運行管理情況書面報告制度。省級及以上電力調度機構按月向國家能源局相關派出機構報告電力調度運行管理情況，並在電力調度交易與市場秩序廠網聯席會議上通報。國家電力調控中心和南方電網電力調控中心按季度向國家能源局報告電力調度運行管理情況，南方電網電力調控中心同時報告所在地國家能源局派出機構。

第六章 附 則

第三十一條本規定自發布之日起施行，有效期5年。原國家電力監管委員會《發電廠併網運行管理規定》(電監市場〔2006〕42號)同時廢止。

第三十二條本規定由國家能源局負責解釋，國家能源局其他有關文件與本規定不一致的，以本規定為準。

國家能源局市場監管司負責同志就《電力併網運行管理規定》《電力輔助服務管理辦法》答記者問

國家能源局近日修訂發佈了《電力併網運行管理規定》(國能發監管規〔2021〕60號)、《電力輔助服務管理辦法》(國能發監管規〔2021〕61號)(以下簡稱《規定》《辦法》)，國家能源局市場監管司負責同志接受採訪，回答記者提問。

問：《規定》《辦法》修訂的背景是什麼?

答：2006年《發電廠併網運行管理規定》(電監市場〔2006〕42號)、《併網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監市場〔2006〕43號)印發後，各區域在此基礎上制定“兩個細則”，有效地規範了發電廠併網運行管理。按照《中共中央 國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)有關精神，2017年我局印發《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》，截至2020年底，全國除西藏外，6個區域電網和30個省級電網啓動電力輔助服務市場，實現各區域、省級輔助服務市場全面覆蓋，具有中國特色的電力輔助服務市場體系基本建立，與電力中長期市場有效銜接、協同運行。在各方努力下，電力輔助服務市場切實發揮電力系統“調節器”作用，有效提升電力系統綜合調節能力，顯著增加可再生能源消納水平。今年，預計全國範圍內增加系統調峯能力9000萬千瓦，相當於90座百萬千瓦級抽水蓄能電站，為清潔能源增加發電空間近800億千瓦時，減少近1億噸二氧化碳排放。

近年來，我國電力行業電源結構、網架結構發生重大變化，電力裝機規模持續擴大，清潔能源發展迅猛，輔助服務市場建設面臨新的挑戰。系統運行管理的複雜性不斷提高，對輔助服務的需求量顯著增加，現有輔助服務品種需進一步適應系統運行需要;僅通過發電側單邊承擔整個系統輔助服務成本，已無法承載系統大量接入可再生能源產生的需求;跨省跨區交易電量規模日益擴大，省間輔助服務市場機制和費用分擔原則有待完善;新型儲能、電動汽車充電網絡等新產業新業態也亟須市場化機制引導推動發展。

今年以來，黨中央、國務院相繼印發《關於完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峯碳中和工作的意見》《成渝地區雙城經濟圈建設規劃綱要》《2030年前碳達峯行動方案》等相關重要文件，明確要求完善中長期市場、現貨市場和輔助服務市場銜接機制，大力提升電力系統綜合調節能力，加快現役機組靈活性改造，引導自備電廠、傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡、虛擬電廠等參與系統調節，培育發展川渝一體化電力輔助服務市場。中央全面深化改革委員會第二十二次會議指出，要健全多層次統一電力市場體系，推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，推動形成多元競爭的電力市場格局，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。中央經濟工作會議提出，要正確認識和把握碳達峯碳中和，要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優化組合。

為深入貫徹落實黨中央、國務院的各項決策部署，規範電力系統併網運行和輔助服務管理，深化電力輔助服務市場機制建設，國家能源局及時修訂《規定》《辦法》，以輔助服務市場為抓手推動網源荷儲共同發力，切實發揮電力輔助服務市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。

問：《規定》《辦法》修訂的主要思路是什麼?

答：本次《規定》《辦法》的修訂主要體現在四個“新”。

一是擴大電力輔助服務新主體。在原文件主要針對傳統發電廠的基礎上，為滿足新型電力系統的建設運行需要，將《發電廠併網運行管理規定》更名為《電力併網運行管理規定》，將《併網發電廠輔助服務管理暫行辦法》更名為《電力輔助服務管理辦法》。為適應新型電力系統主體多元、源網荷儲良性互動的特徵，新增了對新能源、新型儲能、負荷側併網主體等併網技術指導及管理要求。按照國務院《2030年前碳達峯行動方案》有關要求，擴大了輔助服務提供主體範圍，通過市場機制充分挖掘供需兩側的靈活調節能力，更加適應新型電力系統需求，促進推動能源低碳轉型，推動落實碳達峯、碳中和目標。

二是豐富電力輔助服務新品種。為適應高比例新能源、高比例電力電子設備接入系統的需要，平抑新能源間隙性、波動性對電力系統運行帶來的擾動影響，新增了轉動慣量、爬坡、穩定切機、穩定切負荷等輔助服務品種，進一步促進新能源消納，提升電力系統可靠性和電能質量，更好地保障能源安全與推動綠色低碳發展。

三是完善用户分擔共享新機制。深入貫徹落實中發〔2015〕9號文等中央文件精神，按照“誰受益、誰承擔”的原則，進一步完善輔助服務考核補償機制，明確跨省跨區發電機組參與輔助服務的責任義務、參與方式和補償分攤原則，建立用户參與的分擔共享機制。將以往僅可向下調節的用户可中斷負荷，拓展到“能上能下”的用户可調節負荷，用户可結合自身負荷特性，承擔必要的輔助服務費用或按照貢獻獲得相應的經濟補償，通過市場機制提升需求側調節能力。

四是健全市場形成價格新機制。在現階段以調峯輔助服務市場化交易為主的基礎上，持續推動調頻、備用、轉動慣量、爬坡等品種以市場競爭方式確定輔助服務提供主體，形成交易價格，降低系統輔助服務成本，更好地發揮市場在資源配置中的決定性作用。

問：《規定》主要修訂內容有哪些?

答：《規定》共6章32條，重點對包括新能源在內的發電側併網主體、新型儲能、用户可調節負荷等併網管理內容進行了修訂完善。

一是進一步明確適用範圍。結合我國碳達峯、碳中和目標和構建新型電力系統的需求，擴展了《規定》的適用範圍，明確本規定適用於省級及以上電力調度機構直接調度的發電側併網主體和新型儲能，負荷側併網主體和省級以下電力調度機構調度管轄範圍內的併網主體，視其對電力系統運行的影響參照執行。

二是進一步規範運行管理。根據電力市場建設實際，增加併網主體應執行市場出清的運行方式和發電調度計劃曲線;進一步明確發電側併網主體調頻調壓能力和具體指標;強調對非計劃停運/脱網等進行考核;提出黑啓動電源必須及時可靠地執行黑啓動預案等相關規定;新增明確二次調頻、調壓、新能源場站、新型儲能和用户側可調節負荷的技術指導和管理內容。

三是進一步明確職責分工。明確了能源監管機構、電網企業、電力調度機構、電力交易機構在各地併網運行管理實施細則的修訂和實施等方面的職責。在信息披露方面，根據廣大市場主體對信息公開的需求，明確電力調度機構、電力交易機構按職責分工向所有市場主體披露相關考核和返還結果。在監督管理方面，明確了國家能源局派出機構對轄區內電力併網運行行為進行監管、協調和調解，並可根據實際需要組織對電力調度機構和電力交易機構的執行情況進行評估和監管。

問：《辦法》主要修訂內容有哪些?

答：《辦法》共9章40條，重點對輔助服務提供主體、交易品種分類、電力用户分擔共享機制、跨省跨區輔助服務機制等進行了補充深化。

一是進一步擴大了輔助服務提供主體。按照國務院《2030年前碳達峯行動方案》有關要求，將提供輔助服務主體範圍由發電廠擴大到包括新型儲能、自備電廠、傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡、聚合商、虛擬電廠等主體，促進挖掘供需兩側的靈活調節能力，加快構建新型電力系統。

二是進一步規範輔助服務分類和品種。對電力輔助服務進行重新分類，分為有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務，其中有功平衡服務包括調頻、調峯、備用、轉動慣量、爬坡等電力輔助服務，事故應急及恢復服務包括穩定切機服務、穩定切負荷服務和黑啓動服務。考慮構建新型電力系統的發展需求，此次新增引入轉動慣量、爬坡、穩定切機服務、穩定切負荷服務等輔助服務新品種。

三是進一步明確補償方式與分攤機制。強調按照“誰提供、誰獲利;誰受益、誰承擔”的原則，確定補償方式和分攤機制。明確了各類電力輔助服務品種的補償機制，其中固定補償方式確定補償標準時應綜合考慮電力輔助服務成本、性能表現及合理收益等因素，按“補償成本、合理收益”的原則確定補償力度;市場化補償形成機制應遵循考慮電力輔助服務成本、合理確定價格區間、通過市場化競爭形成價格的原則。在分攤方面，強調為電力系統運行整體服務的電力輔助服務，補償費用由發電企業、市場化電力用户等所有併網主體共同分攤，逐步將非市場化電力用户納入補償費用分攤範圍。原則上，為特定發電側併網主體服務的電力輔助服務，補償費用由相關發電側併網主體分攤。為特定電力用户服務的電力輔助服務，補償費用由相關電力用户分攤。

四是逐步建立電力用户參與輔助服務分擔共享機制。根據不同類型電力用户的用電特性，因地制宜制定分擔標準。電力用户可通過獨立或委託代理兩種方式參與電力輔助服務，其費用分攤可採取直接承擔或經發電企業間接承擔兩種方式。在電費賬單中單獨列支電力輔助服務費用。對於不具備提供調節能力或調節能力不足的電力用户、聚合商、虛擬電廠應按用電類型、電壓等級等方式參與分攤電力輔助服務費用，或通過購買電力輔助服務來承擔電力輔助服務責任。

五是健全跨省跨區電力輔助服務機制。考慮跨省跨區送電規模日益增長，明確跨省跨區送電配套電源機組均應按照本辦法納入電力輔助服務管理，原則上根據調度關係在送端或受端電網參與電力輔助服務，不重複參與送、受兩端電力輔助服務管理。強調為保障跨省跨區送電穩定運行提供電力輔助服務的發電機組，應當獲得相應的電力輔助服務補償。

六是進一步明確職責分工。明確能源監管機構、電網企業、電力調度機構、電力交易機構在各地電力輔助服務管理實施細則和市場交易規則的修訂、實施等方面的職責，以及與現貨市場的銜接。在信息披露方面，根據廣大市場主體對信息公開的需求，明確信息披露的原則、內容、信息公示流程和相關方職責，要求電力調度機構、電力交易機構按職責分工向所有市場主體披露相關考核和補償結果。

問：電力輔助服務價格將如何制定?

答：根據國家能源局“三定”方案規定，國家能源局負責擬訂頒佈電力輔助服務價格，監督檢查各項輔助服務收費標準。據初步統計，現階段包括調峯在內的輔助服務費用約佔全社會總電費的1.5%。根據國際經驗，電力輔助服務費用一般在全社會總電費的3%以上，該比例隨着新能源大規模接入還將不斷增加。電力輔助服務的補償和分攤費用可以由固定補償和市場化形成兩種方式，此前我們也在多項政策文件中明確輔助服務費用包含在用户用電價格中，並在交易電價中單獨列支。初步考慮，可由各派出機構結合各地實際，確定具體的輔助服務品種和價格標準，報國家能源局後執行。

問：下一步如何推動各地有效落實《辦法》《規定》?

答：原版印發距今已15年，這次修訂非常重要，也非常必要，既是貫徹落實黨中央、國務院有關精神的有效舉措，也符合廣大市場主體的實際需求。我們通過幾輪徵求意見，各地相關部門、發電企業、電網企業和調度交易機構對文件出台已有充分預期，希望儘快出台為各地推進市場建設提供依據。在徵求意見過程中，南方區域調頻市場、華東區域備用市場等區域輔助服務市場已相繼啓動，《川渝一體化電力調峯輔助服務市場運營規則(試行)》也已於不久前正式印發。

下一步，國家能源局將指導派出機構儘快組織相關部門和單位制修訂各地現行管理實施細則和市場交易規則，確保政策落實落細落地。

一是國家能源局各區域監管局將根據《辦法》《規定》，按照公開、透明、經濟的原則，商相關省監管辦、電網企業、併網主體組織修訂本區域管理實施細則和市場交易規則，報國家能源局備案後施行。實施細則和市場交易規則中應明確提供併網主體的具體範圍、性能指標(參數)、輔助服務品種、需求確定原則、市場出清機制、補償分攤標準、信息披露細則等內容。

二是各省監管辦要在本區域實施細則和市場交易規則的基礎上，結合各省(區)實際情況約定不同考核、補償標準或價格機制，修訂轄區內實施細則和市場交易規則，保持實施細則和市場交易規則在區域內的基本統一和相互協調，這也是落實中央深改委關於加快建設全國統一電力市場體系的重要舉措。

同時，也請各有關方能夠一如既往地支持這項工作，規範電力併網運行和輔助服務管理，進一步發揮電力輔助服務市場在推動能源清潔低碳轉型和能源高質量發展中的支撐作用。

本文選編自“國家能源局”；智通財經編輯：徐文強。