8月31日，國家能源局發布《并網主體并網運行管理規定（征求意見稿）》、《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》，并向社會公開征求意見。

《征求意見稿》明確，該管理規定適用于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、抽水蓄能、新型儲能等并網主體。電力輔助服務提供主體包括火電、水電、核電、風電、光伏發電、抽水蓄能、新型儲能等以及能夠響應調度指令的用戶可調節負荷（包括通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合的可調節負荷）等并網主體。文件自發布之日起實施，有效期5年。

國家能源局綜合司關于公開征求對《并網主體并網運行管理規定（征求意見稿）》《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》意見的公告

為深入貫徹落實國家碳達峰、碳中和決策部署，推動構建以新能源為主體的新型電力系統，保障電力系統安全、優質、經濟運行，規范電力系統并網運行管理和輔助服務管理，國家能源局組織對《發電廠并網運行管理規定》（電監市場〔2006〕42號）和《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場〔2006〕43號）進行修訂，形成了《并網主體并網運行管理規定（征求意見稿）》和《電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）》，現向社會公開征求意見。

歡迎有關單位和社會各界人士提出寶貴意見建議，自本公告發布之日起30日內傳真至010-81929559，或通過電子郵件發至neajgs@163.com。

感謝您的參與和支持! 

附件：

1.并網主體并網運行管理規定（征求意見稿） 

2.電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）

國家能源局綜合司

2021年8月30日

附件1

并網主體并網運行管理規定（征求意見稿）

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，落實碳達峰、碳中和目標，構建以新能源為主體的新型電力系統，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，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》《電網調度管理條例》《電網調度管理條例實施辦法》《電網運行規則（試行）》等有關法律、法規、部門規章、規范性文件、標準等，制定本規定。

第二條 本規定適用于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、抽水蓄能、新型儲能等并網主體，能夠響應省級及以上電力調度機構指令的可調節負荷（包括通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合的可調節負荷）、自備電廠，以及可通過市級及以下電力調度機構間接調度的有條件參與的并網主體（以下統稱并網主體）。

第三條 并網主體并網運行遵循電力系統客觀規律和電力商品經濟特征以及國家能源發展戰略的要求，實行統一調度、分級管理，堅持以保障安全為底線，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。并網主體、電網企業均應當嚴格遵守國家有關法律法規、標準以及所在電網的電力調度管理規程，共同維護電力系統安全穩定運行。

第五條 發電側并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PSS裝置、調速系統、直流系統、調頻、調壓、網絡安全、新能源功率預測系統、高壓側或升壓站電氣設備，應納入電力系統統一規劃、設計、建設和運行管理，滿足國家有關規定和安全性評價要求。有關運行和檢修安全管理制度、操作票和工作票制度等，應符合國家能源局派出機構及所在電網有關安全管理的規定。其他并網主體在規劃、設計、建設和運行管理中涉及電網安全穩定運行的，應滿足國家有關規定要求。

第六條 并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 發電側并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《并網調度協議（示范文本）》和《購售電合同（示范文本）》及時簽訂并網調度協議和購售電合同，不得無協議并網運行。其他并網主體按照有關規定簽訂相關協議和合同。

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；涉及并網主體的，并網主體應制定整改計劃并予落實。當發生電網事故或網絡安全事件時，發電側并網主體在未查明原因前不得并網，其他并網主體在未查明原因前不得參與電網調節。

第九條 并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，參加電網反事故演練。并網主體應切實落實調度機構的反事故措施安排。

第十條 電力調度機構應及時向并網主體通報電力系統事故情況、原因及影響分析。并網主體應按照有關規定配合相關機構進行事故調查，落實防范措施。

第十一條 并網主體應嚴格執行電力調度機構制定的運行方式和發電調度計劃曲線。并網主體運行必須嚴格服從電力調度機構指揮，并迅速、準確執行調度指令，不得以任何借口拒絕或者拖延執行。若并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值班調度員報告并說明理由，由電力調度機構值班調度員決定是否繼續執行。

第十二條 并網主體應在電力調度機構的統一調度下，落實調頻、調壓的有關措施，保證電能質量符合國家標準。

（一）發電側并網主體應根據國家能源局派出機構的有關規定要求，具備相應的自動發電控制（AGC）和自動電壓控制（AVC）功能。

（二）發電側并網主體的調頻調壓能力和具體指標應滿足國家能源局派出機構的有關規定要求。

對發電側并網主體一次調頻的考核內容，包括投入情況及相關性能。對發電側并網主體提供AGC服務的考核內容，包括AGC機組的可用率、調節容量、調節速率、調節精度和響應時間。

AGC機組的可用率必須達到規定要求，達不到要求的按照其可用率的缺額進行考核。

AGC機組的調節容量必須達到額定容量的一定比例，達不到要求的按照調節容量缺額進行考核。

AGC機組的調節速率必須達到規定要求，達不到要求的運行機組在其投入運行的時段按照其調節速率的缺額進行考核。

AGC機組的調節精度必須達到規定要求，達不到要求的運行機組，按照投入運行時段的調節精度缺額進行考核。

AGC機組的響應時間必須達到規定要求，達不到要求的按未達到要求的次數進行考核。

對發電側并網主體無功服務的考核內容，包括投運情況和調節性能。

無功補償裝置或AVC裝置的投運率必須達到規定要求，達不到要求的按照其投運率的缺額進行考核。

AVC調節合格率必須達到規定要求，達不到要求的按照其合格率的缺額進行考核。

發電側并網主體母線電壓合格率必須達到規定要求，達不到要求的按照其合格率的缺額進行考核。

（三）提供調頻調壓的其他并網主體，調頻調壓能力和具體指標應滿足國家有關規定和國家能源局派出機構的具體要求。

第十三條 發電側并網主體應根據國家有關規定和自身能力參與電力系統調峰，調峰能力應達到所在地區的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峰能力的缺額進行考核。并網主體參與電力系統調峰時，調頻、調壓等涉網性能應滿足所在地區的國家能源局派出機構及所在電網的要求。

第十四條 電力調度機構依據所在地區的國家能源局派出機構制定的并網運行管理實施細則對發電側并網主體非計劃停運/脫網、調度指令執行偏差以及新能源場站新能源功率預測偏差等運行情況進行考核。

第十五條 黑啟動電源點由電力調度機構控制區電網的黑啟動預案確定。作為黑啟動電源的并網主體，應按照相關規定做好各項黑啟動安全管理措施。黑啟動電源點在電網需要提供服務時，黑啟動并網主體必須及時可靠地執行黑啟動預案，幫助系統恢復正常運行。由于并網主體自身原因未能完成黑啟動任務的，應進行考核。

第十六條 發電側并網主體應根據有關設備檢修規定、規程等和設備健康狀況，提出設備檢修計劃申請，并按電力調度機構的要求提交。電力調度機構統籌安排管轄范圍內發電側并網主體的設備檢修計劃。

（一）檢修計劃確定之后，雙方應嚴格執行。

（二）發電側并網主體變更檢修計劃，應提前向電力調度機構申請并說明原因，電力調度機構視電網運行情況和其他發電側并網主體的檢修計劃統籌安排；確實無法安排變更時，應及時通知該發電側并網主體按原批復計劃執行，并說明原因。因電網原因需變更發電側并網主體檢修計劃時，電網企業和并網主體應按照事前約定或事后協商的方式解決。

（三）電網一、二次設備檢修如影響發電側并網主體發電或提供輔助服務能力等，應盡可能與發電側并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調度管轄范圍內繼電保護及安全自動裝置、電力調度自動化及通信、網絡安全、調頻、調壓等二次設備的檢修。發電側并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準后執行。電力調度機構管轄范圍內的二次設備檢修應盡可能與發電側并網主體一次設備的檢修相配合，原則上不應影響一次設備的正常運行。

第十八條 電力調度機構管轄范圍內的設備（裝置）參數整定值和保護壓板應按照電力調度機構下達的整定值和運行管理規定執行。并網主體改變其狀態和參數前，應當經電力調度機構批準。

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，開展發電側并網主體技術指導和管理工作。技術指導和管理的范圍主要包括：發電側并網主體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PSS裝置、調速系統和一次調頻系統、二次調頻、調壓、直流系統、網絡安全、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機網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繼電保護和安全自動裝置檢驗、反事故措施執行、軟件版本、缺陷處理等情況：

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. 因發電側并網主體原因造成接入電網事故情況。

4. 因發電側并網主體原因造成繼電保護和安全自動裝置不能正常投入造成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技術監督總結的情況。按評價規程定期向電力調度機構報告繼電保護動作報表的情況。

7. 保證電力系統安全穩定運行的繼電保護管理要求。

8. 保證電力系統安全穩定運行的繼電保護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. 因發電側并網主體原因造成通信事故情況。

4. 因發電側并網主體通信責任造成電網繼電保護、安全自動裝置、調度自動化通道及調度電話中斷情況。

5. 調度電話通道中斷情況。

6. 因發電側并網主體原因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. 發電側并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. 發電側并網主體調度自動化設備重大問題按期整改情況。

3. 發電側并網主體執行調度自動化有關運行管理規程、規定的情況。

4. 發電側并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/APC控制情況以及調度自動化設備運行情況。

5. 發電側并網主體網絡安全防護措施落實情況和網絡安全風險評估的開展情況。

（四）勵磁系統和PSS裝置技術指導和管理內容包括：

1. 勵磁系統和PSS裝置強勵水平、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和PSS裝置有關技術性能參數。

3. 發電側并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。

（五）調速系統和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，技術規范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能源局派出機構及所在電網的要求。

3. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變調速系統和一次調頻系統有關技術性能參數。

4. 發電側并網主體應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。

（六）二次調頻技術指導和管理內容包括：

1. 發電側并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，技術規范應滿足接入電網安全穩定運行的要求。

2. 發電側并網主體執行二次調頻有關運行管理規程、規定的情況。

3. 發電側并網主體二次調頻系統運行、檢修和網絡安全防護等情況。

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

5. 發電側并網主體二次調頻有關設備重大問題按期整改情況。

（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能源局派出機構及所在電網的要求。

2. 發電側并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，應具備一次調頻、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，并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，應配置有功功率控制系統，接收并執行電力調度機構發送的有功功率控制信號。

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

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，并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. 發生發電機組大面積脫網，新能源場站應及時報告有關電力調度機構，未經允許不得擅自并網。

（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）發電側并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. 發電側并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）發電機組涉及機網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. 技術規范是否滿足接入電網安全穩定運行要求。

（十二）發電側并網主體設備參數管理內容包括：

1. 發電側并網主體應向電力調度機構提供發電機、變壓器、勵磁系統和PSS裝置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 新型儲能和負荷側并網主體涉及的技術指導和管理工作，按照有關規定參照發電側并網主體技術指導和管理相關要求執行。技術指導和管理的范圍可包括：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、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，技術規范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。

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. 網絡安全防護措施落實情況和網絡安全風險評估的開展情況。

6. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變有關技術性能參數。

（二）負荷側并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、規定的要求。

4.網絡安全防護措施落實情況和網絡安全風險評估的開展情況。

第三章 考核實施

第二十一條 國家能源局派出機構組織電力調度機構、并網主體依據本規定制定具體實施細則，電力調度機構負責并網運行管理考核的具體實施工作。

第二十二條 按照專門記賬、收支平衡原則，電力調度機構對并網主體運行情況進行考核，考核結果報國家能源局派出機構備案，由國家能源局派出機構審核并定期公示，無異議后執行。考核內容應包括安全、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，已通過市場機制實現的不在實施細則中再次考核。

第二十三條 電力調度機構負責并網運行管理考核費用的計算以及考核條款執行情況的解釋。電力交易機構負責向國家能源局及其派出機構報送考核情況并披露有關信息。電網企業負責向各并網主體按照規則開展考核費用結算。

第二十四條 并網主體運行管理考核原則上采取收取考核費用的方式。考核費用實行專項管理，費用返還可全部用于考核返還獎勵或按輔助服務補償貢獻量大小向有關并網主體進行返還。

第四章 監督管理

第二十五條 國家能源局派出機構對轄區內并網主體并網運行管理實施細則執行情況實施監管，調解轄區內并網運行管理爭議。

第二十六條 建立并網調度協議和購售電合同備案制度。合同（協議）雙方應定期簽訂并網調度協議和購售電合同，并按照在合同（協議）簽訂后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并網調度協議和購售電合同的，雙方直接向國家能源局備案。

第二十七條 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，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國家能源局南方監管局。相關電力調度運行管理情況按有關規定，在電力調度交易與市場秩序廠網聯席會議上通報。

第五章 附 則

第二十八條 國家能源局各區域監管局根據本規定，商相關省監管辦、電網企業、并網主體等修訂本區域并網主體并網運行管理實施細則，報國家能源局備案后施行。各省監管辦在本區域實施細則的基礎上修訂轄區內實施細則。工作中發現的重大問題應及時向國家能源局報告。

第二十九條 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。

第三十條 本規定自發布之日起施行，有效期5年。原《發電廠并網運行管理規定》(電監市場〔2006〕42號)同時廢止。

附件2

電力系統輔助服務管理辦法（征求意見稿）

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，落實碳達峰、碳中和目標，構建以新能源為主體的新型電力系統，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，建立用戶參與的電力輔助服務分擔共享新機制，規范電力輔助服務管理，根據《中華人民共和國電力法》《電力監管條例》《國家發展改革委國家能源局關于提升電力系統調節能力的指導意見》《國家能源局關于印發<完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案>的通知》等有關法律、法規、規范性文件、標準等，制定本辦法。

第二條 電力系統輔助服務（以下簡稱電力輔助服務）是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網企業和儲能設施、參與市場化交易的電力用戶（以下簡稱電力用戶）以及聚合商、虛擬電廠等第三方提供的服務。

第三條 本辦法適用于省級及以上電力調度機構調度管轄范圍內電力輔助服務的提供、調用、考核、補償、結算和監督管理等，電力輔助服務提供主體包括火電、水電、核電、風電、光伏發電、抽水蓄能、新型儲能等以及能夠響應調度指令的用戶可調節負荷（包括通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合的可調節負荷）等并網主體（以下統稱“并網主體”）。市級及以下電力調度機構調度的并網資源和具備條件的自備電廠可一并納入所在地區電力輔助服務管理實施細則或市場交易規則。

第二章 定義與分類

第四條 電力輔助服務的種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。

第五條 有功平衡服務包括一次調頻、二次調頻、調峰、備用、轉動慣量、爬坡等電力輔助服務。

（一） 調頻是指電力系統頻率偏離目標頻率時，并網主體通過調速系統、自動功率控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。調頻分為一次調頻和二次調頻。一次調頻是指當電力系統頻率偏離目標頻率時，常規機組通過調速系統的自動反應、新能源和儲能等并網主體通過快速頻率響應，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。二次調頻是指并網主體通過自動功率控制技術，包括自動發電控制（AGC）、自動功率控制（APC）等，跟蹤電力調度機構下發的指令，按照一定調節速率實時調整發用電功率，以滿足電力系統頻率、聯絡線功率控制要求的服務。

（二） 調峰是指為了跟蹤負荷的峰谷變化及新能源出力變化，并網主體根據調度指令進行的發/用電功率調整或啟停所提供的服務。

（三） 備用是指為了保證電力系統可靠供電，并網主體通過預留調節能力，并在規定的時間內響應調度指令所提供的服務。

（四） 轉動慣量是指在系統頻率變化率超出閾值時，并網主體根據自身慣量特性通過有功功率的快速控制，提供響應系統頻率變化率的快速正阻尼調節，阻止系統頻率突變所提供的服務。

（五） 爬坡是指為應對間歇性可再生能源發電波動等不確定因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，具備較強爬坡能力的并網主體根據調度指令要求調整出力，用以維持系統功率平衡所提供的服務。

第六條 無功平衡服務即電壓控制服務，電壓控制服務是指為保障電力系統電壓穩定，并網主體根據調度下發的電壓、無功出力等控制調節指令，通過自動電壓控制（AVC）、調相運行等方式，向電網注入、吸收無功功率，或調整無功功率分布所提供的服務。

第七條 事故應急及恢復服務包括穩控切機服務、快速切負荷服務和黑啟動服務。

（一） 穩控切機服務是指電網發生故障時，穩控裝置正確動作后，發電機組自動與電網解列所提供的服務。

（二） 快速切負荷服務是指電網發生故障時，穩控裝置正確動作切除部分用戶負荷,用戶以損失負荷來確保電網安全穩定所提供的服務。

（三） 黑啟動是指電力系統大面積停電后，在無外界電源支持情況下，由具備自啟動能力的發電機組或抽水蓄能、新型儲能等所提供的恢復系統供電的服務。

第三章 提供與調用

第八條 電力輔助服務的提供方式分為基本電力輔助服務和有償電力輔助服務。基本電力輔助服務為并網主體義務提供，不進行補償。有償電力輔助服務可通過固定補償或市場化方式提供，所提供的電力輔助服務應達到規定標準，鼓勵采用競爭方式確定承擔電力輔助服務的并網主體，市場化方式包括集中競價、公開招標/掛牌/拍賣、雙邊協商等。積極推進新型儲能、用戶可調節負荷、聚合商、虛擬電廠等資源參與電力輔助服務。

第九條 并網主體有義務提供基礎技術參數以確定各類電力輔助服務的能力，應向電力調度機構提供由具備相應資質的單位出具電力輔助服務能力測試報告，或滿足相關技術要求的參數指標。

第十條 為保證電力系統平衡和安全，電力輔助服務應按照有關國家、行業標準或規定進行選取和調用。未開展市場化交易的電力輔助服務品種，提供主體由電力調度機構根據并網主體特性和電網情況合理安排；已開展市場化交易的的電力輔助服務品種，提供主體根據市場出清結果確定。

第四章 補償方式與分擔機制

第十一條 國家能源局派出機構根據當地電網運行需求和特性，確定各類電力輔助服務的補償類型。

第十二條 對各類并網主體參與的有償電力輔助服務，應根據其提供電力輔助服務的種類和性能，制定差異化補償標準。國家能源局派出機構在制定電力輔助服務管理實施細則或市場交易規則時，應合理確定電力輔助服務品種，建立相應補償和考核機制。

第十三條 國家能源局派出機構在制定電力輔助服務管理實施細則時，原則上主要對通過義務提供、固定補償方式獲取的電力輔助服務品種的相關機制進行約定；在制定電力輔助服務市場交易規則時，主要對通過市場化方式獲取的一次調頻、二次調頻、調峰、備用、轉動慣量、爬坡等電力輔助服務品種的相關機制進行約定。

第十四條 各電力輔助服務品種補償機制參見附件。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制定，按“補償成本、合理收益”的原則確定補償力度；市場化方式確定補償標準應遵循通過市場化競爭形成價格的原則。

第十五條 承諾提供電力輔助服務的并網主體，在實際運行中，未按照約定提供有效電力輔助服務的，按照電力輔助服務管理實施細則或市場交易規則進行考核，電力輔助服務管理實施細則的考核辦法參照并網主體并網運行管理規定執行。

第十六條 國家能源局派出機構在制定電力輔助服務管理實施細則或市場交易規則過程中，應合理明確電力輔助服務需求的確定原則，制定電力輔助服務補償費用的分攤標準及市場交易規則，并根據需要進行動態調整完善。

（一） 對采用電力輔助服務管理實施細則管理的電力輔助服務品種，應建立相關考核機制，考核費用的收支管理可獨立進行或與補償費用一并進行。對已開展市場化交易的電力輔助服務品種，應在市場交易規則中約定考核機制，且考核費用需與補償費用一并進行收支管理，具體費用分攤機制可參照本辦法要求自行制定。

（二） 為電力系統運行整體服務的電力輔助服務品種，補償費用由包括發電企業、電力用戶在內的所有并網主體共同分攤。為特定發電側并網主體服務的電力輔助服務品種，補償費用由相關發電側并網主體分攤。為特定電力用戶服務的電力輔助服務品種，補償費用由相關電力用戶主體分攤。

（三） 根據各并網主體對不同類型電力輔助服務的差異化需求及使用情況，確定各并網主體承擔電力輔助服務補償費用標準。

第十七條 已開展市場化交易的電力輔助服務品種，根據市場交易規則進行清算、結算。未開展市場化交易的電力輔助服務品種，按月進行電力輔助服務補償清算、結算。

第十八條 市級及以下電力調度機構直接調度的并網主體和自備電廠等，具備相關調度、計量、結算等要求的，可通過獨立單元、聚合商和第三方代理等形式，納入所在地區電力輔助服務管理實施細則或市場交易規則管理范圍。

第十九條 通過采取購買調峰資源或調峰服務方式建設的可再生能源發電項目，入市前項目主體應當向調度機構申報承擔輔助服務責任的主體，并報所在地國家能源局派出機構備案，避免重復考核或補償。

第二十條 按照專門記賬、收支平衡原則，電網企業對電力輔助服務補償和考核費用進行管理。電力輔助服務補償和考核結果報國家能源局派出機構備案，由國家能源局派出機構審核并向并網主體公示，無異議后執行。

第五章 電力用戶參與輔助服務分擔共享機制

第二十一條 按照“誰提供，誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，逐步建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，因地制宜區分不同類別用電特性電力用戶的分擔標準。電力用戶可通過獨立參與、委托代理參與方式參與電力輔助服務。

（一）獨立參與方式：具備與電力調度機構數據交互，能夠響應實時調度指令的電力用戶可作為可調節負荷獨立參與電力輔助服務，根據系統運行需要和自身情況，響應電力調度機構調節指令，調節自身用電負荷曲線，提供電力輔助服務，納入輔助服務補償和分攤機制。不具備提供調節能力的電力用戶參與分攤輔助服務費用。

（二）委托代理參與方式：電力用戶也可與聚合商、虛擬電廠簽訂委托代理協議，按照公平合理原則協商確定補償和分攤分配方式，由其代理參與電力輔助服務。聚合商、虛擬電廠參與方式同電力用戶獨立參與。

不具備提供調節能力或調節能力不足的電力用戶、聚合商可通過購買電力輔助服務來承擔電力輔助服務責任，相應的電力輔助服務責任確定機制由各地實施細則或市場交易規則明確。

第二十二條 電力用戶簽訂的帶負荷曲線電能量交易合同中應明確承擔輔助服務的責任和費用的相關條款，并滿足所參加電力輔助服務的技術要求，參照發電企業標準進行補償和分攤，隨電力用戶電費一并結算。電費賬單中單獨列支電力輔助服務費用。費用補償和分攤可采取以下兩種方式：

（一）電力用戶直接承擔電力輔助服務費用方式：與電力用戶開展電能量交易的發電企業相應電能量交易電量不再參與電力輔助服務費用分攤，由電力用戶按照當地實施細則有關規定承擔電力輔助服務費用分攤。

（二）電力用戶經發電企業間接承擔方式：電力用戶與發電企業協商開展電能量交易電價時約定電能量交易電價包含電力輔助服務費用，發電企業電能量交易電量應繼續承擔電力輔助服務費用分攤。

第六章 跨省跨區電力輔助服務機制

第二十三條 跨省跨區送電配套電源機組、“點對網”機組、“點對點”機組、“網對網”機組均應按照本辦法納入電力輔助服務管理，根據實際運行情況在受端電網或送端電網參與電力輔助服務，原則上不重復參與送、受兩端電力輔助服務管理。

第二十四條 為保障跨省跨區送電通道穩定運行、保障送電能力穩定而提供電力輔助服務的發電機組，應獲得電力輔助服務補償。

第二十五條 參與國家指令性計劃、地方政府協議跨省跨區送電發電機組與參與市場化跨省跨區電能交易的發電機組按照同一標準和要求參與電力輔助服務管理。

第二十六條 與受端電網發電機組屬于同一調度關系的跨省跨區送電發電機組，視同受端電網發電機組參與受端電網輔助服務管理。

第二十七條 納入受端地區電力輔助服務管理的跨省跨區送電發電機組，視同受端電網發電機組參與電力輔助服務補償和考核，根據提供的電力輔助服務獲得或者支付補償費用。

第二十八條 與電力用戶跨省跨區開展“點對點”電能量交易的發電機組參與輔助服務管理，按照上述第二十一條、第二十二條執行。

第二十九條 由于跨省跨區線路檢修停運等原因，跨省跨區配套機組臨時向其他地區送電時，原則上應同時參與送端輔助服務管理。

第三十條 跨省跨區電能交易的購售雙方應在協商跨省跨區電能交易價格中明確輔助服務費用，對受端或送端電網提供電力輔助服務的并網主體予以合理補償。

第三十一條 跨省跨區電力輔助服務費用隨跨省跨區電能交易電費一起結算，相關電網企業應對結算工作予以必要的支持。

第七章 監督管理

第三十二條 國家能源局及其派出機構負責電力輔助服務的監督與管理，監管本辦法的實施。國家能源局派出機構負責電力輔助服務管理，建設電力輔助服務市場交易機制，制定電力輔助服務管理實施細則和市場交易規則，組織電網企業和并網主體確定輔助服務補償標準或價格，監管輔助服務實施細則和市場交易規則的執行、輔助服務的需求確定和評估實際執行效果等工作。

第三十三條 電力調度機構負責電力輔助服務的選取、調用、計量和費用計算、數據統計和公示、技術支持系統建設運行以及相關條款執行情況的解釋。

第三十四條 電力輔助服務計量以電力調度指令、電力調度機構調度自動化系統采集的實時數據、電能量計量裝置的數據等為依據。

第三十五條 電網頻率、實際有功（無功）出力和發、用電負荷指令按國家和行業標準規定的周期進行采樣。電能量計量裝置的數據按國家和行業標準規定周期存儲電量值。

第三十六條 電力調度機構和交易機構按照職責分工，向國家能源局及其派出機構報送電力輔助服務補償情況并按照監管機構要求披露考核、補償等相關信息。

第三十七條 電網企業根據國家能源局派出機構要求負責向各并網主體開展補償費用結算。

第八章 附 則

第三十八條 國家能源局各區域監管局根據本辦法，商相關省監管辦、電網企業、并網主體組織修訂本區域電力輔助服務管理實施細則和市場交易規則，報國家能源局備案后施行。各省監管辦在區域細則的基礎上修訂轄區內實施細則和市場交易規則。實施細則中應明確提供電力輔助服務的并網主體的具體范圍、性能指標（參數）、輔助服務品種、需求確定原則、市場出清機制、補償分攤標準等內容。工作中發現的重大問題應及時向國家能源局報告。

電力現貨試點地區，由國家能源局派出機構根據當地電力系統運行需要和電力市場建設實際，統籌做好銜接，制定電力輔助服務市場交易規則。

第三十九條 本辦法由國家能源局負責解釋，國家能源局其他相關文件與本辦法不一致的，以本辦法為準。

第四十條 本辦法自發布之日起實施，有效期5年。原《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場〔2006〕43號）同時廢止。

來源：國家能源局