智通财经APP获悉，据国家能源12月27日消息，近日，国家能源局印发《电力并网运行管理规定》。国家能源局市场监管司负责人就《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》答记者问。负责人表示，2021年，在各方努力下，电力辅助服务市场切实发挥电力系统“调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生能源消纳水平。今年，预计全国范围内增加系统调峰能力9000万千瓦，相当于90座百万千瓦级抽水蓄能电站，为清洁能源增加发电空间近800亿千瓦时，减少近1亿吨二氧化碳排放。
原文如下：
(一)发电侧并网主体应根据国家能源局派出机构有关规定要求，具备相应的一次调频、自动发电控制(AGC)和无功服务能力。
(二)发电侧并网主体的调频、调压能力和具体指标应满足有关规定和具体要求。
对发电侧并网主体一次调频的考核内容，包括一次调频可用率、调节容量、调节速率、调节精度、响应时间及相关性能等。
对发电侧并网主体提供AGC服务的考核内容，包括AGC可用率、调节容量、调节速率、调节精度和响应时间等。
对发电侧并网主体提供无功服务的考核内容，包括无功补偿装置或自动电压控制(AVC)装置投运率、调节合格率、母线电压合格率等。受所并入电网系统电压影响，经过调整仍无法达到电压目标的不予考核。
(三)提供调频、调压的其他并网主体，调频、调压能力和具体指标应满足国家有关规定和具体要求。
(一)检修计划确定之后，双方应严格执行。
(二)发电侧并网主体变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他发电侧并网主体的检修计划统筹安排;确实无法安排变更的，应及时通知该发电侧并网主体按原批复计划执行，并说明原因。因电网原因需变更发电侧并网主体检修计划的，电网企业和并网主体应按照事前约定或事后协商的方式解决。电力调度机构和电力交易机构应按照职责分工，按要求披露相关检修计划及原因，因检修计划调整产生的经济责任，原则上由相应发起主体承担。
(三)电网一次设备检修如影响发电侧并网主体发电或提供辅助服务的，应尽可能与发电侧并网主体设备检修配合进行。
(一)继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括：
1. 装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。
2. 重大问题按期整改情况。
3. 因发电侧并网主体原因造成电力安全事故(事件)情况。
4. 因发电侧并网主体原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入导致电网安全稳定性和可靠性降低的情况。
5. 到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。
6. 按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护和安全自动装置技术监督总结情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表情况。
7. 保证电力系统安全稳定运行的继电保护和安全自动装置管理要求。
8. 保证电力系统安全稳定运行的继电保护和安全自动装置检修现场安全管理情况。
(二)调度通信技术指导和管理内容包括：
1. 设备和参数是否满足调度通信要求。
2. 重大问题按期整改情况。
3. 因发电侧并网主体原因造成通信事故情况。
4. 因发电侧并网主体通信责任造成电网继电保护和安全自动装置、调度自动化通道中断情况。
5. 调度电话通道中断情况。
6. 因发电侧并网主体通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。
(三)调度自动化技术指导和管理内容包括：
1. 发电侧并网主体调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。
2. 发电侧并网主体调度自动化设备重大问题按期整改情况。
3. 发电侧并网主体执行调度自动化有关运行管理规程、规定的情况。
4. 发电侧并网主体发生事故时遥信、遥测、顺序事件记录器(SOE)反应情况，AGC或自动功率控制(APC)控制情况和调度自动化设备运行情况。
(四)励磁系统以及电力系统稳定器技术指导和管理内容包括：
1. 励磁系统以及电力系统稳定器强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。
2. 未经电力调度机构许可，不得擅自改变励磁系统以及电力系统稳定器有关技术性能参数。
3. 发电侧并网主体按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验。
(五)调速系统以及一次调频系统技术指导和管理内容包括：
1. 调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。
2. 一次调频功能及参数是否满足国家有关规定和具体要求。
3. 未经电力调度机构许可，不得擅自改变调速系统以及一次调频系统有关技术性能参数。
4. 发电侧并网主体应按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验。
5. 发电侧并网主体应编制一次调频系统运行管理规程，制订电网大频差动作应急预案。
(六)二次调频技术指导和管理内容包括：
1. 发电侧并网主体二次调频系统的各项技术性能参数应达到国家和行业有关标准要求，技术规范应满足接入电网安全稳定运行的要求。
2. 发电侧并网主体执行二次调频有关运行管理规程、规定的情况。
3. 发电侧并网主体二次调频系统运行、检修等情况。
4. 发电侧并网主体二次调频系统与调度机构数据交互情况，以及发电侧并网主体监控系统、能量管理系统等执行所属调度机构自动化主站下发的AGC/APC指令情况。
5. 发电侧并网主体二次调频有关设备重大问题按期整改情况。
6. 发电侧并网主体执行有关规定，规范AGC参数管理相关情况。
(七)调压技术指导和管理内容包括：
1. AVC功能及参数应满足国家有关规定和具体要求。
2. 发电侧并网主体按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验以及电力调度机构认为保障电力系统安全所必须的其他试验。
3. 未经电力调度机构许可，不得擅自改变AVC有关参数。
(八)新能源场站技术指导和管理内容包括：
1. 新能源场站短路比应达到合理水平。
2. 新能源场站风机过电压保护、风机低电压保护、风机频率异常保护、光伏逆变器过电压保护、光伏逆变器低电压保护、光伏逆变器频率异常保护等涉网保护应满足国家和行业有关标准要求。
3. 应满足网源协调有关标准要求，具备一次调频、快速调压、低电压/高电压穿越能力，电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组耐受能力一致。
4. 新能源场站应具备无功功率调节能力和自动电压控制功能，按照电力调度机构要求装设自动电压控制子站，必要时应配置调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备，并保持设备运行的稳定性。
5. 新能源场站应具备有功功率调节能力，配置有功功率控制系统，接收并执行电力调度机构发送的有功功率控制信号。
6. 应提供可用于电磁和机电暂态仿真的技术资料和实测模型参数，用于电力系统稳定计算。
7. 应按国家和行业有关标准要求开展涉网试验。
8. 应开展功率预测工作，并按照有关规定报送功率预测、单机文件、气象信息、装机容量、可用容量、理论功率、可用功率等，功率预测准确性和各类数据完整性应满足国家和行业有关标准要求。
9. 发电机组发生大面积脱网，新能源场站应及时报告电力调度机构和国家能源局派出机构，未经允许不得擅自并网。
10. 新能源场站汇集系统接地方式应满足国家和行业标准要求，汇集线路故障应能快速切除。
(九)水电厂水库调度技术指导和管理内容包括：
1. 水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。
2. 水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。
3. 水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)有关运行管理规定的执行情况。
4. 水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)运行情况(运行参数和指标)。
5. 水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。
(十)发电侧并网主体高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括：
1. 发电侧并网主体高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。
2. 绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。
3. 接地网是否满足规程要求。
(十一)发电机组涉及网源协调保护的技术指导和管理内容包括：
1. 发电机定子过电压保护、转子过负荷保护、定子过负荷保护、失磁保护、失步保护、过激磁保护、频率异常保护、一类辅机保护、超速保护、顶值限制与过励限制、低励限制、过激磁限制等是否达到国家和行业有关标准要求。
2. 技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。
(十二)发电侧并网主体设备参数管理内容包括：
1. 发电侧并网主体应向电力调度机构提供发电机、变压器、励磁系统、PSS及调速系统的技术资料和实测模型参数。
2. 励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。
(一)新型储能调度技术指导和管理内容可包括：
1. 储能装置应向电力调度机构提供充放电时间、充放电速率、可调容量范围、最大可调节能力等涉网参数。
2. 继电保护、调频、调压等性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。
3. 调度通信设备和参数是否满足调度通信要求，调度电话通道中断情况。
4. 调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定的要求。
5. 由于电池寿命衰减、意外事故等造成的技术性能参数变化，应及时上报电力调度机构。
(二)负荷侧并网主体参数管理内容可包括：
1. 继电保护、调频等涉网性能参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。
2. 调度通信设备和参数是否满足调度通信要求。
3. 调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定要求。
国家能源局近日修订发布了《电力并网运行管理规定》(国能发监管规〔2021〕60号)、《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)(以下简称《规定》《办法》)，国家能源局市场监管司负责同志接受采访，回答记者提问。
近年来，我国电力行业电源结构、网架结构发生重大变化，电力装机规模持续扩大，清洁能源发展迅猛，辅助服务市场建设面临新的挑战。系统运行管理的复杂性不断提高，对辅助服务的需求量显著增加，现有辅助服务品种需进一步适应系统运行需要;仅通过发电侧单边承担整个系统辅助服务成本，已无法承载系统大量接入可再生能源产生的需求;跨省跨区交易电量规模日益扩大，省间辅助服务市场机制和费用分担原则有待完善;新型储能、电动汽车充电网络等新产业新业态也亟须市场化机制引导推动发展。
今年以来，党中央、国务院相继印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《成渝地区双城经济圈建设规划纲要》《2030年前碳达峰行动方案》等相关重要文件，明确要求完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制，大力提升电力系统综合调节能力，加快现役机组灵活性改造，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，培育发展川渝一体化电力辅助服务市场。中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出，要健全多层次统一电力市场体系，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，推动形成多元竞争的电力市场格局，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。中央经济工作会议提出，要正确认识和把握碳达峰碳中和，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。
为深入贯彻落实党中央、国务院的各项决策部署，规范电力系统并网运行和辅助服务管理，深化电力辅助服务市场机制建设，国家能源局及时修订《规定》《办法》，以辅助服务市场为抓手推动网源荷储共同发力，切实发挥电力辅助服务市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。
一是扩大电力辅助服务新主体。在原文件主要针对传统发电厂的基础上，为满足新型电力系统的建设运行需要，将《发电厂并网运行管理规定》更名为《电力并网运行管理规定》，将《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》更名为《电力辅助服务管理办法》。为适应新型电力系统主体多元、源网荷储良性互动的特征，新增了对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求。按照国务院《2030年前碳达峰行动方案》有关要求，扩大了辅助服务提供主体范围，通过市场机制充分挖掘供需两侧的灵活调节能力，更加适应新型电力系统需求，促进推动能源低碳转型，推动落实碳达峰、碳中和目标。
二是丰富电力辅助服务新品种。为适应高比例新能源、高比例电力电子设备接入系统的需要，平抑新能源间隙性、波动性对电力系统运行带来的扰动影响，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，进一步促进新能源消纳，提升电力系统可靠性和电能质量，更好地保障能源安全与推动绿色低碳发展。
三是完善用户分担共享新机制。深入贯彻落实中发〔2015〕9号文等中央文件精神，按照“谁受益、谁承担”的原则，进一步完善辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立用户参与的分担共享机制。将以往仅可向下调节的用户可中断负荷，拓展到“能上能下”的用户可调节负荷，用户可结合自身负荷特性，承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿，通过市场机制提升需求侧调节能力。
四是健全市场形成价格新机制。在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，形成交易价格，降低系统辅助服务成本，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。
一是进一步明确适用范围。结合我国碳达峰、碳中和目标和构建新型电力系统的需求，扩展了《规定》的适用范围，明确本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的发电侧并网主体和新型储能，负荷侧并网主体和省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体，视其对电力系统运行的影响参照执行。
二是进一步规范运行管理。根据电力市场建设实际，增加并网主体应执行市场出清的运行方式和发电调度计划曲线;进一步明确发电侧并网主体调频调压能力和具体指标;强调对非计划停运/脱网等进行考核;提出黑启动电源必须及时可靠地执行黑启动预案等相关规定;新增明确二次调频、调压、新能源场站、新型储能和用户侧可调节负荷的技术指导和管理内容。
三是进一步明确职责分工。明确了能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地并网运行管理实施细则的修订和实施等方面的职责。在信息披露方面，根据广大市场主体对信息公开的需求，明确电力调度机构、电力交易机构按职责分工向所有市场主体披露相关考核和返还结果。在监督管理方面，明确了国家能源局派出机构对辖区内电力并网运行行为进行监管、协调和调解，并可根据实际需要组织对电力调度机构和电力交易机构的执行情况进行评估和监管。
一是进一步扩大了辅助服务提供主体。按照国务院《2030年前碳达峰行动方案》有关要求，将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等主体，促进挖掘供需两侧的灵活调节能力，加快构建新型电力系统。
二是进一步规范辅助服务分类和品种。对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务，其中有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务，事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。考虑构建新型电力系统的发展需求，此次新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种。
三是进一步明确补偿方式与分摊机制。强调按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制。明确了各类电力辅助服务品种的补偿机制，其中固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度;市场化补偿形成机制应遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则。在分摊方面，强调为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。
四是逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制。根据不同类型电力用户的用电特性，因地制宜制定分担标准。电力用户可通过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式。在电费账单中单独列支电力辅助服务费用。对于不具备提供调节能力或调节能力不足的电力用户、聚合商、虚拟电厂应按用电类型、电压等级等方式参与分摊电力辅助服务费用，或通过购买电力辅助服务来承担电力辅助服务责任。
五是健全跨省跨区电力辅助服务机制。考虑跨省跨区送电规模日益增长，明确跨省跨区送电配套电源机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理，原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务，不重复参与送、受两端电力辅助服务管理。强调为保障跨省跨区送电稳定运行提供电力辅助服务的发电机组，应当获得相应的电力辅助服务补偿。
六是进一步明确职责分工。明确能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则的修订、实施等方面的职责，以及与现货市场的衔接。在信息披露方面，根据广大市场主体对信息公开的需求，明确信息披露的原则、内容、信息公示流程和相关方职责，要求电力调度机构、电力交易机构按职责分工向所有市场主体披露相关考核和补偿结果。
下一步，国家能源局将指导派出机构尽快组织相关部门和单位制修订各地现行管理实施细则和市场交易规则，确保政策落实落细落地。
一是国家能源局各区域监管局将根据《办法》《规定》，按照公开、透明、经济的原则，商相关省监管办、电网企业、并网主体组织修订本区域管理实施细则和市场交易规则，报国家能源局备案后施行。实施细则和市场交易规则中应明确提供并网主体的具体范围、性能指标(参数)、辅助服务品种、需求确定原则、市场出清机制、补偿分摊标准、信息披露细则等内容。
二是各省监管办要在本区域实施细则和市场交易规则的基础上，结合各省(区)实际情况约定不同考核、补偿标准或价格机制，修订辖区内实施细则和市场交易规则，保持实施细则和市场交易规则在区域内的基本统一和相互协调，这也是落实中央深改委关于加快建设全国统一电力市场体系的重要举措。
同时，也请各有关方能够一如既往地支持这项工作，规范电力并网运行和辅助服务管理，进一步发挥电力辅助服务市场在推动能源清洁低碳转型和能源高质量发展中的支撑作用。
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