电力并网运行管理规定、电力辅助服务管理办法

电力并网运行管理规定

第一章总则

第一条为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，完整准确

全面贯彻新发展理念，做好碳达峰、碳中和工作，构建新型电力系

统，深化电力体制改革，持续推动能源高质量发展，保障电力系统

安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，促进源网荷储协调发

展，维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益,

根据《中华人民共和国电力法》《电力监管条例》等有关法律法规,

制定本规定。

第二条本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的火

电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电

厂等发电侧并网主体，以及电化学、压缩空气、飞轮等新型储能。

传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能

够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形

式聚合）等负荷侧并网主体，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本规定执行。

第三条并网主体并网运行遵循电力系统客观规律、市场经济

规律以及国家能源发展战略的要求，实行统一调度、分级管理，贯

彻安全第一方针，坚持公开、公平、公正的原则。

第二章运行管理

第四条电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导

和协调。并网主体、电网企业均应严格遵守国家有关法律法规、标

准以及电力调度管理规程、电气设备运行规程，共同维护电力系统

安全稳定运行。

第五条发电侧并网主体中涉及电网安全稳定运行的继电保护

和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和电

力系统稳定器、调速系统和一次调频系统、二次调频、调压、直流

系统、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高

压侧或升压站电气设备以及涉及网源协调的有关设备和参数等，规

划、设计、建设和运行管理应满足国家法律法规、行业标准及电网

稳定性要求。有关运行和检修管理、操作票和工作票等制度，应符

合国家、行业等有关规定和具体要求。其他并网主体的规划、设计、

建设和运行管理应满足国家法律法规、行业标准及电网稳定性要求。

第六条并网主体应确保涉网一、二次设备满足电力系统安全

稳定运行及有关标准的要求。

第七条并网主体应与电网企业根据平等互利、协商一致和确

保电力系统安全运行的原则，参照国家有关部门制订的《并网调度

协议》《购售电合同》等示范文本及时签订并网调度协议和购售电

合同，无协议（合同）不得并网运行。

第八条电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，

应及时制定反事故措施；涉及并网主体的，并网主体应制定整改计

划并予以落实。当发生电力安全事故（事件）时，在未获得调度机

构允许前，有关并网主体不得并网运行。

第九条并网主体按照所在电网防止大面积停电预案的统一部

署，落实相应措施，编制停电事故处理预案及其他反事故预案，参

加反事故演练。

第十条电力调度机构应及时向有关并网主体通报电力安全事

故（事件）情况、原因及影响分析。并网主体应按照有关规定配合

相关机构进行事故调查，落实防范措施。

第十一条并网主体应严格执行电力调度机构制定或市场出清

的运行方式和发电调度计划曲线。并网主体运行应严格服从电力调

度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令。若并网主体值班人员认

为执行调度指令可能危及人身、设备或系统安全，应立即向电力调

度机构报告并说明理由，由电力调度机构决定是否继续执行。

第十二条并网主体应在电力调度机构的统一调度下，考虑机

组运行特点，落实调频、调压有关措施，保证电能质量符合国家标

准。

（-）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。

第十三条发电侧并网主体调峰能力应达到国家能源局派出机

构有关规定要求，达不到要求的按照其调峰能力的缺额进行考核。

并网主体参与电力系统调峰时，调频、调压等涉网性能应满足相关

规定和具体要求。

第十四条电力调度机构依据所在地电力并网运行管理实施细

则对发电侧并网主体非计划停运/脱网、调度指令执行偏差和新能源

功率预测偏差等情况进行考核。

第十五条黑启动电源点由电力调度机构控制区电网的黑启动

预案确定。作为黑启动电源的并网主体，应按照相关规定做好各项

黑启动安全管理措施。黑启动电源点在电网需要提供服务时,黑启

动并网主体应当及时可靠地执行黑启动预案，帮助系统恢复正常运

行。对并网主体由于自身原因未能完成黑启动任务的，应进行考核。

第十六条发电侧并网主体应根据有关设备检修规定、规程和

设备实际状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构要求提

交。电力调度机构统筹安排管辖范围内发电侧并网主体的设备检修

计划。

（-）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。

第十七条电力调度机构应合理安排管辖范围内继电保护和安

全自动装置、电力调度自动化及通信、调频、调压等二次设备的检

修。发电侧并网主体中此类涉网设备（装置）的检修计划，应经电

力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修

应尽可能与一次设备检修相配合，原则上不得影响一次设备的正常

运行。

第十八条电力调度机构管辖范围内的设备（装置）参数整定

值和保护压板投退应按照电力调度机构下达的整定值和运行管理规

定执行。接入电网运行的并网主体二次系统应符合《电力监控系统

安全防护规定》和网络与信息安全其他有关规定。并网主体改变其

状态和参数前，应经电力调度机构批准。未经电力调度机构许可，

不得擅自改变有关技术性能参数。

第十九条电力调度机构应根据国家能源局及其派出机构的要

求和有关规定，开展发电侧并网主体技术指导和管理工作。技术指

导和管理的范围主要包括：继电保护和安全自动装置、调度通信设

备、调度自动化设备、励磁系统和电力系统稳定器、调速系统和一

次调频系统、二次调频、调压、直流系统、新能源功率预测系统、

水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉

及网源协调的有关设备和参数等。

(-)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。

第二十条新型储能和负荷侧并网主体涉及的技术指导和管理

工作，参照发电侧并网主体技术指导和管理相关要求执行。技术指

导和管理的范围可包括：继电保护、调度通信设备、调度自动化设

备、调频、调压等。

(-)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。

第三章考核实施

第二十一条国家能源局各区域监管局依据本规定，商相关省

监管办、电网企业、并网主体等修订本区域电力并网运行管理实施

细则，报国家能源局备案后施行。各省监管办可在所在区域实施细

则的基础上，根据当地实际情况约定不同考核及返还标准，修订辖

区内实施细则，保持实施细则在区域内的基本统一和相互协调。

第二十二条电力调度机构根据实施细则，按照专门记账、收

支平衡原则，负责并网运行管理的具体实施工作，对并网主体运行

情况进行考核。考核内容应包括运行、检修、技术指导和管理等方

面。电力现货试点地区应根据当地电力系统运行和电力市场建设实

际，统筹做好衔接，已通过市场机制完全实现的，不得在实施细则

中重复考核。

第二十三条电力调度机构负责电力并网运行管理实施细则的

执行、考核费用的计算。电网企业、电力调度机构、电力交易机构

按照有关规定和职责分工，向并网主体结算费用。

第二十四条并网主体运行管理考核原则上采取收取考核费用

的方式。考核费用实行专项管理，费用可全部用于考核返还奖励或

按辅助服务补偿贡献量大小向有关并网主体进行返还。

第四章信息披露

第二十五条信息披露应当遵循真实、准确、完整、及时、易

于使用的原则，披露内容应包括但不限于考核/返还、考核种类、调

度单元等信息类型。信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、

完整性负责。

第二十六条电力交易机构负责通过信息披露平台向所有市场

主体披露相关考核和返还结果，制定信息披露标准格式，开放数据

接口。

第二十七条电力调度机构应及时向电力交易机构按信息类型

推送考核和返还公示信息，由电力交易机构于次月10日之前向所有

市场主体公示。并网主体对公示有异议的，应在3个工作日内提出

复核。电力调度机构在接到并网主体问询的3个工作日内，应进行

核实并予以答复。并网主体经与电力调度机构协商后仍有争议的，

可向国家能源局派出机构提出申诉。无异议后，由电力调度机构执

行，并将结果报国家能源局派出机构。

第五章监督管理

第二十八条国家能源局及其派出机构负责电力并网运行的监

督与管理，监管本办法及相关规则的实施。国家能源局派出机构负

责建立健全并网工作管理协调机制，调解辖区内并网运行管理争议,

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。工作中发现的重大问题应及时向国家能源局报告。

第二十九条健全并网调度协议和交易合同备案制度。省级及

以上电力调度机构直接调度的并网主体与电网企业应定期签订并网

调度协议和相关交易合同，并在协议（合同）签订后10个工作日内

向国家能源局相关派出机构备案。与国家电网有限公司、中国南方

电网有限责任公司签订并网调度协议和相关交易合同的，直接向国

家能源局备案。

第三十条建立电力调度运行管理情况书面报告制度。省级及

以上电力调度机构按月向国家能源局相关派出机构报告电力调度运

行管理情况，并在电力调度交易与市场秩序厂网联席会议上通报。

国家电力调控中心和南方电网电力调控中心按季度向国家能源局报

告电力调度运行管理情况，南方电网电力调控中心同时报告所在地

国家能源局派出机构。

第六章附则

第三十一条本规定自发布之日起施行，有效期5年。原国家

电力监管委员会《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕

42号）同时废止。

第三十二条本规定由国家能源局负责解释，国家能源局其他

有关文件与本规定不一致的，以本规定为准。

电力辅助服务管理办法

第一章总则

第一条为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，完整

准确全面贯彻新发展理念，做好碳达峰、碳中和工作，构建新型电

力系统，深化电力体制改革，持续推动能源高质量发展，保障电力

系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，促进源网荷储协

调发展，建立用户参与的电力辅助服务分担共享新机制，进一步规

范电力辅助服务管理，根据《中华人民共和国电力法》《电力监管

条例》等有关法律法规，制定本办法。

第二条电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运

行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使

用外，由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、

自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，

传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够

响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚

合）提供的服务。

第三条本办法适用于省级及以上电力调度机构调度管辖

范围内电力辅助服务的提供、调用、考核、补偿、结算和监督管理等。

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，可参照本办法执行。

第二章定义与分类

第四条电力辅助服务的种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。

第五条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。

（-）调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过

调速系统、自动功率控制等方式，调整有功出力减少频1率偏差所提

供的服务。调频分为一次调频和二次调频。一次调频是指当电力系

统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能

源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏

差所提供的服务。二次调频是指并网主体通过自动功率控制技术，

包括自动发电控制（AGC）、自动功率控制（APC）等，跟踪电力

调度机构下达的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率，以

满足电力系统频率、联络线功率控制要求的服务。

（二）调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出

力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停

所提供的服务。

（三）备用是指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令

下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令

所提供的服务。

（四）转动惯量是指在系统经受扰动时，并网主体根据自身惯

量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，阻止系统频率突变

所提供的服务。

（五）爬坡是指为应对可再生能源发电波动等不确定因素带

来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体

根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。

第六条无功平衡服务即电压控制服务，电压控制服务是

指为保障电力系统电压稳定，并网主体根据调度下达的电压、无功出

力等控制调节指令，通过自动电压控制（AVC）、调相运行等方式,

向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布所提供的服务。

（-）自动电压控制是指利用计算机系统、通信网络和可调控

设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无

功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。

（二）调相运行是指发电机不发出有功功率，只向电网输送感

性无功功率的运行状态，起到调节系统无功、维持系统电压水平的

作用。

第七条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。

（-）稳定切机服务是指电力系统发生故障时，稳控装置正确

动作后，发电机组自动与电网解列所提供的服务。

（二）稳定切负荷（含抽水蓄能电站切泵）服务是指电网发生

故障时，安全自动装置正确动作切除部分用户负荷，用户在规定响

应时间及条件下以损失负荷来确保电力系统安全稳定所提供的服

务。

（三）黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持

的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等

所提供的恢复系统供电的服务。

第三章提供与调用

第八条电力辅助服务的提供方式分为基本电力辅助服务

和有偿电力辅助服务。基本电力辅助服务为并网主体义务提供，无需

补偿。有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，所提供

的电力辅助服务应达到规定标准,鼓励采用竞争方式确定承担电力辅

助服务的并网主体，市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、

双边协商等。鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服

务。

第九条电力辅助服务提供方有义务向电力调度机构申报

基础技术参数以确定电力辅助服务能力，或满足相关技术参数指标的

要求。

第十条为保证电力系统平衡和安全，电力辅助服务应按

照国家、行业有关标准或规定进行选取和调用。未开展市场化交易

的电力辅助服务品种，统筹考虑并网主体的特性和贡献等实际情况,

研究明确提供主体；已开展市场化交易的电力辅助服务品种，根据

市场出清结果确定提供主体。

第四章补偿方式与分摊机制

第十一条国家能源局派出机构根据本规定，结合当地电网

运行需求和特性，按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担力勺原则，

确定各类电力辅助服务品种、补偿类型并制定具体细则。

第十二条并网主体参与有偿电力辅助服务时，应根据其提

供电力辅助服务的种类和性能，或对不同类型电力辅助服务的差异化

需求及使用情况，制定差异化补偿或分摊标准。

第十三条国家能源局派出机构在制定电力辅助服务管理实

施细则和市场交易规则时，应合理确定电力辅助服务品种，建立相应

补偿、分摊和考核机制。电力辅助服务管理实施细则原则上主要明确

通过义务提供、固定补偿方式获取的电力辅助服务品种的相关机制；

电力辅助服务市场交易规则主要明确通过市场化竞争方式获取的电

力辅助服务品种的相关机制。

第十四条各类电力辅助服务品种的补偿机制参见附件。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。

第十五条承诺提供电力辅助服务的并网主体，在实际运行

中，未按照约定提供有效电力辅助服务的，具体考核依照电力并网运

行管理实施细则或市场交易规则执行。已通过市场机制完全实现的，

不得在实施细则中重复考核。

第十六条在电力辅助服务管理实施细则或市场交易规则

中，应合理明确电力辅助服务需求的确定原则、电力辅助服务费用的

分摊标准及市场交易机制等，并根据需要进行动态调整完善。

（-）对采用电力辅助服务管理实施细则管理的电力辅助服

务品种，考核费用的收支管理可独立进行或与补偿费用一并进行。

对已开展市场化交易的电力辅助服务品种，应在市场交易规则中约

定考核机制，且考核费用需与补偿费用一并进行收支管理。

（二）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。

第十七条已开展市场化交易的电力辅助服务品种，根据市

场交易规则进行清算、结算。未开展市场化交易的电力辅助服务品种,

按月进行电力辅助服务补偿清算、结算。现货市场运行期间，已通过

电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货市

场并行的调峰辅助服务品种。

第十八条省级及以上电力调度机构针对调管的并网主体应

满足调度、计量、结算等相关要求，并保证调度指令下达至并网主体。

省级以下电力调度机构直接调度的并网主体（含自备电厂），具备相

关调度、计量、结算等要求的，可通过独立单元、聚合商和第三方代

理等形式，纳入所在地电力辅助服务管理实施细则或市场交易规则的

管理范围。

第十九条电力辅助服务计量以电力调度指令、调度自动化

系统采集的实时数据、电能量计量装置的数据等为依据。电网频率、

实际有功（无功）出力和发/用电负荷按国家和行业标准规定的周期

进行采集。电能量计量装置按国家和行业标准规定的周期，存储电量

数据。

第二十条通过采取购买调峰资源或调峰服务方式建设的可

再生能源发电项目，入市前项目主体应向调度机构申报承担电力辅助

服务责任的主体，并报国家能源局派出机构备案，参与电力辅助服务

的规则可依据国家相关规定并结合各地实际情况另行制定。项目投产

后，电力调度机构应按月汇总分析，向国家能源局派出机构报告对应

调峰服务执行情况。

第二十一条新建发电机组调试运行期形成的差额资金纳入电

力辅助服务补偿资金管理。

第二十二条电力调度机构和电网企业根据本办法，按照专门

记账、收支平衡原则，建立专门账户，对电力辅助服务补偿和考核费

用进行管理。

第五章电力用户参与辅助服务分担共享机制

第二十三条逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享

机制，根据不同类型电力用户的用电特性，因地制宜制定相应分担标

准。电力用户参与电力辅助服务可采取以下两种方式。

(-)独立参与方式：具备与电力调度机构数据交互，且能够

响应实时调度指令的可调节负荷，根据系统运行需要和自身情况，

响应电力调度机构调节指令，调节自身用电负荷曲线，提供电力辅

助服务，并参与电力辅助服务补偿和分摊。

(二)委托代理参与方式：电力用户可由代理其参与电力中长

期交易的售电公司，或聚合商、虚拟电厂签订委托代理协议,按照

公平合理原则协商确定补偿和分摊方式,参与电力辅助服务。聚合

商、虚拟电厂参与方式同电力用户独立参与。

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，相应的电力辅

助服务责任确定机制在各地实施细则或市场交易规则中明确。

第二十四条电力用户签订的带负荷曲线电能量交易合同中应

明确承担电力辅助服务的责任和费用等相关条款，并满足所参与电力

辅助服务的技术要求，参照发电企业标准进行补偿和分摊，随电力用

户电费一并结算。电费账单中单独列支电力辅助服务费用。费用补偿

和分摊可采取以下两种方式。

(-)电力用户直接承担方式：与电力用户开展电能量交易的

发电企业相应交易电量不再参与电力辅助服务费用分摊，由电力用

户按照当地实施细则有关规定分摊电力辅助服务费用。

（二）电力用户经发电企业间接承担方式：电力用户与发电企

业开展电能量交易时约定交易电价含电力辅助服务费用的，发电企

业相应交易电量应继续承担电力辅助服务费用分摊。电力用户也可

与发电企业自行约定分摊比例，在各自电费账单中单独列支。

第六章跨省跨区电力辅助服务机制

第二十五条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。

第二十六条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。

第二十七条参与国家指令性计划、地方政府协议以及跨省跨

区市场化交易的送电发电机组按照同一标准和要求参与电力辅助服

务管理。

第二十八条与电力用户开展跨省跨区“点对点”电能量交易的

发电机组参与辅助服务管理，参照本办法第二十五条、第二十六条执

行。

第二十九条由于跨省跨区线路检修停运等原因，跨省跨区配

套机组临时向其他地区送电期间，原则上应参与送端辅助服务管理。

第三十条跨省跨区电能量交易的购售双方应在协商跨省跨

区电能量交易价格中明确电力辅助服务的责任和费用等相关条款，对

受端或送端电网提供电力辅助服务的并网主体予以合理补偿。

第三十一条跨省跨区电力辅助服务费用随跨省跨区电能量交

易电费一起结算，相关电网企业应按时足额结算。

第七章信息披露

第三十二条信息披露应当遵循真实、准确、完整、及时、易

于使用的原则，披露内容应包括但不限于考核/补偿/分摊、具体品种、

调度单元等信息类型。信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、

完整性负责。

第三十三条电力交易机构负责通过信息披露平台向所有市场

主体披露相关考核和补偿结果，制定信息披露标准格式，开放数据接

□o

第三十四条电力调度机构应及时向电力交易机构按信息类型

推送考核、补偿和分摊公示信息，由电力交易机构于次月10日之前

向所有市场主体公示。并网主体对公示有异议的，应在3个工作日内

提出复核。电力调度机构在接到并网主体问询的3个工作日内，应进

行核实并予以答复。并网主体经与电力调度机构协商后仍有争议的，

可向国家能源局派出机构提出申诉。无异议后，由电力调度机构执行,

并将结果报国家能源局派出机构。

第八章监督管理

第三十五条国家能源局及其派出机构负责电力辅助服务的监

督与管理，监管本办法及相关规则的实施。国家能源局派出机构负责

所在地区的电力辅助服务管理，组织建设电力辅助服务市场，组织电

网企业和并网主体确定电力辅助服务补偿标准或价格机制，调解辖区

内电力辅助服务管理争议,监管电力辅助服务管理实施细则和市场交

易规则的执行、电力辅助服务的需求确定和评估实际执行效果等工

作。工作中发现的重大问题应及时向国家能源局报告。

第三十六条国家能源局派出机构可依据实际需要，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。

第三十七条国家能源局各区域监管局根据本办法才安照公开、

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

本区域电力辅助服务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电力辅助服务的并

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。各省监管

办可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。电力现货试点地区，由国家能源局派出机构根据当地电力系统运

行需要和现货市场运行情况，统筹做好衔接，制定电力辅助服务市场

交易规则。

第三十八条电力调度机构遵照电力辅助服务管理实施细则和

市场交易规则，负责电力辅助服务的选取、调用、计量^费用计算、数

据统计、公示、核对、技术支持系统建设运行。电网企业、电力调度机

构、电力交易机构按照有关规定和职责分工，向并网主体结算费用。

第九章附则

第三十九条本办法自发布之日起实施，有效期5年。原国家

电力监管委员会《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场

（2006）43号）同时废止。

第四十条本办法由国家能源局负责解释，国家能源局其他

相关文件与本办法不一致的，以本办法为准。

附件

各类电力辅助服务品种补偿机制

电力辅助服务