《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》

附件 完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案 为深入贯彻 落实 党的十九大精神和《中共中央 国务院关于 进一步深化电力体制改革的若干意见》 （中发〔 2015〕 9 号） ， 进一步完善和深化电力辅助服务补偿机制，推进电力辅助服务 市场化， 按照 《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制 改革配套文件的通知》（发改经体〔 2015〕 2752 号） 有关要求 ， 制定本方案。 一、 重要性和紧迫性 为保障电力系统安全、稳定、优质、经济运行，保证电能 质量，规范电力辅助服务管理， 原国家电力监管委员会于 2006 年 11 月印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场 〔 2006〕 43 号） （以下简称 43 号文）。按照该办法要求， 各区 域 电力监管机构结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要， 陆续 制 订 实施细则， 组织实施并加强监管。 2014 年，国家能源 局印发《关于积极推进跨省跨区 电力 辅助服务补偿机制建设工 作的通知》（国能综监管 〔 2014〕 456 号） ，将跨省跨区交易电 量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。目前，电力辅助服务补偿 机制除西藏尚未建立外，在全国范围内基本建成，运行效果普 遍较好，为 进一步推进 电力市场建设奠定了基础。 近年来，我国电力行业尤其是清洁能源发展迅猛，电源结 1 构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管 理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要 求。当前，我国电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数 呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调 峰、供暖季电热矛盾等问题突出，现行电力辅助服务补偿办法 的 部分 内容已经 难以 适应 实际需要。 为深入落实电力体制改革 各项措施，进一步还原电力商品属性，构建有效竞争的市场结 构和市场体系，在更大范围内优化资源配置，亟需进一步完善 和深 化电力辅助服务补偿（市场）机制。 二、总体思路和基本原则 （一）总体思路 按照中央进一步深化电力体制改革总体部署，坚持社会主 义市场经济改革方向， 结合 各地实际， 完善 电力 辅助服务补偿 机制。 （二）基本原则 坚持服务大局原则。 保障国家能源战略落实，维护电力系 统安全运行，落实电力体制改革要求。 坚持市场化原则。 配合电力市场体系建设，充分利用市场 化机制发挥各类型发电企业和电力用户的调节性能，营造良好 的制度环境。 坚持因地制宜原则。 根据电力用户与发电企业直接交易、 跨省跨区电能交易以及现货市场试点等实际情况，分类推进 电 2 力 辅助服务补偿（市场）机制建设，确保对目前情况和电力现 货市场具备较强适用性。 三 、 主要目标 以完善 电力 辅助服务补偿 （市场） 机制为核心，全面推进 电力 辅助服务补偿 （市场） 工作，分三个阶段实施。 第一 阶段（ 2017 年 ～ 2018 年）：完善现有相关规则条款 ， 落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平 。 第二阶段（ 2018 年 ～ 2019 年）： 探索 建立 电力中长期交易 涉及的电力用户参与 电力 辅助服务分担共享机制。 第三阶段（ 2019 年 ～ 2020 年） ：配合现货交易试点，开展 电力 辅助服务市场建设。 四、主要任务 （一）完善现有相关规则条款 1.实现 电力 辅助服务补偿项目全覆盖。 43 号文中规定的项 目应全部纳入 电力 辅助服务补偿范围。部分地区自动发电控制、 调峰等服务未进行补偿的，要补充完善区域并网发电厂辅助服 务管理实施细则相关规则条款，并切实落实到生产运行中。 2.实现省级及以上电力调度 机构调度的发电机组全部纳入 电力 辅助服务管理范围。部分地区未将核电、热电联产、水电、 风电、光伏发电等发电机组纳入 电力 辅助服务管理范围或不同 类型机组分立账户的，要完善相关内容、落实规则、加强监管， 促进各种类型发电机组在同一平台公平承担 电力 辅助服务义务。 3 各地可根据实际情况，将地市调度机构调度的发电机组逐步纳 入 电力 辅助服务管理范围 ，或参照统调机组制定非统调机组辅 助服务补偿实施细则 。 3.实现 电力 辅助服务补偿力度科学化。按照 43 号文所确定 的 “补偿成本、合理收益 ”的原则确定补偿力度，充分调动发电 企业提供 电力 辅助服务的积极性。部分地区对于自动发电控制、 调峰、备用等服务补偿力度较小不能覆盖 电力 辅助服务提供成 本和适当收益的，要完善区域并网发电厂辅助服务管理实施细 则相关内容，加大补偿力度。 4.鼓励采用竞争方式确定 电力 辅助服务承担机组。电网企 业根据系统运行 需要，确定自动发电控制、备用、黑启动等服 务总需求量，发电企业通过竞价的方式提供辅助服务。 鼓励并 网自备电厂通过购买低谷可再生能源的方式参与调峰，探索发 电企业之间通过实时交易低谷发电量的方式提供调峰服务。 5.鼓励自动发电控制和调峰服务按 效果补偿。鼓励借鉴部 分地区自动发电控制按效果付费的经验，采用自动发电控制机 组的响应时间、调节精度、调节速率等 效果指标乘以行程作为 计量公式 进行补偿，采用机组调峰率对系统运行的贡献程度（机 组出力曲线相对系统负荷形状）进行补偿。 6.按需扩大 电力 辅助服务提供主体。鼓励储能设备、需求 侧 资源参与提供 电力 辅助服务，允 许第三方参与提供 电力 辅助 服务。 4 （二）建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助 服务分担共享机制 7.开展电力用户与发电企业中长期交易的地区，除了完成 上述 1-6 条工作外，还应建立电力用户参与的 电力 辅助服务分 担共享机制。 8.电力 辅助服 务参与主体增加电力用户。鼓励电力用户参 与提供 电力 辅助服务， 签订带负荷曲线的电力直接交易合同， 并 满足 所参加 电力 辅助服务的技术要求，按与发电企业同一标 准 进行 补偿 ， 随 电力 用户电费一并结算。 用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网 企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的 电 力 辅助服务权利与义务。 9.电力用户参与 电力 辅助服务的方式：直接参与分摊 电力 辅助服务费用、经发电企业间接承担、购买发电企业辅助服务、 自行提供 电力 辅助服务 等 。 10.直 接参与分摊 电力 辅助服务费用方式：电力用户按照直 接交易电费承担 电力 辅助服务补偿责任。发电企业 相应 直接交 易电费不再参与 电力 辅助服务补偿费用分摊，由电力用户按照 直接交易电费与发电企业非直接交易电费比例分摊 电力 辅助服 务补偿费用。 其中，电力用户分摊的 电力 调峰服务费用可以根据电力用 户特性调整。未实行用电峰谷电价的地区， 根据电力用户自身 5 负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡 献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正， 电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负 。 11.电力用户经发电企业间接承担方式：电力用户与发电企 业协商直接交易电价时约定直接交易电价包含 电力 辅助服务费 用，发电企业直接交易电费应继续参与 电力 辅助服务补偿费用 分摊。 12.购买发电企业辅助服务方式：电力调度机构事先按照电 力用户市场份额计算应该承担的 电力 辅助服务责 任。电力用户 通过自身资源履行 电力 辅助服务责任，不足部分向发电企业购 买 电力 辅助服务来确保责任的履行。 13.自行提供 电力 辅助服务方式：用户根据系统运行需要调 整用电曲线或者中断负荷作为 电力 辅助服务提供方。电力用户 提供的 电力 辅助服务补偿费用应参照调峰、调频服务计算方式 确定。 （三）分类型推进跨省跨区 电力 辅助服务补偿 14.推进国家指令性 计划、地方 政府协议跨省跨区电能交易 辅助服务补偿工作。 实现国家指令性计划、地方政府协议跨省 跨区电能交易与市场化跨省跨区电能交易同一标准和要求参与 电力辅助服务补偿。 15.市场化跨省跨 区电能交易全面实施跨省跨区 电力 辅助 服务补偿。送出端发电企业纳入受端地区 电力 辅助服务管理范 6 围，并根据提供的 电力 辅助服务获得或者支付补偿费用。 市场化跨省跨区送电发电企业视同受端电网发电企业参与 电力 辅助服务补偿和考核。跨省跨区电能交易曲线未达到受端 电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行； 达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。其余 辅助服务项目原则上按照送端发电企业不能提供的情况处理， 确能提供的，按照受端电网相应的补偿条款执行。 16.跨省跨区电力用户与发电企业直接交易按照 上述 7-13 条执行。 17.跨省跨区 电力 辅助服务补偿费用随跨省跨区电能交易 电费一起结算，相关电网企业应对结算工作予以必要的支持。 五、 组织协调 （一）加强组织领导 国家能源局统一协调推进有关工作，各派出能源监管机构 按照属地原则，负责组织推进当地 电力 辅助服务补偿（市场） 工作及日常事务的协调处理。 推进 电力 辅助服务补偿工作要与电能量市场化交易进展情 况密切协调，规则条款修订要与电能量交易相适应。电力直接 交易工作要考虑电力用户承担相应的 电力 辅助服务责任和费用， 跨省跨区电能交易购售双方协商交易要考虑 电力 辅助服务费用， 现货 试点地区电能量交易要统筹考虑调频、备用等 电力 辅助服 务交易，并同步设计相关规则。 7 （二） 落实责任分工 区域、省级 派出 能源监管机构要加强沟通协调，承担主体 责任，做好区域内实施细则之间的衔接。跨省跨区送电辅助服 务补偿由受端区域、省级 派出 能源监管机构商送端区域、省级 派出 能源监管机构提出实施方案，报 送 国家能源局备案。 各电力企业要高度重视，精心组织，加强工作沟通与配合， 规则修订后尽快组织技术支持系统完善升级，完成人员培训、 业务衔接等方面的工作。各电力调度机构负责 电力 辅助服务有 关数据的统计工作，电网企业按照相应派出能源监管机构审核 同意的执行结果配合完成结算。 （三） 抓好督促落实 各派出 能源监管 机构要根据 工作方案 要求，结合当地实际， 制定 实施 方案，明确具体时间节点和阶段性目标，报送国家能 源局备案。推进过程中， 实施 方案如有调整，要及时报送国家 能源局。国家能源局批复的电力辅助服务市场改革试点地区要 按照批复方案推进试点，并结合本通知要求不断深化完善相关 机制。