东北区域跨省调峰辅助服务市场交易及补偿监管办法(试行)

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东北地区火电机组灵活性改造技术研究及策略分析

第42卷第5期2020年10月黑龙江电力Heilongjiang Electric PowerVol.42Nn5Oct.2020D01：10.13625/ki.hljep.2020.05.014东北地区火电机组灵活性改造技术研究及策略分析吴炬(国电科学技术研究院有限公司沈阳分公司，沈阳114102)摘要:伴随着新能源装机容量占比的升高，电网的调峰需求逐年增大，电网对传统火电机组的调峰能力提出了更高的要求,机组调峰幅度不再是传统的负荷区间,并且深度调峰工作将趋于常态化。

为此，从国内电力及新能源发展趋势、国家能源政策导向和东北电网的调峰特点等方面，对东北地区深度调峰方式的发展趋势和状况进行分析，重点介绍了东北地区火电机组在锅炉稳燃、热电解耦等方面采取的相关技术形式，指出了提高锅炉稳燃能力是实现机组深度调峰常态化的前提、热电解耦技术是冬季深度调峰的关键。

关键词:火电；灵活性；热电解耦；改造中图分类号：TM621文献标志码：A文章编号：2095-6246(2020)05-0446-04Flexibility transformation technology research and strategy analysisof teermai power uniis io Northeasf ChioaWU Ju(GuoOian Scieccc and Tectnology Research Institute Co.,Ltri.Shecyang Branct，Shecyang110142,Chinn)Abstract:Witri trie increcsiny pcportrin of installeC cpnhty of new ecercy sonrcee,trie demang foc pean-staving of powcr grid it igcrecsing yecr by yecr.The powcr grid putt forward highcr cequiamects On pean-senving canncitri of tranitionaj trierma.powcr unite.The pqn・shvyiny rangc of unite is no longcr tric tranitionaj loan rangc，ang tric deep pean-sewing wort wilt ring ri bc normdlized.Therefore，tric dcCopmegt trecd ang statue of deep pean-sewing皿0.in Nortrieast Ching are analyzeC from trie dspects of domestic electric power ang gew ecercy dcCopmect trecg，nationat ecercy police oriectation ang peW・seayiny characteristicr of Nortrieast Ching poweo grin.The rete-vagt technical forms dnoprid by triermal power unitt in Nortrieast Ching in termt of boiler combustiog stanility and triermoelectric dqonpeny arc mainly intronuceC.It is pointeC out trid trie improvemect of boiler combustiog stanili-ty is trie premist to realize trie gomializatiog of dap pean-seaviny，nd trie triemloelectric dqogpyny technology is trie iey to trie dap pean-seaviny in wintc.Key words：trierma poweic flexinility;triemloelectric dqogpyny；riwsformWoy1火电灵活性改造的背景1.1可再生能源发电的高速发展近年来随着中国对环境保护的越来越重视，可再生能源得到了高速发展,2217年全国风电装机容量1.66亿kW,太阳能发电装机容量1.4亿kW,占总装机容量的16.5%。

辽宁电网发电企业辅助服务及违约补偿实施细则

辽宁电网发电企业辅助服务及违约补偿实施细则辽宁电网发电企业辅助服务及违约补偿实施细则一、总则1.为适应电力体制改革需要，确保辽宁电力系统的安全、稳定、优质、经济运行，维护正常的电力生产秩序，保护并网发电企业的合法权益，制定本细则。

22.本细则依据《东北区域电网发电企业辅助服务补偿暂行办法》、《东北区域电力市场初期运营规则》及《东北区域电网发电企业辅助服务补偿结算暂行办法》制定。

33.辅助服务是指自动发电控制（AGC）、调峰、无功、黑启动。

辅助服务分基本辅助服务和有偿辅助服务，基本辅助服务不进行补偿。

辅助服务遵循“按需调度”原则管理和补偿，并按调度管辖范围实施。

44.本细则适用于并入辽宁电网所有发电厂，因技术条件等原因，先期只对辽宁省调直调发电厂实施，其它发电厂待条件具备时按调度管辖范围实施。

55.辽宁电网峰谷平时段规定如下（若电网负荷特性发生变化，时间段将另行公布。

注：整点时刻属于上一时段）：尖峰：9：00-11：00； 16：00-22：00低谷：0：00-6：00； 22：00-24：00平段：6：00-9：00； 11：00-16：006.辅助服务和违约补偿以机组为单位统计，以电厂为单位结算。

77.东北电监局对辅助服务及违约补偿执行情况进行监管。

二、辅助服务补偿1.辅助服务费用来源及分摊办法按收支平衡原则，补偿、分摊一并兑现，电厂分摊费用计算公式如下：电厂辅助服务分摊费用=月度辅助服务总费用×（月度电厂上网电量/月度辅助服务补偿范围机组总上网电量）自备电厂上网电量=自备电厂发电量-自备电厂厂用电量2.AGC辅助服务2.1 AGC辅助服务由调度部门根据系统需要和机组的AGC技术指标，指定部分机组和容量。

2.2 AGC辅助服务费用的计算数据源为SCADA系统每30秒采样的AGC调整量积分值及联络线ACE值。

2.3 AGC 辅助服务暂按每万千瓦时调整电量600元进行补偿。

3.调峰辅助服务3.1 调峰辅助服务说明水电机组调峰服务均为基本辅助服务，不参加补偿。

国家能源局市场监管司负责同志就《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》答记者问

国家能源局市场监管司负责同志就《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》答记者问文章属性•【公布机关】国家能源局,国家能源局,国家能源局•【公布日期】2021.12.24•【分类】法规、规章解读正文国家能源局市场监管司负责同志就《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。

问：《规定》《办法》修订的背景是什么？答：2006年《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）印发后，各区域在此基础上制定“两个细则”，有效地规范了发电厂并网运行管理。

按照《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）有关精神，2017年我局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，截至2020年底，全国除西藏外，6个区域电网和30个省级电网启动电力辅助服务市场，实现各区域、省级辅助服务市场全面覆盖，具有中国特色的电力辅助服务市场体系基本建立，与电力中长期市场有效衔接、协同运行。

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。

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。

浅谈300MW循环流化床机组深度调峰

浅谈300MW循环流化床机组深度调峰1 东北电网机组深度调峰简介某电厂设计容量为2*300MW循环流化床锅炉燃煤机组，汽轮机排汽直接空冷背压式，#1、#2机组分别于2009年12月19日及2010年5月7日投产，三大主机分别由上锅厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂生产。

根据国家节能减排要求，多利用绿色能源的要求，在东北地区多风区域加大对风电的接纳，东北电网根据国家能源局的安排，在2014年开始启动深度调峰辅助服务工作。

下面将相关情况简介如下：第一，东北能监局在2014年8月发布了《关于做好东北电力调峰辅助服务市场模拟运行工作的通知》（东北监能市场[2014]240号文），根据要求在2014年8月1日开始启动模拟深度调峰运行，我厂根据调度管理部门要求，进行报价，熟悉规则，采取对辽宁省各厂深度调峰情况进行跟踪。

在试运行两个月后，又下发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）的通知》（东北监能市场[2014]374号文），要求在2014年10月1日起试运行，并且进行实际结算，此时正式开始了接纳新能源工作，根据该规则，调峰率小于或等于48%时对火电厂进行补偿，采取阶梯式补偿办法，如下：第一档：火电厂调峰率在48%<调峰率≤55%区间，报价区间为0～0.4元/kWh。

第二档：火电厂调峰率在55%<调峰率≤60%区间，报价区间为0.4～0.6元/kWh。

第三档：火电厂调峰率60>%，报价区间为0.6～0.8元/kWh。

如果没有进行深度调峰则对分摊进行考核，具体就是按照火电厂修正后的发电量和区内全部参与分摊电量的比值，然后乘以分摊的总金额进行扣钱（火电厂修正电量：调峰率大于30%的为第一档，在20%～30%之间的为第二档，小于20%的为第三档，其修正系数K1=1，K2=1.5，K3=2）。

由此分析，深度调峰越大补偿越多，否则考核就越多。

我厂为了适应深度调峰，采取了将AGC负荷下限由165MW修改为150MW。

《东北电力调峰市场化补偿管理办法》编制情况汇报

附件2新疆电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿)第一章总则第一条为保障新疆地区电力系统安全、优质、经济运行，规范辅助服务管理，发挥市场在资源配置中的决定性作用，通过经济手段调动并网发电机组的调峰潜力，促进风电、光伏等新能源消纳，制定本规则。

第二条本规则制定依据为《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）及其相关配套文件、《电力监管条例》（国务院令第432 号）、《国家能源局关于印发2016 年体制改革工作要点的通知》（国能综法改〔2016〕57 号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43 号）、《关于印发<西北区域发电厂并网运行管理实施细则>及<西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则>的通知》(西北监能市场〔2015〕28 号)及国家有关法律、法规及行业标准。

第三条本规则适用于新疆省级电力调度机构直接调度的并网发电机组参加的辅助服务交易行为。

新疆电力辅助服务市场所有成员必须遵守本规则。

第四条本规则所称辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，由并网发电厂提供的除正常电能生产以外的市场化辅助服务。

本规则的辅助服务主要包括有偿调峰，市场交易方式为日前组织、日前和日内调整。

第五条辅助服务交易以确保电力安全、居民供热为前提，发电企业参与辅助服务市场要严格执行调度指令，要以确保电力安全、供热安全为前提，不得以参与辅助服务市场为由，影响电力安全及居民供热质量。

发电企业不得以在辅助服务市场中被考核为由，采取拒绝供热、降低供热质量或其它影响供热和电网安全的行为。

第六条国家能源局新疆能监管办公室（以下简称新疆能源监管办）负责本辖区电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。

第二章市场成员第七条新疆电力辅助服务市场包括市场运营机构和市场主体。

新疆电力辅助服务市场运营机构为新疆省级电力调度机构、电力交易机构。

第八条电力调度机构主要职责：(一)按照规则管理、运营新疆电力辅助服务市场；(二)建立、维护市场交易的技术支持平台；(三)依据市场规则组织交易、按照交易结果进行调用；(四)对市场交易执行结果进行统计考核；(五)发布实时市场信息；(六)评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见；(七)紧急情况下中止市场运行，保障系统安全运行；(八)向新疆能源监管办提交相关市场信息和调用结果，接受监管。

《东北电力调峰辅助服务市场监管办法》操作细则及流程

各风电场每日根据调度要求上报次日96点风功率预测曲
线。调度部门根据电厂上报的风功率预测曲线，综合考虑负荷
预测、联络线计划、水电计划等结果后编制电厂次日发电计划，经安全校核后予以发布，作为次日各电厂电量计划依据。
第九条关于旋转备用管理
东北分部和各省（区）电力公司在满足电网安全运行的
前提下，应合理留取火电机组旋转备用容量，尽最大能力为风
第四条职责分工
（一）东北分部负责组织跨省（区）调峰辅助服务交易；组织直调电厂的调峰辅助服务日前报价、实际调用、
信息发布及对相应发电企业最终财务结算；按照东北能源
监管局的要求，负责统一建设“东北电力调峰辅助服务市场技术支持软件”，对全网参与 “调峰市场”的发电企业补偿及分摊费用统一分省计算，并将计算结果通报各省（区）电力公司，由省（区）电力公司确认后向省内直调发电厂最终发布；负责“调峰市场”技术支持软件的运行维护；负责全网“调峰市场”运行数据信息的管理和存储。
当出现以下情况时，电力调度部门应在日内对相关机组
予以“免责处理”：
（五）因通信通道或数据采集装置故障，机组实时出力信息未能正确上传的时段（不补偿、不分摊）。（六）其它类似客观原因。另外，为保证电网安全运行，电力调度部门有权在紧急
情况下采取临时增加机组调峰深度或安排机组应急启停调峰等
措施。
第八条关于风电场日前上报风功率预测曲线的利用
场（以下简称“调峰市场”）将于试运行开始时启动，不间断连续运行至试运行结束为止。
第四条职责分工
本条款旨在明确国家电网公司东北分部（以下简称“东
北分部”）及各省（区）电力公司之间的职责分工；明确东北
分部内部部门及专业之间的职责分工。各省（区）公司内部职责分工可参照东北分部设置，如确有实际需要，可进行适当调整，并将调整情况报送东北分部对应部门。

我国电力辅助服务市场日趋完善

我国电力辅助服务市场日趋完善核心提示电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务。

在传统电力计划管理体制下，电力辅助服务主要通过指令的形式强制提供，这种方式难以充分反映电力辅助服务的市场价值，损害了部分主体的利益。

随着我国电力市场化改革的持续推进，依靠市场化手段激励各类市场主体提供电力辅助服务已成为必然趋势。

我国电力辅助服务市场的发展历程伴随着我国电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了无偿提供、计划补偿和市场化探索三个主要阶段。

●无偿提供阶段2002年以前，我国电力工业主要采取垂直一体化的管理模式，由系统调度部门统一安排电网和电厂的运行方式。

系统调度机构根据系统的负荷特性、水火比重、机组特性以及设备检修等方面因素，根据等微增率原则进行发电计划和辅助服务的全网优化。

在对电厂进行结算时，辅助服务与发电量捆绑在一起进行结算，并没有单独的辅助服务补偿机制。

●计划补偿阶段2002年厂网分开后，各发电厂分属于不同的利益主体，无偿提供电力辅助服务难以协调各方利益。

在这一背景下，2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），提出“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊”。

我国电力辅助服务由此进入计划补偿阶段。

各地也相继出台“两个细则”文件，规定了电力辅助服务的有偿基准、考核与补偿以及费用分摊等规则。

“两个细则”规定的计划补偿方式能够在一定程度上激励发电机组提供电力辅助服务，但总体来看补偿力度较低。

以华东、华中地区为例，深度调峰补偿价格最高仅为0.1元/千瓦时，对于发电企业的激励作用相对有限。

●市场化探索阶段随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。

再谈“调峰辅助服务”涉及的理念与政策设计

再谈“调峰辅助服务”涉及的理念与政策设计调峰辅助服务是指通过对电力需求进行调整，以提高电力系统的调峰能力，保障电力供需平衡和电网安全稳定运行的一种服务。

其涉及的理念和政策设计主要包括以下几个方面：一、调峰辅助服务的理念调峰辅助服务的理念是基于电力系统的特点和需求，通过有效的市场机制和资源整合，提供弹性需求和灵活备用能力，以满足电网调度对电力需求的实时调整和电力系统调峰能力的增加的要求。

其核心思想是通过市场化机制，鼓励用户参与调峰，提高电力系统的灵活性和可调度性。

二、调峰辅助服务的政策设计1.市场机制的设计：建立调峰辅助服务市场，实行价格和用电权益的灵活交易，鼓励用户参与调峰服务，并提供相应的经济激励措施，如电价优惠等，以提高用户参与调峰的积极性。

通过市场交易的方式，引入各种调峰资源，如可再生能源、储能技术等，增加电力系统的调峰能力。

2.政策支持的设计：政府应制定相关政策，鼓励企业和用户投资调峰辅助设备和技术，提供相应的补贴和支持，推动调峰市场的发展。

政府还可以制定相关规范和标准，建立标准化的调峰辅助服务体系，提供技术和管理的支持。

3.能源规划的设计：调峰辅助服务需要充分考虑能源的供需情况和能源结构，制定合理的能源规划和调峰策略。

通过优化能源结构，提高可再生能源的比重，降低碳排放，减少对传统调峰手段的依赖，提高电力系统的调峰能力。

4.市场监管的设计：建立完善的监管机制，加强对调峰辅助服务市场的监管，确保市场的公平、公正和透明。

加强对调峰辅助设备和技术的监管，提高其运行和调度的可靠性和安全性。

三、调峰辅助服务的落地实施为了使调峰辅助服务能够落地实施，需要采取一系列措施：1.加强宣传和推广：通过政府和媒体等渠道，加强对调峰辅助服务的宣传和推广，提高社会对调峰辅助服务的认识和理解，增加用户参与调峰的意识和积极性。

3.建立调峰辅助服务市场：政府应出台相关政策，规范和引导调峰辅助服务市场的发展，建立健全的市场机制，建设市场化的调峰辅助服务体系，以提高电力系统的调峰能力。

国家电力监管委员会办公厅、国家能源局电力司关于开展跨区跨省电能交易情况检查的通知

国家电力监管委员会办公厅、国家能源局电力司关于开展跨区跨省电能交易情况检查的通知文章属性•【制定机关】国家电力监管委员会(已撤销),国家能源局•【公布日期】2009.03.16•【文号】办输电[2009]7号•【施行日期】2009.03.16•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,能源及能源工业综合规定正文国家电力监管委员会办公厅、国家能源局电力司关于开展跨区跨省电能交易情况检查的通知（办输电[2009]7号）国家电监会各派出机构，各省、自治区、直辖市发展改革委、经贸委（经委），国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、国电、华电、中电投集团公司，神华集团公司，国家开发投资公司，三峡总公司，各相关电力企业：为进一步规范跨区跨省电能交易行为，维护电力市场秩序，促进电力和谐发展，国家电监会和国家能源局研究决定，开展跨区跨省电能交易情况检查，有关事项通知如下：一、检查内容（一）2007年及2008年跨区跨省电能交易有关情况，包括交易电量、电价、送电方向、交易机制和规则等。

（二）《关于促进跨地区电能交易的指导意见》（发改能源〔2005〕292号）、《跨区跨省电力优化调度暂行规则》（电监输电〔2003〕20号）等相关文件的执行情况。

（三）近年来，特别是2007年及2008年跨区跨省电能交易取得的成效及存在的主要问题。

（四）关于进一步健全跨区跨省电能交易机制、完善交易规则的措施和建议。

二、检查方式（一）本次检查由国家电监会会同国家能源局组织，由国家电监会区域电监局会同区域内的城市电监办及相关省（自治区、直辖市）发展改革委、经贸委（经委）组成区域检查组开展相关检查工作。

（二）本次检查以企业自查与重点检查相结合的方式进行。

（三）国家电监会、国家能源局统一印发检查工作通知和表格，各区域检查组可根据区域实际情况对表格进行完善。

国家电网公司、南方电网公司及五大发电集团等中央直属发电企业的总体交易情况由国家电监会、国家能源局负责收集汇总，区域内各相关电力企业的交易情况由各区域检查组负责收集汇总。

国家电力监管委员会办公厅关于开展跨省跨区电能交易价格专项检查工作的通知-办价财[2012]16号

国家电力监管委员会办公厅关于开展跨省跨区电能交易价格专项检查工作的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 国家电力监管委员会办公厅关于开展跨省跨区电能交易价格专项检查工作的通知（办价财[2012]16号）各区域电监局，河南、四川、云南、贵州电监办，国家电网公司，南方电网公司，有关发电企业：根据2012年成本与价格监管工作方案（电监价财[2012]4号）的要求，电监会拟于近期组织开展部分跨省跨区电能交易价格专项检查，对东北送华北，西北送华中，四川送华东，贵州、云南送广东等跨省跨区线路（以下简称四条线路）2011年电能交易的上网（送电）价格、输电价格、电能计量、线损、受电价格、电费结算及相关交易等情况进行检查，现将有关事项通知如下：一、检查内容（一）四条线路电能交易的总体情况。

包括：1、交易组织、计划和电量。

交易的组织者、参与主体、组织方式、电量来源、年度交易计划安排及实际执行情况（年度实际交易电量、年利用小时数）等，与上一年度对比情况及变化原因。

2、电价电量电费情况。

线路（项目）的电价、电量、线损率、年输电电费收入、年运行成本及分项成本等，与上一年度对比情况及变化原因。

（二）四条线路送端价格及相关情况。

包括：1、送出电量。

参与送出的发电企业名称、年送出电量计划、交易合同、电量类型（政府计划、挂牌交易等等）、年送出电量，在送端结算关口计量点的电量，与上一年度对比，送出电量的变化情况及说明。

2、送出价格。

（1）参与送出的发电企业上网结算电价，价格主管部门批复的上网电价等；（2）送端电网所在省当年平均上网电价和电网公司购电价、销售电价；（3）在送端结算关口计量点的价格（按电量来源列出电价、电量）。

东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)

东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）附件2、东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）第一章总则第一条为保障东北区域电力系统安全、优质、经济运行，规范辅助服务管理，依据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号）、《东北区域电网发电企业辅助服务补偿暂行办法》（发改价格[2004]1467号）及国家有关法律法规，制定本细则。

第二条本细则所称辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，由并网发电厂提供的除正常电能生产外的服务，包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、旋转备用、黑启动等。

第三条本细则适用于东北区域省级及以上电力调度机构及其统调的并网电厂（包括自备发电厂）。

地（市）、县电力调度机构及其直接调度的并网发电厂可参照执行。

第四条国家电力监管委员会东北监管局（以下简称为东北电监局）对并网发电厂辅助服务调用、考核及补偿等情况进行监管。

电力调度机构负责实施所辖电网内并网发电厂辅助服务的调用、考核和补偿情况统计等工作。

第二章定义与分类第五条辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

第六条基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务。

包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。

（一）一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

（二）基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。

火电非供热机组的基本调峰标准为其额定容量的40%，即基本调峰时的最小出力达到额定容量的60%。

供热机组在非供热期内的基本调峰标准为其额定容量的40%，即基本调峰时的最小出力达到额定容量的60%。

风电等可再生能源按能力参加调峰，火电供热机组在供热期按能力参加调峰，水电机组依据来水情况按能力参加调峰。

国家发展改革委、国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知

国家发展改革委、国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会,国家能源局•【公布日期】2024.02.07•【文号】发改价格〔2024〕196号•【施行日期】2024.03.01•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】尚未生效•【主题分类】价格,电力及电力工业正文国家发展改革委国家能源局关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知发改价格〔2024〕196号各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：电力辅助服务市场是电力市场体系的重要组成部分。

近年来，各地推进电力辅助服务市场建设，建立调峰、调频、备用等辅助服务市场机制，对保障电能质量和电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳发挥了积极作用。

为贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的决策部署，进一步完善电力价格形成机制，提升电力系统综合调节能力，促进清洁能源消纳和绿色低碳转型，现就建立健全电力辅助服务市场价格机制通知如下。

一、总体思路适应新型电力系统发展需要，持续推进电力辅助服务市场建设。

加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。

按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。

加强政策协同配套，规范辅助服务价格管理工作机制。

二、优化调峰辅助服务交易和价格机制（一）完善调峰市场交易机制。

国家电力监管委员会关于印发《东北区域电力市场实施方案(暂行)》的通知-

国家电力监管委员会关于印发《东北区域电力市场实施方案(暂行)》的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 国家电力监管委员会关于印发《东北区域电力市场实施方案(暂行)》的通知国家电网公司及所属东北电网有限公司、辽宁、吉林、黑龙江省电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关发电公司，中电联：现将《东北区域电力市场实施方案（暂行）》（以下简称《实施方案》）印发你们，请依照执行。

东北区域电力市场模拟运行结束后，国家电力监管委员会将对《实施方案》进行修改完善。

为适应东北区域电力市场建设进度的需要，《东北区域电力市场技术支持系统功能规范》由东北区域电力监管机构负责按照《实施方案》和《运营规则》确定的原则，在模拟运行中完善，报国家电力监管委员会批准后实施。

有关《实施方案》和《运营规则》中涉及的《东北电网年度购电合同电量管理办法》、《东北区域电力市场电费结算及管理办法》、《东北区域电力市场差价部分资金管理办法》等配套文件，由东北区域电力监管机构批准实施，并报国家电力监管委员会核备。

东北区域电力市场年度购售电合同原则上依据国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《购售电合同（示范文本）》制定。

二00三年十二月三十一日东北区域电力市场实施方案(暂行)一、东北电网概况东北电网覆盖辽宁省、吉林、黑龙江省，蒙东的赤峰市、通辽市以及兴安盟、呼盟地区，供电面积120万平方公里，供电服务人口1亿左右。

全网火电资源主要分布在内蒙东部和黑龙江煤炭产区，以及大连、绥中等港口城市，水电资源主要集中在东部地区；而负荷主要集中在大连、沈阳、长春、哈尔滨等中、南部大中型城市，形成东、西部电力向中部输送，北部电力向南部输送的局面。

东北区域跨省调峰辅助服务市场交易及补偿监管办法(试行)

东北区域跨省调峰辅助服务市场交易及补偿监管办法（试行）第一章总则第一条为保障东北区域电力系统安全、优质、经济运行，充分调动电网企业和发电企业的调峰积极性，挖掘调峰潜力，实现调峰跨省调剂，依据国家发展和改革委员会《东北区域电网发电企业辅助服务补偿暂行办法》（发改价格〔2004〕1467号），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）和《跨省(区)电能交易监管办法（试行）》（电监市场〔2009〕51号）及国家有关法律法规，结合东北地区实际，制订本办法。

第二条东北区域跨省调峰辅助服务市场交易是东北区域电力市场的组成部分，是在《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》（东电监市场〔2008〕167号）省内调峰补偿的基础上，根据省间联络线计划曲线，通过东北区域电力市场交易平台开展的跨省调峰市场交易，实现区域内电力资源优化配置。

第三条省间联络线计划曲线依据东北区域省间联络线计划曲线管理有关办法确定。

第四条东北区域跨省调峰市场交易按照公开、公平、公正的原则，在效益共享、平等自愿、不损害第三方利益的前提下，通过市场手段，科学合理地开展东北区域跨省调峰辅助服务市场交易，保障电力系统安全稳定运行和连续可靠供电。

第五条开展东北区域跨省调峰市场交易要维护电力调度秩序，保证调度的权威性和严肃性，有关各方要服从电力统一调度，保证电力供应，共同保障电网安全、稳定、优质、经济运行。

第六条东北区域跨省调峰市场交易市场主体为东北电网公司、辽宁、吉林、黑龙江、蒙东电力公司调度管辖范围内的统调发电厂（不含水电机组）。

第七条东北区域跨省调峰市场交易目前仅开展低谷时段调峰交易，各省（区）电力公司确定低谷时段时间范围，经东北电监局确认后，在东北区域电力市场交易平台发布。

第八条东北电监局、地方政府电力管理部门负责对东北区域跨省调峰市场交易实施监管。

第二章交易价格第九条东北区域跨省调峰市场的调峰交易低谷时段价格以《东北区域发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》规定的省内补偿价格为基础，由市场主体事先协商确定，实际发生交易时按协商价格结算。

东北电力辅助服务市场运营规则（试行）【全文】

东北电力辅助服务市场运营规则（试行）【全文】展开全文东北电力辅助服务市场运营规则（试行）第一章总则第一条为建立辅助服务分担共享新机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障东北地区电力系统安全、稳定、经济运行，促进风电、核电等清洁能源消纳，按照《国家能源局关于同意开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点的复函》（国能监管〔2016〕292 号）要求，制定本规则。

第二条本规则制定依据为《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）及其相关配套文件、《电力监管条例》（国务院令第432号）、《国家能源局关于印发2016 年体制改革工作要点的通知》（国能综法改〔2016〕57号）、《关于推动东北地区电力协调发展的实施意见》（国能电力〔2016〕179号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）以及国家有关法律、法规及行业标准。

第三条本规则适用于东北地区省级及以上电力调度机构调度指挥的并网发电机组、获得准入的电力用户等开展的辅助服务交易行为。

东北电力辅助服务市场所有成员必须遵守本规则。

第四条本规则所称辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，由并网发电厂或电力用户提供的除正常电能生产外的市场化辅助服务。

第五条发电企业参与辅助服务市场要严格执行调度指令，要以确保电力安全、供热安全为前提，不得以参与辅助服务市场交易为由影响居民供热质量。

第六条国家能源局东北监管局（以下简称东北能源监管局）负责电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。

第二章市场成员第七条东北电力辅助服务市场成员包括市场运营机构和市场主体。

第八条东北电力辅助服务市场运营机构为东北地区省级及以上电力调度、交易机构。

其主要职责是：（一）管理、运营东北电力辅助服务市场；（二）建立、维护市场交易的技术支持平台；（三）依据市场规则组织交易，按照交易结果进行调用；（四）与市场主体进行结算；（五）发布市场信息；（六）评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见；（七）紧急情况下中止市场运行，保障系统安全运行；（八）向东北能源监管局提交相关市场信息，接受监管。

《东北电力调峰市场化补偿管理办法》编制说明-宣贯版(2).

二、《监管办法》核心规则
7.对热电、风电等企业的分摊金额上限保护
因风电场利用小时数低而进行分摊金额修正，或当火电厂或风电场分摊金额达到保护上限，导致补偿金额存在缺口时，通过以下方式进行平衡：
1）上年度新机并网差额资金的50%部分原则上纳入调峰辅助服务范畴，用以填补调峰补偿金额缺口；
2）差额资金填补后如果还存在缺额部分，则在获得补偿的发电企业间根据实发电量比重进行免除。
分摊电量36万
分摊电量38万
38万
封顶罚金（42-60×52%） ×0.38×0.5
结果（一小时电量）
补偿0.48万-0.067
补偿4.08万-0.573
分摊1.83万分摊1.93万分摊1.29万（封顶0.64）
核电厂E 风电厂F
100万 80万 20万 13万
分摊电量80-100×77%=3万分摊0.15万
跨省调峰辅助服务仅对提供支援省区发生的有偿调峰辅助服务部分进行补偿，对于发生的无偿的基本调峰义务区间内的跨省支援不进行跨省补偿。
支援省区获得的补偿费用首先用于支付省内火电机组运行调峰有偿辅助服务补偿费用，支付后如有缺额则按照运行调峰辅助服务费用分摊原则在本省内进行分摊。
被支援省区的跨省调峰辅助服务分摊费用按省区内机组的深度调峰辅助服务分摊费用比例进行分配。
一、《监管办法》编制意义、基本原则及主要特色
基本原则：
➢ 既然要采用经济手段，就不可能不涉及价格问题。但所涉及的电力价格影响范围严格限定在调峰辅助服务范畴内，只有在电网调峰安全受到影响时，才会产生一个Δ电价增量，不会在每一度电价格上都附加这个Δ电价增量，因此不应理解为改变了基础电价。
➢ 可再生能源法要求电网企业全额收购可再生能源发电电量，并没有要求“全额全价收购”，可再生能源法的初衷一定是从全社会的角度强调清洁能源的节能减排作用，而不是重在保障个体企业的效益最大化。

国家能源局关于推动东北地区电力协调发展的实施意见-国能电力[2016]179号

国家能源局关于推动东北地区电力协调发展的实施意见正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------国家能源局关于推动东北地区电力协调发展的实施意见国能电力[2016]179号辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、河北、山东省（区）发展改革委（能源局、物价局），东北能源监管局，国家电网公司，华能、大唐、华电、国电、国电投集团，神华集团、华润集团、国投公司：近年来，东北地区出现较严重的电力供大于求局面，电力消纳及系统调峰困难。

去年入冬以来，受气候条件、燃煤供暖、秸秆燃烧等因素影响，还出现了持续性严重雾霾现象。

这些问题如不及时解决，将对东北地区经济健康持续发展及人民群众生活质量提高产生不利影响。

为贯彻落实中共中央、国务院《关于全面振兴东北地区等老工业基地的若干意见》（中发[2016]7号），加快解决东北地区电力消纳、系统调峰等问题，促进能源清洁发展，减少大气污染，现提出以下实施意见。

一、指导思想牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，适应和把握经济发展新常态的趋势，结合东北地区电力产业发展及电力供需形势，大力推进电力供给侧和消费侧革命，优化电力结构，加快建设电力市场，加速实施技术创新，坚持规划引领，有序安排电力建设，从供需两侧加快推动解决东北地区“窝电”问题，促进东北地区电力行业协调、健康、持续发展。

二、基本原则坚持整体谋划。

以“三省一区”为一体，将东北地区电力发展与能源发展规划、电力发展规划、大气污染防治行动计划相结合，以规划为引领，全盘统筹，提出系统性发展思路。

坚持统筹推进。

统筹考虑国家与地方、近期与远期、不同部门、各类措施之间的关系，将多种资源有机结合起来，加强协作，促进各项工作协调推进。