國家能源局日前發(fā)布了關于印發(fā)《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》的通知，方案中稱，結合各地實際，完善電力輔助服務補償機制。根據(jù)電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易、跨省跨區(qū)電能交易以及現(xiàn)貨市場試點等實際情況，分類推進電力輔助服務補償(市場)機制建設，確保對目前情況和電力現(xiàn)貨市場具備較強適用性。

以完善電力輔助服務無功補償(市場)機制為核心，全面推進電力輔助服務補償(市場)工作，分三個階段實施。

第一階段(2017年～2018年)：完善現(xiàn)有相關規(guī)則條款，落實現(xiàn)行相關文件有關要求，強化監(jiān)督檢查，確保公正公平。

第二階段(2018年～2019年)：探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。

第三階段(2019年～2020年)：配合現(xiàn)貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。

方案中稱，將建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制，實現(xiàn)電力輔助服務補償項目全覆蓋。實現(xiàn)省級及以上電力調度機構調度的發(fā)電機組全部納入電力輔助服務管理范圍。實現(xiàn)電力輔助服務無功補償力度科學化。鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組。鼓勵自動發(fā)電控制和調峰服務按效果補償。按需擴大電力輔助服務提供主體。

詳情如下：

國家能源局關于印發(fā)《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》的通知

各派出能源監(jiān)管機構：

為深入貫徹落實黨的十九大精神和《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)，進一步完善和深化電力輔助服務補償機制，推進電力輔助服務市場化，按照《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)電力體制改革配套文件的通知》(發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號)有關要求，我局研究制定了《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》。經(jīng)局長辦公會審議通過，現(xiàn)印發(fā)你們，請結合實際認真落實。我局批復的電力輔助服務市場改革試點地區(qū)要按照批復方案推進試點，并結合本通知要求不斷深化完善相關機制。

國家能源局

2017年11月15日

附件

完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案

為深入貫徹落實黨的十九大精神和《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)，進一步完善和深化電力輔助服務補償機制，推進電力輔助服務市場化，按照《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)電力體制改革配套文件的通知》(發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號)有關要求，制定本方案。

一、重要性和緊迫性

為保障電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、優(yōu)質、經(jīng)濟運行，保證電能質量，規(guī)范電力輔助服務管理，原國家電力監(jiān)管委員會于2006年11月印發(fā)《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監(jiān)市場〔2006〕43號)(以下簡稱43號文)。按照該辦法要求，各區(qū)域電力監(jiān)管機構結合本地區(qū)電力系統(tǒng)實際和電力市場建設需要，陸續(xù)制訂實施細則，組織實施并加強監(jiān)管。2014年，國家能源局印發(fā)《關于積極推進跨省跨區(qū)電力輔助服務補償機制建設工作的通知》(國能綜監(jiān)管〔2014〕456號)，將跨省跨區(qū)交易電量納入電力輔助服務補償機制范疇。目前，電力輔助服務補償機制除西藏尚未建立外，在全國范圍內基本建成，運行效果普遍較好，為進一步推進電力市場建設奠定了基礎。

近年來，我國電力行業(yè)尤其是清潔能源發(fā)展迅猛，電源結構、網(wǎng)架結構發(fā)生重大變化，系統(tǒng)規(guī)模持續(xù)擴大，系統(tǒng)運行管理的復雜性隨之大大增加，對系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行提出了更高要求。當前，我國電力供應能力總體富余，煤電機組利用小時數(shù)呈逐步下降趨勢，局部地區(qū)棄風、棄光、棄水、限核和系統(tǒng)調峰、供暖季電熱矛盾等問題突出，現(xiàn)行電力輔助服務補償辦法的部分內容已經(jīng)難以適應實際需要。為深入落實電力體制改革各項措施，進一步還原電力商品屬性，構建有效競爭的市場結構和市場體系，在更大范圍內優(yōu)化資源配置，亟需進一步完善和深化電力輔助服務補償(市場)機制。

二、總體思路和基本原則

(一)總體思路

按照中央進一步深化電力體制改革總體部署，堅持社會主義市場經(jīng)濟改革方向，結合各地實際，完善電力輔助服務補償機制。

(二)基本原則

堅持服務大局原則。保障國家能源戰(zhàn)略落實，維護電力系統(tǒng)安全運行，落實電力體制改革要求。

堅持市場化原則。配合電力市場體系建設，充分利用市場化機制發(fā)揮各類型發(fā)電企業(yè)和電力用戶的調節(jié)性能，營造良好的制度環(huán)境。

堅持因地制宜原則。根據(jù)電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易、跨省跨區(qū)電能交易以及現(xiàn)貨市場試點等實際情況，分類推進電力輔助服務補償(市場)機制建設，確保對目前情況和電力現(xiàn)貨市場具備較強適用性。

三、主要目標

以完善電力輔助服務補償(市場)機制為核心，全面推進電力輔助服務補償(市場)工作，分三個階段實施。

第一階段(2017年～2018年)：完善現(xiàn)有相關規(guī)則條款，落實現(xiàn)行相關文件有關要求，強化監(jiān)督檢查，確保公正公平。

第二階段(2018年～2019年)：探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。

第三階段(2019年～2020年)：配合現(xiàn)貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。

四、主要任務

(一)完善現(xiàn)有相關規(guī)則條款

1.實現(xiàn)電力輔助服務補償項目全覆蓋。43號文中規(guī)定的項目應全部納入電力輔助服務補償范圍。部分地區(qū)自動發(fā)電控制、調峰等服務未進行補償?shù)?，要補充完善區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則相關規(guī)則條款，并切實落實到生產(chǎn)運行中。

2.實現(xiàn)省級及以上電力調度機構調度的發(fā)電機組全部納入電力輔助服務無功補償管理范圍。部分地區(qū)未將核電、熱電聯(lián)產(chǎn)、水電、風電、光伏發(fā)電等發(fā)電機組納入電力輔助服務管理范圍或不同類型機組分立賬戶的，要完善相關內容、落實規(guī)則、加強監(jiān)管，促進各種類型發(fā)電機組在同一平臺公平承擔電力輔助服務義務。各地可根據(jù)實際情況，將地市調度機構調度的發(fā)電機組逐步納入電力輔助服務管理范圍，或參照統(tǒng)調機組制定非統(tǒng)調機組輔助服務補償實施細則。

3.實現(xiàn)電力輔助服務補償力度科學化。按照43號文所確定的“補償成本、合理收益”的原則確定補償力度，充分調動發(fā)電企業(yè)提供電力輔助服務（無功補償）的積極性。部分地區(qū)對于自動發(fā)電控制、調峰、備用等服務補償力度較小不能覆蓋電力輔助服務提供成本和適當收益的，要完善區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則相關內容，加大補償力度。

4.鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組。電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)系統(tǒng)運行需要，確定自動發(fā)電控制、備用、黑啟動等服務總需求量，發(fā)電企業(yè)通過競價的方式提供輔助服務。鼓勵并網(wǎng)自備電廠通過購買低谷可再生能源的方式參與調峰，探索發(fā)電企業(yè)之間通過實時交易低谷發(fā)電量的方式提供調峰服務。

5.鼓勵自動發(fā)電控制和調峰服務按效果補償。鼓勵借鑒部分地區(qū)自動發(fā)電控制按效果付費的經(jīng)驗，采用自動發(fā)電控制機組的響應時間、調節(jié)精度、調節(jié)速率等效果指標乘以行程作為計量公式進行補償，采用機組調峰率對系統(tǒng)運行的貢獻程度(機組出力曲線相對系統(tǒng)負荷形狀)進行補償。

6.按需擴大電力輔助服務提供主體。鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助無功補償服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。

7.開展電力用戶與發(fā)電企業(yè)中長期交易的地區(qū)，除了完成上述1-6條工作外，還應建立電力用戶參與的電力輔助服務分擔共享機制。

8.電力輔助服務參與主體增加電力用戶。鼓勵電力用戶參與提供電力輔助服務，簽訂帶負荷曲線的電力直接交易合同，并滿足所參加電力輔助服務的技術要求，按與發(fā)電企業(yè)同一標準進行補償，隨電力用戶電費一并結算。

用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發(fā)電企業(yè)或電網(wǎng)企業(yè)簽訂保供電協(xié)議、可中斷負荷協(xié)議等合同，約定各自的電力輔助服務權利與義務。

9.電力用戶參與電力輔助服務的方式：直接參與分攤電力輔助服務費用、經(jīng)發(fā)電企業(yè)間接承擔、購買發(fā)電企業(yè)輔助服務、自行提供電力輔助服務等。

10.直接參與分攤電力輔助服務費用方式：電力用戶按照直接交易電費承擔電力輔助服務補償責任。發(fā)電企業(yè)相應直接交易電費不再參與電力輔助服務補償費用分攤，由電力用戶按照直接交易電費與發(fā)電企業(yè)非直接交易電費比例分攤電力輔助服務補償費用。

其中，電力用戶分攤的電力調峰服務費用可以根據(jù)電力用戶特性調整。未實行用電峰谷電價的地區(qū)，根據(jù)電力用戶自身負荷曲線和全網(wǎng)用電負荷曲線，計算電力用戶對電網(wǎng)調峰的貢獻度。電力用戶峰谷差率小于全網(wǎng)峰谷差率時調峰貢獻度為正，電力用戶峰谷差率大于全網(wǎng)峰谷差率時調峰貢獻度為負。

11.電力用戶經(jīng)發(fā)電企業(yè)間接承擔方式：電力用戶與發(fā)電企業(yè)協(xié)商直接交易電價時約定直接交易電價包含電力輔助服務費用，發(fā)電企業(yè)直接交易電費應繼續(xù)參與電力輔助服務補償費用分攤。

12.購買發(fā)電企業(yè)輔助服務方式：電力調度機構事先按照電力用戶市場份額計算應該承擔的電力輔助服務責任。電力用戶通過自身資源履行電力輔助服務責任，不足部分向發(fā)電企業(yè)購買電力輔助服務來確保責任的履行。

13.自行提供電力輔助服務方式：用戶根據(jù)系統(tǒng)運行需要調整用電曲線或者中斷負荷作為電力輔助服務提供方。電力用戶提供的電力輔助服務補償費用應參照調峰、調頻服務計算方式確定。

(三)分類型推進跨省跨區(qū)電力輔助服務補償

14.推進國家指令性計劃、地方政府協(xié)議跨省跨區(qū)電能交易輔助服務補償工作。實現(xiàn)國家指令性計劃、地方政府協(xié)議跨省跨區(qū)電能交易與市場化跨省跨區(qū)電能交易同一標準和要求參與電力輔助服務補償。

15.市場化跨省跨區(qū)電能交易全面實施跨省跨區(qū)電力輔助服務補償。送出端發(fā)電企業(yè)納入受端地區(qū)電力輔助服務管理范圍，并根據(jù)提供的電力輔助服務獲得或者支付補償費用。

市場化跨省跨區(qū)送電發(fā)電企業(yè)視同受端電網(wǎng)發(fā)電企業(yè)參與電力輔助服務補償和考核?？缡】鐓^(qū)電能交易曲線未達到受端電網(wǎng)基本調峰要求的，按照受端電網(wǎng)基本調峰考核條款執(zhí)行;達到有償調峰要求的，按照有償調峰補償條款給予補償。其余輔助服務項目原則上按照送端發(fā)電企業(yè)不能提供的情況處理，確能提供的，按照受端電網(wǎng)相應的補償條款執(zhí)行。

16.跨省跨區(qū)電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易按照上述7-13條執(zhí)行。

17.跨省跨區(qū)電力輔助服務補償費用隨跨省跨區(qū)電能交易電費一起結算，相關電網(wǎng)企業(yè)應對結算工作予以必要的支持。

五、組織協(xié)調

(一)加強組織領導

國家能源局統(tǒng)一協(xié)調推進有關工作，各派出能源監(jiān)管機構按照屬地原則，負責組織推進當?shù)仉娏o助服務補償(市場)工作及日常事務的協(xié)調處理。

推進電力質量輔助服務補償工作要與電能量市場化交易進展情況密切協(xié)調，規(guī)則條款修訂要與電能量交易相適應。電力直接交易工作要考慮電力用戶承擔相應的電力輔助服務責任和費用，跨省跨區(qū)電能交易購售雙方協(xié)商交易要考慮電力輔助服務費用，現(xiàn)貨試點地區(qū)電能量交易要統(tǒng)籌考慮調頻、備用等電力輔助服務交易，并同步設計相關規(guī)則。

(二)落實責任分工

區(qū)域、省級派出能源監(jiān)管機構要加強溝通協(xié)調，承擔主體責任，做好區(qū)域內實施細則之間的銜接?？缡】鐓^(qū)送電輔助服務補償由受端區(qū)域、省級派出能源監(jiān)管機構商送端區(qū)域、省級派出能源監(jiān)管機構提出實施方案，報送國家能源局備案。

各電力企業(yè)要高度重視，精心組織，加強工作溝通與配合，規(guī)則修訂后盡快組織技術支持系統(tǒng)完善升級，完成人員培訓、業(yè)務銜接等方面的工作。各電力調度機構負責電力輔助服務有關數(shù)據(jù)的統(tǒng)計工作，電網(wǎng)企業(yè)按照相應派出能源監(jiān)管機構審核同意的執(zhí)行結果配合完成結算。

(三)抓好督促落實

各派出能源監(jiān)管機構要根據(jù)工作方案要求，結合當?shù)貙嶋H，制定實施方案，明確具體時間節(jié)點和階段性目標，報送國家能源局備案。推進過程中，實施方案如有調整，要及時報送國家能源局。國家能源局批復的電力輔助服務市場改革試點地區(qū)要按照批復方案推進試點，并結合本通知要求不斷深化完善相關機制。