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华中区域电力辅助服务管理实施细则

第一章总则

第一条持续推动能源高质量发展，保障华中区域电力系统安全、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》《电网运行规则（试行）》《电力辅助服务管理办法

》等有关法律法规，制定本细则。

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。

第三条本细则适用于华中区域河南省、湖北省、湖南省、江西省、四川省、重庆市电力调度机构调度管辖的接入35kV及以上电压等级并网主体电力辅助服务的提供、调用、考核、补

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偿、结算和监督管理等。35kV以下的并网主体辅助服务管理可以在本细则基础上，根据当地实际情况，在不影响公平合理的前提下，适当精简项目，由省级电力调度机构报相应能源监管机构同意后实施。

第四条并网主体包括发电侧并网主体、新型储能和负荷侧并网主体。

（一）发电侧并网主体是指电力调度机构管辖范围的燃煤电厂、燃油电厂、生物质电站、燃气电厂、水力发电厂、抽水蓄能、风力发电场、光伏电站。

（二）新型储能是指电力调度机构调度管辖范围的电化学、压缩空气、飞轮等新型储能电站。本细则所指新型储能为电化学储能电站或储能系统，压缩空气、飞轮等新型储能电站参照执行。纳入本细则管理的新型储能容量不低于4MW/1小时。

（三）本细则所称负荷侧并网主体是指能够直接响应调度指令的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的可调节负荷，包括独立电力大用户和聚合平台两类

（含负荷聚合商、虚拟电厂等形式聚合）。纳入本细则管理的可调节负荷容量不低于5MW，向上或向下调节能力不低于5MW，持续时间不低于1小时。

第五条已通过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，相关辅助服务品种不在本细则进行重复补偿。未通过市场机制实现补偿的电力辅助服务品种，按本细则进行补偿。

第六条新建并网主体应按照《电网运行规则（试行）》

《电网运行准则》等要求接入电网，并完成以下工作之后开展辅助服务管理：

（一）火力发电机组按《火电发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437）要求完成整套启动试运时纳入。

（二）水力发电机组按《水电工程验收规程》（NB/T35048）、抽蓄机组按照《可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程》

（GB/T18482）要求完成负荷连续运行时纳入。

（三）风力发电场、光伏发电站分别按《风力发电场项目建设工程验收规程》（GB/T31997）、《光伏发电工程验收规范》（GB/T50796）完成工程验收，第一台风电机组或逆变器并入电网时纳入。

（四）电化学储能电站按照《电化学储能电站并网运行与控制技术规范》（DL/T2246.1～2246.9）、《参与辅助调频的电厂侧储能系统并网管理规范》（DL/T2313）要求完成接入电网且具备结算条件之后纳入。

电源侧、负荷侧电化学储能经所在电源侧、负荷侧法人同意并具备相关条件，可以在电源侧、负荷侧独立出来，按照公用电化学储能方式参与辅助服务补偿。

（五）可调节负荷按照《可调节负荷并网运行与控制技术规范》（DL/T2473.1～2473.13）要求完成接入电网且具备结算条件后纳入。

（六）其它发电机组原则上自基建调试完成交付生产运行之日纳入。

（七）电源侧、负荷侧电化学储能电站以及可调节负荷参

与辅助服务补偿和并网运行考核应具备的相关条件以及退出条件由省级以上电力调度机构制定，并报相关能源监管机构。

第七条能源监管机构依法对辖区内电网企业、电力调度机构、电力交易机构和并网主体执行本细则情况进行监管。电力调度机构按照调度管辖范围开展辅助服务管理工作；电力交易机构负责披露补偿分摊结果，出具结算依据；电网企业负责对辅助服务费用进行结算。

第二章定义与分类

第八条并网主体提供的辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

第九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，并网主体必须提供的辅助服务。包括基本一次调频、基本调峰、基本无功调节等。

（一）基本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、新能源和新型储能等并网主体通过快速频率响应，调整