南方区域“两个细则”（2017版）：发电厂并网运行管理实施细则、并网发电厂辅助服务管理实施细则

第四章    考核与补偿

第十四条 对基本辅助服务不进行补偿，当并网发电厂因自身原因不能提供基本辅助服务时须接受考核，具体考核标准和办法见《南方区域发电厂并网运行管理实施细则（2017 版）》。

第十五条 对有偿辅助服务进行补偿。承担电力调度机构指定的 AGC、旋转备用、有偿调峰、黑启动、冷备用和自动电压控制（AVC）等辅助服务的并网发电厂，当因自身原因达不到预定调用标准时须接受考核，具体考核标准和办法见《南方区域发电厂并网运行管理实施细则（2017 版）》。

第十六条 将跨省区交易电量纳入辅助服务补偿机制范畴， 送出端发电企业（点对网）纳入受端省（区）辅助服务管理范围， 并根据提供的辅助服务获得或者支付补偿费用。跨省区交易电量（非点对网）辅助服务补偿根据国家有关政策另行制定。

第十七条 根据调节容量、调节电量，对并网发电机组提供的 AGC 服务实施补偿。

（一）调节容量补偿费用= 调节容量服务供应量×R1（元/兆瓦时），各种 AGC 控制模式均可获得容量补偿费用。

其中，调节容量服务供应量为每日 AGC 容量服务供应量的月度累计之和，每日 AGC 容量服务供应量为当日每个调度时段的容量服务供应量之和，未投入 AGC 的调度时段，其容量服务供应量为 0。

调度时段的容量服务供应量=调度时段征用的机组 AGC 调节容量（兆瓦）×调度时段的长度（小时）

AGC 调节容量为机组当前出力点在 5 分钟内向上可调容量与向下可调容量之和。

在 96 点系统中，一个调度时段长度为 0.25 小时（15 分钟）。

（二）AGC 投调频控制模式的，调节电量补偿费用=AGC 实际调节电量（兆瓦时）×R2（元/兆瓦时）。AGC 投其它控制模式的，不对调节电量进行补偿。

其中，AGC 实际调节电量为机组根据 AGC 调度指令要求比计划发电曲线增发、减发电量绝对值之和。

第十八条 燃煤机组、生物质机组启停调峰的，每次按每万千瓦装机容量 R3万元的标准补偿。燃气、燃油发电机组启停调峰的，每次按每万千瓦装机容量 0.05×R3万元的标准补偿。

第十九条 燃煤机组、生物质机组深度调峰服务供应量定义为机组额定容量的 50%减去机组实际出力的差值在深度调峰时间内的积分电量。核电机组深度调峰服务供应量定义为并网调度协议约定的正常调节出力下限减去实际出力的差值在深度调峰  时间内的积分电量。

第二十条 燃煤机组、生物质机组深度调峰出力在额定容量40%-50%之间的，按照 3×R4（元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰出力在额定容量 40%以下的，按照 6×R4（元/兆瓦时）的标准补偿。核电机组深度调峰出力在额定容量 50%至并网调度协议约定的正常调节出力下限之间的，按照 3×R4（元/兆瓦时）的标准补偿；深度调峰出力在额定容量 50%以下的，按照 6×R4（元/ 兆瓦时）的标准补偿。

第二十一条 除燃煤、生物质、核电机组按时段缴纳深度调峰辅助服务费以外，其余机组按其上网电量缴纳深度调峰辅助服务费。燃煤机组、生物质机组、核电机组在低谷时段外，按该时段的积分电量缴纳深度调峰辅助服务费。燃煤机组、生物质机组、核电机组低谷时段深度调峰辅助服务费按以下标准缴纳:

（一）燃煤机组、生物质机组按阶梯缴纳：第一阶梯，负荷率低于或等于 50%的，按该时段的积分电量缴纳；第二阶梯，负荷率在 50-60%的，按照实际负荷与 50%额定容量之差在该时段的积分电量 1.5 倍加上第一阶梯电量缴纳；第三阶梯，负荷率在60-80%的，按照实际负荷与 60%额定容量之差在该时段的积分电量的 2 倍加上第二阶梯的电量缴纳；第四阶梯，负荷率在 80% 及以上的，按照实际负荷与 80%额定容量之差在该时段的积分电量的 2.5 倍加上第三阶梯电量缴纳。

（二）核电机组出力在并网调度协议约定的正常调节出力下限部分，按实际负荷出力在该时段积分电量缴纳；超过部分按实际出力与并网调度协议约定的正常调节出力下限之差在该时段积分电量 1.5 倍缴纳。

第二十二条 火力发电机组及核电机组有偿旋转备用服务供应量定义为：因电力系统需要，当发电机组实际出力低于发电厂申报的最高可调出力时，最高可调出力减去机组实际出力的差值在旋转备用时间内的积分，高峰时段按照 R4（元/兆瓦时）的标准补偿，低谷时段按照 0.5×R4（元/兆瓦时）的标准补偿。当火力发电机组实际出力低于额定功率 50%的，按照深度调峰进行计算补偿，不计算旋转备用补偿；核电机组实际出力低于并网调度协议约定的正常调节出力下限的，按照深度调峰进行计算补偿，不计算旋转备用补偿。

第二十三条 水力发电机组有偿旋转备用服务供应量定义为：当发电机组预留发电容量超出 60％额定容量时，额定容量的 40％减去机组实际出力的差值在旋转备用时间内的积分，高峰时段按照 R4（元/兆瓦时）的标准补偿，低谷时段按照 0.5×R4（元/兆瓦时）的标准补偿。

第二十四条 并网发电机组在运行当日由于电厂原因无法按调度需要达到申报的最高可调出力时，当日旋转备用容量不予补偿。

第二十五条 对并网发电机组迟相运行注入无功服务供应量按照 R5（元/兆乏小时）的标准补偿；对并网发电机组进相运行吸收无功服务供应量按照 3×R5（元/兆乏小时）的标准补偿。

迟相运行注入无功服务供应量为：并网发电机组按照电力调度机构下发的电压曲线或指令，迟相功率因数低于 0.90 时多注入系统的无功电量。

进相运行吸收无功服务供应量定义为：并网发电机组按照电力调度机构下发的电压曲线或指令，进相功率因数低于 0.97 时多吸收系统的无功电量。

发电机组实际吸收或注入的无功电量由调度自动化系统有  功、无功电力采集量积分得出。

第二十六条 电力调度机构应根据系统安全需要，制定黑启动方案，合理确定关键路径黑启动电源，并与黑启动机组所在并  网发电厂签订黑启动技术协议（协议应约定黑启动技术性能指标要求，包括黑启动机组的设备配置、机组响应时间等）。签订协议后，并网发电厂须委托具备国家认证资质机构开展黑启动试验且试验合格并经电力调度机构认可，将黑启动协议和黑启动试验  合格报告报能源监管机构备案。不在黑启动方案中关键路径点的机组可自愿申请建设黑启动功能。

提供黑启动服务的机组每半年自检一次黑启动试验，每两年委托具备国家认证资质机构进行一次黑启动试验（机组大修后必须进行一次黑启动试验），并经电力调度机构认可，报能源监管机构备案；对具有 FCB 功能的火电机组，每 6 年或每次 A 类检修期间应至少完成一次 100% 额定容量的 FCB 功能试验，并经电力调度机构认可，报能源监管机构备案。

第二十七条 黑启动（含 FCB）服务费用分为能力费和使用费。对符合规定的黑启动机组，从试验合格次月开始按照每月R6（万元/台，万元/万千瓦）的标准补偿黑启动能力费。黑启动（含 FCB）使用费的补偿标准为R7（万元/台次）。

第二十八条 当指定提供黑启动（含 FCB）服务的并网发电机组无法满足技术协议约定指标要求或黑启动试验不合格的，当月黑启动服务不予补偿，直至试验合格后的次月恢复补偿。

第二十九条 火力发电机组、核电机组冷备用服务补偿定义为：因电网安排需要，当火力发电机组、核电机组根据电力调度指令停机，按照机组额定容量与冷备用时间及 R8（元/兆瓦时） 的乘积进行补偿。对燃气和燃油机组在前款补偿的基础上加上启停调峰补偿。

冷备用时间为并网机组解列至再次并网的时间减去 72 小时。（燃气和燃油机组前 72 小时按启停调峰的标准补偿，72 小时之后按冷备用标准补偿）。对于参与发电权交易的火力发电机组计算冷备用时间时，应按其被替代电量与机组额定容量的比值扣除被替代小时数。

第三十条 对经电力调度机构验收合格，并投入 AVC 闭环运行的机组进行容量补偿和效果补偿，容量补偿标准为 R9万元/每月/每台，效果补偿按以下规则进行评价。

（一）自动电压控制（AVC）服务按机组计量。

（二）装设AVC 装置的机组， AVC 投运率、AVC 调节合格率均在98%以上的，按机组容量和投用时间进行补偿，低于上述指标的不进行补偿：

式中，λ调节为机组AVC  调节合格率；

PN为机组容量（MW）；

YAVC为AVC 补偿标准，取0.1 元/MWh；

TAVC为机组 AVC 投用时间，单位为小时。

第五章    统计与结算

第三十一条 电力调度机构按要求统计辅助服务提供和使用情况。辅助服务考核与补偿数据以辅助服务能力测试报告及调度自动化系统、电力需求侧系统记录为准。辅助服务考核与补偿数据包括发电侧和需求侧电能量计量装置的数据、调度自动化系统记录的发电负荷指令、实际有功（无功）出力，日发电计划曲线、电网频率、省际联络线实际交换功率曲线、电压曲线等。

第三十二条 并网发电厂应建设辅助服务考核与补偿以及市场市场化交易配套系统和通讯系统等厂内配套装置，电力调度机构应予以指导。

第三十三条 按照分省区平衡、专门记账、收支平衡的原则， 在各省（区）单独建立辅助服务补偿台账，实行专项管理，台账内资金全部用于支付并网发电厂提供辅助服务的补偿费用。

第三十四条 电网企业应在辅助服务考核与补偿费用、辅助

服务市场交易费用结算等过程中履行以下职责。电网企业是指与

并网发电厂有购售电合同关系的电网企业。

（一）建立和管理辅助服务补偿台账，保证台账记录真实、准确和完整；

（二）按照本细则规定，根据电力调度机构出具的辅助服务补偿凭据、辅助服务市场交易凭据和能源监管机构审批的结果， 向并网发电厂出具辅助服务费用的结算凭据，在电量电费结算环节代为结算；

（三）定期公布台账的记录信息；

（四）及时答复发电厂提出的相关异议；

（五）定期对辅助服务补偿、辅助服务市场交易结算情况进行统计，并报能源监管机构审批；

（六）具备相应技术条件，满足本细则实施辅助服务管理的需要。

第三十五条 同时与多个省级电网企业有购售电合同关系的并网发电厂所提供的有偿辅助服务供应量按其在各省级电网落地电量的比例分摊，按落地省份的标准补偿或缴纳费用，分别与各相关省级电网企业结算。

第三十六条 对省（区）内并网发电厂辅助服务的补偿，由购电省份的电网企业与并网发电厂进行结算。对区外电源辅助服务的补偿，由购电省份的电网企业与区外售电主体进行结算。

第三十七条 自动发电控制（AGC）、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、黑启动、冷备用、自动电压控制（AVC）等辅助服务品种单独进行平衡，各品种平衡后的费用之和作为各发电厂辅助服务结算费用。

第三十八条 辅助服务补偿台账资金来源包括：新建发电机组调试运行期差额资金的 50%，符合国家以及地方有关法律、法规以及规范性文件规定的其他资金。不足部分按照省（区）内收支平衡的原则由并网发电厂缴纳。

第三十九条 差额资金使用原则如下：当年新建发电机组调试运行期差额资金的 50%用作次年的辅助服务补偿资金。电网企业应按年度做好差额资金的统计工作，于次年 1 月开始，按当月实际发生的辅助服务补偿费用进行逐月滚动分配，直至该项资金分配完毕为止。如年末差额资金仍有剩余，则滚动到下一年度继续使用。差额资金使用情况应及时报能源监管机构备案。

第四十条 各辅助服务品种单独进行平衡，除有偿调峰品种外，按并网发电厂上网电量比例进行缴纳。其中：省（区）内并网发电厂按其当月上网电量缴纳；同时与多个省级电网企业有购售电合同关系的并网发电厂按其在各省级电网当月落地电量缴  纳。并网发电厂当月各辅助服务品种结算费用等于该电厂当月该   辅助服务品种补偿费用减去该辅助服务品种应缴纳的辅助服务  费用。

除有偿调峰外，各辅助服务品种月度应缴纳的辅助服务费用

按照以下公式计算：

式中，fi为第 i个并网发电厂应缴纳的辅助服务费用，wi 为第i个并网发电厂当月上网电量（其中，同时与多个省级电网企业有购售电合同关系的并网发电厂为其在各省（区）落地电量），

F 为并网发电厂月度该辅助服务品种总费用，n为当月纳入区域 内某省（区）“两个细则”管理的并网发电厂个数。

有偿调峰按照第二十一条规定计算并网发电厂当月缴纳费  用，按照第二十条计算补偿费用。若总的缴纳费用与总的补偿费用不匹配的，通过修正系数（总缴纳费用除以总补偿费用）修正并网发电厂的补偿费用。

并网发电厂辅助服务结算费用为各辅助服务品种结算费用之和。

第四十一条 有偿辅助服务按月统计和结算，与下一个月电量的电费结算同步完成。区外电源的辅助服务补偿费用与应缴纳辅助服务费用的结算与跨区域电能交易电费结算同步完成。

第四十二条 电力调度机构按照调度管辖关系记录和统计辅助服务考核与补偿情况、辅助服务市场交易情况，按月度统计分析，并向结算各方出具补偿凭据。各省级电网企业代为结算。  结算过程如下:

（一）并网发电厂与电力调度机构确认辅助服务相关量的统计数据；电力调度机构向相应的结算各方出具补偿凭据。

（二）各省级电网企业按照第四十条和第二十一条规定计算并网发电厂应缴纳的辅助服务费用，按照第二十条、第三十八条和第三十九条规定使用辅助服务费用，按本细则有关条款补偿相关并网发电厂，按照第四十一条计算各并网发电厂辅助服务结算费用。

（三）各省（区）电网企业出具结算凭据（含辅助服务净收入、辅助服务补偿费用、缴纳辅助服务费用），并网发电厂按结算凭据开具发票，厂网间按国家有关规定结算。