12月1日，国家能源局西北监管局发布关于公开征求《西北电网灵活调节容量市场运营规则（征求意见稿）》《西北区域电力并网运行管理细则（征求意见稿）》《西北区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》

  本规则中的灵活调节资源容量是指市场主体为满足新型电力系统对灵活调节资源的需求，通过技术改造或加装储能，增加的电网灵活调节资源容量，包括调峰容量、顶峰容量、调频容量、爬坡容量、转动惯量等。现阶段仅开展调峰容量市场、顶峰容量市场。

  （2）调峰容量费用分摊方：西北区域内风电、光伏等新能源企业，未中标西北区域调峰容量交易的火电机组（含热电机组），未参与或未中标西北调峰容量市场的市场化电力用户。扶贫光伏电站暂不参与分摊。

  （3）在市场运行后新增的源储侧调节能力，进入市场满 8 年后按正常调峰容量补偿计算得到的补偿费用减半补偿。容量补偿费用按照调峰容量市场出清价格和出清容量计算，并扣除储能、可调节负荷主体收到的各省（区）租赁费用等其他容量补偿收益，扣除后容量市场补偿费用不小于零。

  西北区域调峰容量交易的容量费用，首先按照省内和省间调峰辅助服务总量的比例分摊到各省，各省（区）内部按照8:2的比例在电源侧和用户侧分别分摊。其中电源侧分摊主体按月度上网电量比例分摊，用户侧分摊主体按月度用电量比例分摊。

  （2）顶峰容量费用分摊方：西北区域内用电高峰时段存在预测负偏差的新能源企业，未中标西北电网调峰容量交易的火电机组及市场化用户。

  顶峰容量补偿分摊费用顶峰容量费用首先按照当月各省区顶峰容量需求的比例分摊到各地区。然后，各省内部参与分摊的发电主体和市场化用户按照 1:1 的比例分摊顶峰容量费用。

  调峰容量和顶峰容量参与交易时，新型储能不分档申报，申报价格的范围为（0，100]元/（MW•日）。

  《西北区域电力并网运行管理细则（征求意见稿）》《西北区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》（简称“两个细则”）

  电力辅助服务是指各类并网主体在正常电能生产、输送、使用外，为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量、促进清洁能源消纳提供的服务。

  并网主体包括发电侧并网主体、新型储能、负荷侧并网主体以及调相机等其他独立辅助服务提供主体。

  基本电力辅助服务为相关并网主体义务提供，无需补偿。当相关并网主体因其自身原因不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受考核，具体考核办法见《西北区域电力并网运行管理实施细则》。有偿电力辅助服务由电力调控机构按需调用，所提供的电力辅助服务应达到规定的相关标准。对有偿辅助服务的补偿，实行打分制，按照分值计算相应补偿费用。

  并网同步发电机组、新型储能一次调频服务补偿按照一次调频月度动作积分电量 150 分/万千瓦时补偿。

  新型储能在 AGC 指令下的实际最大放电功率和最大充电功率，实际最大放电功率加上最大充电功率计算调节容量，按0.2 分/万千瓦补偿。

  新能源（风电场、光伏电站）及新型储能有偿无功服务的补偿为风机、光伏逆变器和储能变流器提供的无功电量贡献，不应计入 SVG、SVC 等动态无功补偿装置做出的无功电量贡献。

  常规电源（含抽蓄、光热）AVC 补偿按机组计量，全厂成组投入的 AVC，AVC 补偿按全厂计量；新能源（风机、光伏）及新型储能 AVC 补偿按场站计量。

  对调控机构按照电网结构指定的黑启动机组按水电机组（含抽蓄）每月 1 分/万千瓦，火电机组（含光热）每月 2 分/万千瓦，新能源场站（风电场、光伏电站）及新型储能电站每月 2 分/万千瓦，对并网主体的补偿最高不超过最高 300 分/月补偿。待条件具备后以市场竞价方式确定黑启动服务。

  对并网主体一次调频的考核内容有：一次调频调度管理考核、一次调频技术指标考核、一次调频动作性能考核。并网运行的机组、新型储能应投入一次调频功能，且一次调频投退信号必须接入相应调控机构自动化系统。并网主体不得擅自退出机组一次调频功能，否则按10分/小时考核。

  当电网发生频率超过风电、光伏、新型储能死区时，开展风电、光伏、新型储能一次调频考核。单次扰动并网主体一次调频合格率应不小于60%，低于60%时机组按5分/万千瓦考核。

  适用于调度机构直接调度的容量为 6 兆瓦/1 小时及以上的独立新型储能电站。要求并网机组 AGC 月可用率应达到 98%，每降低 1%按 0.5分/万千瓦考核。若新型储能 AGC 造成短时频繁投退，在进行可用率考核的同时，AGC 投退状态每改变一次按 5 分考核（短时频繁投退，是指在任意 6 小时时间段内，因新型储能自身问题导致新型储能 AGC 状态改变次数 n 不小于 6，认定为频繁投退，且考核分计为 5*n）

  接入 35kV 及以上电压等级的风电场、光伏电站及新能源汇集站公共并网点必须配置适当容量的无功补偿装置，用于调节风电场、光伏电站公共并网点及送出线路的电压。风电机组、光伏逆变器以及动态无功补偿设备等应具备高、低压故障穿越能力，并满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》、《风电场接入电力系统技术规定》等的技术方面的要求。

  10(6)kV 及以上电压等级的新型储能电站公共并网点必须配置适当容量的无功补偿装置，用于调节新型储能电站公共并网点及送出线路的电压。纳入调度管辖范围内的并网运行储能电站应具备高、低电压穿越能力，并满足《电化学储能接入电网技术规定》等的技术要求。

  1.风电场安装的风电机组、光伏电站安装的并网逆变器、新型储能电站安装的变流器应满足功率因数在超前 0.95 到滞后0.95 的范围内动态可调，否则按场站每月 2 分/万千瓦考核。

  2.接入 35kV 及以上电压等级的风电场、光伏电站的风电机组、光伏逆变器及动态无功补偿装置等应具备高、低压故障穿越能力，并满足《光伏电站接入电力系统技术规定》、《风电场接入电力系统技术规定》；接入10(6)kV及以上电压等级的新型储能电站的变流器及动态无功补偿装置等应具备高、低压故障穿越能力，并满足《电化学储能接入电网技术规定》等的技术要求。不符合标准要求者，应限期进行技术改造。在调控机构下达限期试验及测试书面通知后，逾期不能完成者，按每月10分/万千瓦考核。

  接入 35kV 及以上电压等级的风电场、光伏电站和新能源汇集站公共并网点，接入10（6）kV及以上电压等级的新型储能电站按设计的基本要求配置适当容量的无功补偿装置，用于调节风电场、光伏电站、新型储能电站公共并网点及送出线路的电压。对无功补偿装置的考核内容包括：

  1.无故不按照设计的基本要求安装无功补偿装置者，按每月 10 分/万千瓦考核。

  2.无功补偿装置一定要按照电力调控机构调度指令做相关操作，不得擅自投退，否则按每次1分/万千瓦考核；装置月整体可用率应达到90%，每降低1%按5分/月考核。无功补偿装置可用率按如下公式计算：

  接入 35kV 及以上电压等级的风电场、光伏电站和新能源汇集站，接入 10(6)kV 及以上电压等级的新型储能电站均应具备 AVC 功能。

  对并网主体提供 AVC 服务的考核内容有：AVC 调度管理考核、AVC投运率考核、AVC调节合格率考核。

  并网主体不具备 AVC 功能按每月 10 分/万千瓦考核。加装AVC设备的并网主体应保证其正常运行，不得擅自退出并网机组的AVC功能，并网主体AVC功能已正式投运后由于AVC设备故障问题导致退出AVC功能的按5分/小时考核。并网常规电源（含抽蓄、光热）机组和新能源（风机、光伏）及新型储能场站的AVC调节容量发生明显的变化时，相关单位应提前一周报相应调控机构备案，未及时报送按每次5分/万千瓦考核。

  电力调控机构在系统发生意外事故或其他紧急状况需要确定为黑启动的并网主体提供黑启动服务，而并网主体没能提供该服务，按火电机组（含光热）每次 200 分/万千瓦、水电机组（含抽蓄）每次 100 分/万千瓦考核，新能源场站（风电场、光伏电站）及新型储能电站每次 200 分/万千瓦考核。

  风电场、光伏电站、光热电站、新型储能电站因自身问题导致大面积脱网、发生直接跳闸或被迫停业，一次脱网或跳闸、停运装机容量超过该电场总装机容量30%或超过90MW的，按装机容量10分/万千瓦考核。