《国家能源局印发《电力网络安全事件应急预案》》

  • 来源专题:能源情报网监测服务平台
  • 编译者: 郭楷模
  • 发布时间:2024-06-07
  • 近日,国家能源局关于印发《电力网络安全事件应急预案》(国能发安全〔2024〕34号)。其中明确,根据电力网络安全事件造成停电等后果的影响程度,电力网络安全事件分为特别重大、重大、较大和一般四级。特别重大电力网络安全事件在国家网络安全应急办公室组织下进行调查处理和总结评估。重大电力网络安全事件由国家能源局组织调查处理和总结评估,相关总结调查报告报国家网络安全应急办公室。较大及以下电力网络安全事件由派出机构组织调查处理和总结评估,相关总结调查报告报国家能源局,未造成人员伤亡或未造成供电用户停电的,派出机构也可以委托事件发生单位组织调查处理。国家能源局认为有必要的,可以组织事故调查组对电力网络安全事件进行提级调查。负责该事件指挥应对工作的电力调度机构应按照有关规定的权限和程序参与事件调查处理和总结评估。

    原文如下:

    国家能源局关于印发《电力网络安全事件应急预案》的通知

    (国能发安全〔2024〕34号)

    各派出机构,全国电力安全生产委员会企业成员单位,有关电力企业:

    为深入贯彻习近平总书记关于网络强国的重要思想,加强电力网络安全事件应急能力建设,规范各单位电力网络安全事件应急处置工作,有效预防、及时控制和最大限度消除电力网络安全事件带来的危害和影响,国家能源局制定了《电力网络安全事件应急预案》。现印发给你们,请遵照执行。

    国家能源局

    2024年5月16日

    电力网络安全事件应急预案

    一、总则

    (一)编制目的

    完善电力网络安全事件应对工作机制,有效预防、及时控制和最大限度消除电力网络安全事件带来的危害和影响,保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。

    (二)编制依据

    《中华人民共和国突发事件应对法》(中华人民共和国主席令第六十九号)、《中华人民共和国网络安全法》(中华人民共和国主席令第五十三号)、《关键信息基础设施安全保护条例》(中华人民共和国国务院令第745号)、《电力安全事故应急处置和调查处理条例》(中华人民共和国国务院令第599号)、《电力监管条例》(中华人民共和国国务院令第432号)、《突发事件应急预案管理办法》(国办发〔2024〕5号)、《国家大面积停电事件应急预案》(国办函〔2015〕134号)、《国家网络安全事件应急预案》(中网办发文〔2017〕4号)、《电力安全生产监督管理办法》(中华人民共和国国家发展和改革委员会2015年第21号令)、《电力监控系统安全防护规定》(中华人民共和国国家发展和改革委员会2014年第14号令)、《电力行业网络安全管理办法》(国能发安全规〔2022〕100号)、《重大活动电力安全保障工作规定》(国能发安全〔2020〕18号)、《电力安全事件监督管理规定》(国能安全〔2014〕205号)等。

    (三)适用范围

    本预案所指电力网络安全事件是指由计算机病毒或网络攻击、网络侵入等危害网络安全行为导致的,对电力网络和信息系统造成危害,可能影响电力系统安全稳定运行或者影响电力正常供应的事件。

    本预案适用于电力网络安全事件的应对工作。涉及电力企业但不属于本预案定义范围内的网络安全事件,参照《国家网络安全事件应急预案》及电力企业所属省、自治区、直辖市制定的本地区网络安全事件应急预案等应对。

    (四)工作原则

    国家能源局及其派出机构统一指导、电力调度机构分级指挥、各电力企业具体负责,各方面力量密切协同、预防为主、快速反应、科学处置,共同做好电力网络安全事件的预防和处置工作。

    (五)事件分级

    根据电力网络安全事件造成停电等后果的影响程度,电力网络安全事件分为特别重大、重大、较大和一般四级。

    造成《电力安全事故应急处置和调查处理条例》中定义的重大及以上电力安全事故的,为特别重大电力网络安全事件。

    造成《电力安全事故应急处置和调查处理条例》中定义的一般或较大电力安全事故的,为重大电力网络安全事件。

    造成《电力安全事件监督管理规定》中定义的需重点监督管理的电力安全事件的,为较大电力网络安全事件。

    造成电力一次设备被恶意操控,但未构成需重点监督管理的电力安全事件的,为一般电力网络安全事件。

    二、职责分工

    国家能源局统筹指导电力网络安全事件应对工作,并根据需要组织提供技术支持,具体工作由国家能源局电力安全监管司承担。国家能源局派出机构(以下简称派出机构)在国家能源局统一领导下,统筹指导本辖区电力网络安全事件预防和应对工作,并根据需要组织提供技术支持。

    电力调度机构在国家能源局及其派出机构的指导下,负责统一指挥调度范围内的电力网络安全事件应急处置。

    各电力企业负责电力网络安全事件的应对工作,负责建立健全本企业的电力网络安全事件应对工作机制,具体负责本企业电力网络安全事件的预防、监测、报告和应急处置工作,在国家能源局及其派出机构的组织下,为其他电力企业的电力网络安全事件应对提供技术支持。

    三、监测预警

    (一)预警分级

    电力网络安全事件预警等级分为四级:由高到低依次用红色、橙色、黄色和蓝色表示,分别对应发生或可能发生特别重大、重大、较大和一般电力网络安全事件。

    (二)预警监测

    各电力企业应组织对本单位建设运行的网络和信息系统开展网络安全监测工作。电力调度机构将并网电厂涉网部分电力监控系统网络安全运行状态纳入监测,掌握调度范围内网络安全状况。派出机构结合实际统筹组织开展本辖区电力网络安全事件监测工作。派出机构、国家电力调度控制中心(以下简称国调中心)、中国南方电网电力调度控制中心(以下简称南网总调)、全国电力安全生产委员会企业成员单位将重要监测信息报国家能源局,国家能源局组织开展跨区域网络安全信息共享。

    (三)预警研判和发布

    各电力企业组织对监测信息进行研判,认为需要立即采取防范措施的,应当组织开展处置,对可能发生电力网络安全事件的信息,应立即向其上级电力调度机构以及当地派出机构报告,并提出预警信息的发布建议;全国电力安全生产委员会企业成员单位对可能发生较大及以上电力网络安全事件的信息,应同步报告国家能源局。

    派出机构联合电力调度机构组织对监测信息进行研判,认为需要立即采取防范措施的,应当及时通知有关单位,对可能发生较大及以上电力网络安全事件的信息及时向国家能源局报告。派出机构可根据监测研判情况,发布本区域黄色及以下预警,并报告国家能源局。

    国家能源局组织研判,确定和发布橙色预警和涉及多区域的预警,对可能发生重大及以上电力网络安全事件的信息及时向国家网络安全应急办公室报告。

    预警信息包括事件的类别、预警级别、起始时间、可能影响范围、警示事项、应采取的措施和时限要求、发布单位等。

    (四)预警响应

    红色预警信息发布后,在国家网络安全应急办公室统一领导、指挥、协调下,在国家能源局指导下,由国调中心或南网总调负责指挥相关电力企业开展预警响应工作。橙色预警和涉及多区域的预警信息发布后,在国家能源局指导下,由国调中心或南网总调负责指挥相关电力企业开展预警响应工作。黄色、蓝色预警信息发布后,根据事件影响范围,在派出机构指导下,由跨省、自治区、直辖市电力调度机构,或省、自治区、直辖市级电力调度机构负责指挥相关电力企业开展预警响应工作。

    预警范围内的各单位应做好应急队伍、应急物资等准备工作;采取有效的风险防控措施降低或控制风险,控制威胁蔓延;持续监测威胁蔓延、预警风险及影响发展情况;组织专业技术队伍开展现场分析、处置等工作;做好预警信息要求的其他工作。

    (五)预警解除

    经研判不会发生电力网络安全事件的,按照“谁发布、谁解除”的原则,由发布单位宣布解除预警,适时终止相关措施。

    四、应急响应

    (一)事件报告

    电力网络安全事件发生后,事件发生单位应立即启动应急预案,实施处置并立即向其上级电力调度机构、当地派出机构、属地公安部门及当地网信部门报告。全国电力安全生产委员会企业成员单位同时报告国家能源局。发生较大及以上电力网络安全事件的,应1小时内报告,一般电力网络安全事件应12小时内报告。

    电力调度机构接到电力网络安全事件报告或者监测到相关信息后,应当立即进行核实,对电力网络安全事件级别作出初步认定,及时向上级电力调度机构和当地派出机构报告。派出机构接到电力网络安全事件报告或者监测到相关信息后,应当立即核实有关情况并向国家能源局报告。对初判为重大及以上的电力网络安全事件,国家能源局要立即按程序向国家网络安全应急办公室报告。

    (二)响应分级

    按照电力网络安全事件的严重程度和发展态势,将应急响应设定为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级四个等级。初判发生特别重大电力网络安全事件,启动Ⅰ级应急响应,在国家网络安全事件应急指挥部统一领导、指挥、协调下,在国家能源局指导下,由国调中心或南网总调负责指挥相关电力企业开展应对工作。初判发生重大电力网络安全事件,由国家能源局启动Ⅱ级应急响应,在国家能源局指导下,由国调中心或南网总调负责指挥相关电力企业开展应对工作。初判发生较大、一般电力网络安全事件,由相关派出机构分别启动Ⅲ级、Ⅳ级应急响应,根据事件影响范围,在派出机构指导下,由跨省、自治区、直辖市电力调度机构,或省、自治区、直辖市级电力调度机构负责指挥相关电力企业开展应对工作。

    (三)响应措施

    电力网络安全事件发生后,事件发生单位必须立即启动应急预案,实施先期处置,全力控制事件发展态势,减少损失,并保护现场和证据。

    事件发生单位应通过技术等手段,及时阻断威胁蔓延并监测跟踪影响发展情况,密切监控事件发展及对电力生产业务的影响。

    事件发生单位应尽快进行分析,根据信息系统运行、使用、承载业务的情况,初步判断发生电力网络安全事件的原因、影响、破坏程度、波及的范围等,提出初步应对措施建议。

    事件发生单位应保留相关证据,可采取记录、截屏、备份、录像等手段,对事件的发生、发展、处置过程、步骤、结果进行详细记录。

    相应电力调度机构进入应急状态,负责指挥应急处置或支援保障工作。

    (四)响应结束

    I级响应结束由国家能源局报国家网络安全应急办公室,国家网络安全应急办公室提出建议,报国家网络安全事件应急指挥部批准;II级响应结束由国家能源局决定并报国家网络安全应急办公室;III级、IV级响应结束由派出机构决定并报国家能源局。

    (五)信息发布

    按照及时准确、公开透明、客观统一的原则,加强信息发布,主动向社会发布电力网络安全事件相关信息和应对工作情况,提示相关注意事项和应对措施,及时回应社会关切,澄清不实信息。

    五、后期处置

    (一)恢复生产

    事件发生单位应制定详细可行的工作计划,快速、有效地消除事件造成的不利影响,尽快恢复生产秩序及系统设备正常运行,并做好善后处理等事项。

    (二)事件调查及评估

    特别重大电力网络安全事件在国家网络安全应急办公室组织下进行调查处理和总结评估。重大电力网络安全事件由国家能源局组织调查处理和总结评估,相关总结调查报告报国家网络安全应急办公室。较大及以下电力网络安全事件由派出机构组织调查处理和总结评估,相关总结调查报告报国家能源局,未造成人员伤亡或未造成供电用户停电的,派出机构也可以委托事件发生单位组织调查处理。国家能源局认为有必要的,可以组织事故调查组对电力网络安全事件进行提级调查。负责该事件指挥应对工作的电力调度机构应按照有关规定的权限和程序参与事件调查处理和总结评估。

    事件发生单位应查明事件起因、性质、影响、责任等情况,提出防范、整改措施和处理建议,于应急响应结束后5天内完成自查,向组织事件调查的机关提交自查报告。

    事件的调查处理和总结评估工作原则上在应急响应结束后30天内完成。总结调查报告应对事件的起因、性质、影响、责任等进行分析评估,提出处理意见和改进措施。

    六、预防工作

    (一)日常管理

    各电力企业应按职责做好电力网络安全事件日常预防工作,做好网络安全检查、隐患排查、风险评估和容灾备份,健全本单位网络安全监测预警和信息通报机制,及时采取有效措施,减少和避免电力网络安全事件的发生及危害,提高应对电力网络安全事件的能力。

    (二)演练

    国家能源局定期组织演练,检验和完善预案,提高实战能力。

    各电力企业每年至少开展一次应急演练,并将演练情况报送相关派出机构及上级电力调度机构,全国电力安全生产委员会企业成员单位应同步报送国家能源局。

    (三)培训

    各电力企业应将电力网络安全事件的应急知识列入有关人员的培训内容,加强网络安全特别是网络安全应急预案的培训,提高防范意识及技能。

    (四)重大活动期间的预防措施

    在国家重要活动、会议期间,有关电力调度机构、电力企业应加强网络安全监测和分析研判,及时预警可能造成重大影响的风险和隐患。重点部门、重点岗位保持24小时值班,及时发现和处置电力网络安全事件隐患。具体参照《重大活动电力安全保障工作规定》执行。

    七、保障措施

    (一)制度保障

    各电力企业要落实网络安全应急工作责任制,把责任落实到具体部门、具体岗位和个人,并建立健全应急工作机制。

    (二)经费保障

    各电力企业应为电力网络安全事件应急处置提供必要的资金保障,以支撑电力网络安全事件应急物资保障、技术支撑力量保障、基础平台保障、技术保障、指挥保障、预案演练等工作开展。

    (三)应急物资保障

    各电力企业应根据潜在电力网络安全事件的影响,结合本单位网络安全工作需要,明确应急装备与备品备件的配置标准,购置和储备应急所需物资。各电力企业应掌握所属各单位应急物资储备情况,增强应急资源的统一调配能力,提高应急资源利用效率。各电力企业应加强应急物资动态管理,及时调整、升级软件硬件工具,不断增强应急技术支撑能力。

    (四)技术支撑力量保障

    加强网络安全应急技术支撑队伍建设,做好电力网络安全事件的监测预警、预防防护、应急处置、应急技术支持工作。国家能源局推动国家级电力网络安全靶场建设,按需组织国家级电力网络安全靶场等行业技术力量,为电力网络安全事件应对处置提供技术支持。各电力企业应建立本单位的网络安全事件应急处置技术支持队伍,加强专家队伍建设,充分发挥在本单位及行业的电力网络安全事件应急处置工作中的作用。

    (五)基础平台保障

    国家能源局指导电力行业共建共用行业级监测预警、信息通报和漏洞资源基础设施。电力调度机构、主要电力企业积极参与行业级基础设施建设,充分利用行业级基础设施,共享信息、协同研判,共同做好电力网络安全事件的预防和处置工作。

    电力调度机构、主要电力企业应加强基础平台建设,做到电力网络安全事件早发现、早预警、早响应,提高应急处置能力。

    (六)技术保障

    各电力企业应按照“同步规划、同步建设、同步使用”要求,在新建或改建项目的规划、立项、设计、建设、运行等环节落实电力网络安全事件应急处置技术保障。

    各电力企业应加强网络安全监测预警、预防防护、处置救援、应急服务等技术研究,不断改进技术装备。

    (七)指挥保障

    电力调度机构应加强应急指挥队伍的建设和管理,保障资金投入,配备必要的指挥装备,并定期开展应急指挥的培训和演练。

    八、附则

    (一)预案管理

    根据实际情况的变化,国家能源局组织修订本预案。电力企业应参照本预案,制定或修订本单位电力网络安全事件应急预案,并根据企业实际情况的变化,及时修订本单位电力网络安全事件应急预案。

    (二)罚则

    国家能源局对不按照规定制定预案和组织开展演练,迟报、谎报、瞒报和漏报电力网络安全事件重要情况或者应急管理工作中有其他失职、渎职行为的,依照相关规定对有关责任人给予处理。

    (三)与其他文件的衔接关系

    因电力网络安全事件进一步引发电力安全事故(事件)的,同时按《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《国家大面积停电事件应急预案》《电力安全事件监督管理规定》等有关规定开展事件报告、先期处置及事故调查。涉及电力关键信息基础设施的电力网络安全事件,同时按《关键信息基础设施安全保护条例》等相关规定开展处置。

    (四)实施时间

    本预案自印发之日起施行。

  • 原文来源:https://www.in-en.com/article/html/energy-2332879.shtml
相关报告
  • 《国家能源局综合司关于印发《2025年电力安全监管重点任务》的通知印发》

    • 来源专题:能源情报网监测服务平台
    • 编译者:郭楷模
    • 发布时间:2025-03-24
    • 3月21日,国家能源局综合司关于印发《2025年电力安全监管重点任务》的通知,文件明确:“完善电力应急管理体系。制定进一步加强电力应急体系建设的指导意见,加快推进国家级电力应急基地和研究中心建设,推动完善国家—省—市—县四级电力应急力量体系。” 原文如下: 国家能源局综合司关于印发《2025年电力安全监管重点任务》的通知 全国电力安全生产委员会各成员单位: 为贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神,确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应,推动全国电力安全生产形势持续稳定向好,我们制定了《2025年电力安全监管重点任务》。现印发给你们,请结合本地区、本单位实际,制定细化方案,认真贯彻落实。 国家能源局综合司 2025年3月17日 2025年电力安全监管重点任务 一、指导思想 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神,认真贯彻习近平总书记关于安全生产重要论述和能源安全新战略,严格落实党中央、国务院关于安全生产决策部署,统筹发展和安全,牢固树立安全发展理念,进一步完善电力安全监管体系,推进电力安全监管重点工作,落实电力安全监管工作措施,以高水平电力安全保障能源高质量发展,为以中国式现代化推进强国建设、民族复兴伟业营造安全可靠的电力供应环境。 二、基本目标 杜绝重大以上电力人身伤亡事故、杜绝较大以上电力安全事故、杜绝水电站大坝垮坝漫坝事故,努力降低事故起数、伤亡人数,确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。 三、重点任务 (一)牢固树立安全发展理念 1.统筹高质量发展和高水平安全。认真学习贯彻习近平总书记关于安全生产重要指示批示精神,作为党委会(党组会)第一议题,纳入各级党委(党组)学习计划和干部员工教育培训计划,广泛深入开展学习活动,不断强化红线意识、底线思维。进一步落实属地电力安全责任,推动更多地区成立能源(电力)安全生产专委会,压紧压实市、县责任。完善齐抓共管机制,推动派出能源监管机构与地方电力管理部门建立联合执法工作机制。 2.科学谋划“十五五”电力安全生产工作。编制《电力安全生产“十五五”行动计划》,做好与“十五五”能源电力规划的衔接,明确“十五五”期间电力安全工作目标、主要任务和重点行动。推动电力安全重点工作纳入省级能源电力规划。 3.完善电力安全法规标准体系。启动《电力安全事故应急处置和调查处理条例》修订工作,提升电力安全事故监管执法能力。推动成立电力安全治理标准委员会,开展电力安全法规标准体系梳理和评估,健全以强制性标准为主体、推荐性标准为补充、国行企团地各级标准协调发展的电力安全治理标准体系。 4.加强电力安全文化建设。组织开展电力行业“安全生产月”“安全生产万里行”等活动,指导电力企业、行业协会等开展形式多样的安全生产宣传教育活动,创建新时代电力安全文化。开展直达现场的电力建设施工安全培训,提升一线员工安全意识和能力。 (二)完善电力安全监管体系 5.建设完善电力安全治理体系。落实《国家能源局关于加强电力安全治理 以高水平安全保障新型电力系统高质量发展的意见》,明确责任分工、任务计划和时间节点,组织开展专项监管,推动构建源网荷储共建共治共享的电力安全治理体系,打造隐患联治、风险联控、安全联创的治理模式。 6.完善大电网安全风险管控体系。深入开展运行方式分析,排查电网结构性问题,从源头化解“十五五”电网安全重大风险。落实电网安全风险管控制度,重点加强迎峰度夏(冬)等重点时段安全风险管控,着力防范电网大面积停电风险。持续推动新型电力系统国家级设备质量安全检验检测中心建设。 7.完善涉网安全管理体系。研究出台用户侧涉网安全管理文件,明确用户侧涉网安全管理责任,细化管理要求。分省制定强化新能源及新型并网主体涉网安全管理有关方案,明确涉网安全管理范围及存量并网主体涉网性能改造计划,推动各主体落实涉网安全相关要求。组织开展地方电网涉网安全管理专项核查。 8.完善电力工程安全质量监管体系。健全安全质量制度标准,研究制定电力工程双重预防机制实施指南、电力工程重大质量安全隐患判定标准和《新型储能电站建设工程质量监督检查大纲》,修订《电力建设工程施工安全管理导则》《海上风力发电建设工程质量监督检查大纲(试行)》。开展电力工程安全生产经验教训常态化分析总结,动态更新事故反措。跟踪分析“新技术、新材料、新工艺、新设备”安全风险,研究建立风险隐患库。加强先进技术装备应用,有序推进“智慧工地”建设。部署开展电力建设施工安全和工程质量专项监管,定期通报典型问题。 9.完善电力应急管理体系。制定进一步加强电力应急体系建设的指导意见,加快推进国家级电力应急基地和研究中心建设,推动完善国家—省—市—县四级电力应急力量体系。制定应急救援队伍调用办法,建立跨企业跨区域电力应急力量调用机制。开展《国家大面积停电事件应急预案》《电力企业应急预案管理办法》等文件修订,提升电力应急预案管理规范性。制定《重要电力用户认定及自备应急电源监督管理办法》,推动提升重要电力用户自保自救能力。 10.完善网络安全风险管控体系。研究修订电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范,完善电力监控系统安全防护政策体系。组织开展电力行业网络安全演习,评估调整国家级电力网络安全靶场,推动行业漏洞库等基础设施建设。动态开展电力行业关键信息基础设施认定,推进电力行业网络安全等级保护定级审核,编制“十五五”能源关键信息基础设施安全规划。 11.推进电力行业北斗规模化应用。推动北斗和电力业务深度融合,培育新场景、新模式、新业态,不断拓展应用领域、范围和规模,统筹推进行业标准制定、监测能力建设、基础设施建设与共享、行业分理服务等工作。 (三)推进电力安全监管重点工作 12.推进能源电力安全生产治本攻坚三年行动。落实《能源电力系统安全生产治本攻坚三年行动方案(2024—2026年)》,定期通报工作进展,确保实现2025年底前有效遏制重大电力安全隐患增量年度目标。修订《重大电力安全隐患判定标准(试行)》《重大电力安全隐患检查指引(试行)》,着力消除重大电力安全隐患存量。 13.持续提升水电站大坝安全管理水平。进一步加强水电站大坝运行安全监管,督促电力企业按时高质量完成水电站大坝安全提升专项行动发现问题的闭环整改,持续完善注册登记、定期检查、监测监控、应急管理等大坝安全监管“四大抓手”,不断夯实大坝安全基础。 14.做好电力行业防汛抗旱工作。按照国家防汛抗旱总指挥部统一部署,认真做好电力行业防汛抗旱工作,召开防汛工作视频周例会,督促指导电力企业汛前开展安全检查,汛中加强带班值班和应急响应,汛后及时恢复治理和总结评估,最大限度减小汛情影响和损失。 15.着力提高电力行业防灾减灾救灾能力。密切跟踪危险天气情况,加强季节性、规律性灾害提醒,提前部署防范应对措施,及时处置重大灾情。开展电力行业防范应对台风、地震地质灾害研究,做好灾害处置总结评估。依托国家级电力应急基地(南方、川渝藏),组织开展多场景融合的电力应急救援综合演练。深入开展防灾减灾宣传。 16.做好关键时段和重大活动保电和网络安全保障工作。做好迎峰度夏(冬)电力保供工作,做好全国“两会”、全运会、抗战胜利80周年等重大活动、节假日保电和网络安全保障工作。 17.加强电化学储能电站安全监督管理。研究起草加强电化学储能电站安全监管指导意见,构建新业态安全监管工作机制。推进与相关部门建立信息共享、联合处置等工作机制。开展电化学储能电站事故分析研究、安全评价试点、反事故措施研究。组织部分省级能源主管部门开展电化学储能电站运行安全专项检查。 18.切实做好电力可靠性管理各项工作。研究制定供电可靠性数据核查管理办法,开展供电可靠性数据核查,推动将新疆生产建设兵团等地方供电企业纳入可靠性统计范围。开展可靠性管理40周年系列活动。稳妥推进低压供电可靠性试点和可靠性实时系统建设。组织开展第三批以可靠性为中心的电力检修(RCM)试点,指导建立行业RCM工作平台。 (四)落实电力安全监管各项工作措施 19.加强电力安全风险隐患常态化整治。持续优化电力安全风险分级管控和隐患排查治理机制,定期召开电力安全风险管控专题会议,深入推进电力安全风险管控“季会周报”工作,强化重大电力安全隐患整改挂牌督办,确保重点风险隐患排查整治清单化、动态化、精准化。持续开展反“三违”行动,加强典型经验宣传。组织开展重大、高频电力安全隐患“百日攻坚”行动,确保岁末年初电力安全生产形势平稳。 20.加强电力安全监管执法。强化精准严格执法,推广应用“互联网+执法”,规范行使行政处罚自由裁量权,规范各类督查检查和现场监管活动。优化监管执法成果运用,定期公布典型执法案例。加大安全生产举报奖励力度,推动建立“吹哨人”等企业事故隐患内部报告奖励机制。督促指导企业按规定提取和使用安全生产费用。 21.加强电力安全信息报送和事故(事件)调查处理。组织修订电力安全信息报送、事故统计和核销工作制度,严明电力安全信息报送纪律,规范事故统计核销流程。强化事故警示教育,按月通报全国电力事故情况。严肃认真开展电力事故(事件)调查处理,查明事故(事件)原因。加强调查研究,及时发现、实事求是反映监管发现问题。 22. 加强监管能力建设。进一步发挥党建引领作用,深入贯彻全面从严治党要求,选优配强各级电力安全监管人员,加强思想政治教育,组织电力安全监管培训和交流,改进工作作风,在专项监管、应急抢险、事故(事件)调查处理等急难险重任务中提升监管能力和依法履职能力水平,打造一支专业化、能战斗、敢担当的监管队伍。
  • 《国家能源局印发《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》“两个细则”》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2021-12-26
    • 12月24日,国家能源局印发了《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》两大文件,在时隔十五年后,“两个细则”迎来了重新修订。 国家能源局表示,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。 本次《规定》《办法》的修订主要体现在四个“新”,一是扩大电力辅助服务新主体,二是丰富电力辅助服务新品种,二是丰富电力辅助服务新品种,四是健全市场形成价格新机制。 《规定》本次的修订,重点对包括新能源在内的发电侧并网主体、新型储能、用户可调节负荷等并网管理内容进行了修订完善。一是进一步明确适用范围,二是进一步规范运行管理,二是进一步规范运行管理。 《办法》的主要修订重点为对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了补充深化。一是进一步扩大了辅助服务提供主体,二是进一步规范辅助服务分类和品种,三是进一步明确补偿方式与分摊机制,四是逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制,五是健全跨省跨区电力辅助服务机制,六是进一步明确职责分工。 对于本次修订,国家能源局认为,这既是贯彻落实党中央、国务院有关精神的有效举措,也符合广大市场主体的实际需求。我们通过几轮征求意见,各地相关部门、发电企业、电网企业和调度交易机构对文件出台已有充分预期,希望尽快出台为各地推进市场建设提供依据。在征求意见过程中,南方区域调频市场、华东区域备用市场等区域辅助服务市场已相继启动,《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》也已于不久前正式印发。 具体解读及文件见下: 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。 今年以来,党中央、国务院相继印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《成渝地区双城经济圈建设规划纲要》《2030年前碳达峰行动方案》等相关重要文件,明确要求完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制,大力提升电力系统综合调节能力,加快现役机组灵活性改造,引导自备电厂、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、虚拟电厂等参与系统调节,培育发展川渝一体化电力辅助服务市场。中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出,要健全多层次统一电力市场体系,推进适应能源结构转型的电力市场机制建设,推动形成多元竞争的电力市场格局,发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。中央经济工作会议提出,要正确认识和把握碳达峰碳中和,要立足以煤为主的基本国情,抓好煤炭清洁高效利用,增加新能源消纳能力,推动煤炭和新能源优化组合。 为深入贯彻落实党中央、国务院的各项决策部署,规范电力系统并网运行和辅助服务管理,深化电力辅助服务市场机制建设,国家能源局及时修订《规定》《办法》,以辅助服务市场为抓手推动网源荷储共同发力,切实发挥电力辅助服务市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。 问:《规定》《办法》修订的主要思路是什么? 答:本次《规定》《办法》的修订主要体现在四个“新”。 一是扩大电力辅助服务新主体。在原文件主要针对传统发电厂的基础上,为满足新型电力系统的建设运行需要,将《发电厂并网运行管理规定》更名为《电力并网运行管理规定》,将《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》更名为《电力辅助服务管理办法》。为适应新型电力系统主体多元、源网荷储良性互动的特征,新增了对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求。按照国务院《2030年前碳达峰行动方案》有关要求,扩大了辅助服务提供主体范围,通过市场机制充分挖掘供需两侧的灵活调节能力,更加适应新型电力系统需求,促进推动能源低碳转型,推动落实碳达峰、碳中和目标。 二是丰富电力辅助服务新品种。为适应高比例新能源、高比例电力电子设备接入系统的需要,平抑新能源间隙性、波动性对电力系统运行带来的扰动影响,新增了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种,进一步促进新能源消纳,提升电力系统可靠性和电能质量,更好地保障能源安全与推动绿色低碳发展。 三是完善用户分担共享新机制。深入贯彻落实中发〔2015〕9号文等中央文件精神,按照“谁受益、谁承担”的原则,进一步完善辅助服务考核补偿机制,明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则,建立用户参与的分担共享机制。将以往仅可向下调节的用户可中断负荷,拓展到“能上能下”的用户可调节负荷,用户可结合自身负荷特性,承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿,通过市场机制提升需求侧调节能力。 四是健全市场形成价格新机制。在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上,持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体,形成交易价格,降低系统辅助服务成本,更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。 问:《规定》主要修订内容有哪些? 答:《规定》共6章32条,重点对包括新能源在内的发电侧并网主体、新型储能、用户可调节负荷等并网管理内容进行了修订完善。 一是进一步明确适用范围。结合我国碳达峰、碳中和目标和构建新型电力系统的需求,扩展了《规定》的适用范围,明确本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的发电侧并网主体和新型储能,负荷侧并网主体和省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体,视其对电力系统运行的影响参照执行。 二是进一步规范运行管理。根据电力市场建设实际,增加并网主体应执行市场出清的运行方式和发电调度计划曲线;进一步明确发电侧并网主体调频调压能力和具体指标;强调对非计划停运/脱网等进行考核;提出黑启动电源必须及时可靠地执行黑启动预案等相关规定;新增明确二次调频、调压、新能源场站、新型储能和用户侧可调节负荷的技术指导和管理内容。 三是进一步明确职责分工。明确了能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地并网运行管理实施细则的修订和实施等方面的职责。在信息披露方面,根据广大市场主体对信息公开的需求,明确电力调度机构、电力交易机构按职责分工向所有市场主体披露相关考核和返还结果。在监督管理方面,明确了国家能源局派出机构对辖区内电力并网运行行为进行监管、协调和调解,并可根据实际需要组织对电力调度机构和电力交易机构的执行情况进行评估和监管。 问:《办法》主要修订内容有哪些? 答:《办法》共9章40条,重点对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了补充深化。 一是进一步扩大了辅助服务提供主体。按照国务院《2030年前碳达峰行动方案》有关要求,将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、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、聚合商、虚拟电厂等主体,促进挖掘供需两侧的灵活调节能力,加快构建新型电力系统。 二是进一步规范辅助服务分类和品种。对电力辅助服务进行重新分类,分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务,其中有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务,事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。考虑构建新型电力系统的发展需求,此次新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种。 三是进一步明确补偿方式与分摊机制。强调按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则,确定补偿方式和分摊机制。明确了各类电力辅助服务品种的补偿机制,其中固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素,按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度;市场化补偿形成机制应遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则。在分摊方面,强调为电力系统运行整体服务的电力辅助服务,补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊,逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。原则上,为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务,补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务,补偿费用由相关电力用户分摊。 四是逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制。根据不同类型电力用户的用电特性,因地制宜制定分担标准。电力用户可通过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务,其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式。在电费账单中单独列支电力辅助服务费用。对于不具备提供调节能力或调节能力不足的电力用户、聚合商、虚拟电厂应按用电类型、电压等级等方式参与分摊电力辅助服务费用,或通过购买电力辅助服务来承担电力辅助服务责任。 五是健全跨省跨区电力辅助服务机制。考虑跨省跨区送电规模日益增长,明确跨省跨区送电配套电源机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理,原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务,不重复参与送、受两端电力辅助服务管理。强调为保障跨省跨区送电稳定运行提供电力辅助服务的发电机组,应当获得相应的电力辅助服务补偿。 六是进一步明确职责分工。明确能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则的修订、实施等方面的职责,以及与现货市场的衔接。在信息披露方面,根据广大市场主体对信息公开的需求,明确信息披露的原则、内容、信息公示流程和相关方职责,要求电力调度机构、电力交易机构按职责分工向所有市场主体披露相关考核和补偿结果。 问:电力辅助服务价格将如何制定? 答:根据国家能源局“三定”方案规定,国家能源局负责拟订颁布电力辅助服务价格,监督检查各项辅助服务收费标准。据初步统计,现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验,电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上,该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。电力辅助服务的补偿和分摊费用可以由固定补偿和市场化形成两种方式,此前我们也在多项政策文件中明确辅助服务费用包含在用户用电价格中,并在交易电价中单独列支。初步考虑,可由各派出机构结合各地实际,确定具体的辅助服务品种和价格标准,报国家能源局后执行。 问:下一步如何推动各地有效落实《办法》《规定》? 答:原版印发距今已15年,这次修订非常重要,也非常必要,既是贯彻落实党中央、国务院有关精神的有效举措,也符合广大市场主体的实际需求。我们通过几轮征求意见,各地相关部门、发电企业、电网企业和调度交易机构对文件出台已有充分预期,希望尽快出台为各地推进市场建设提供依据。在征求意见过程中,南方区域调频市场、华东区域备用市场等区域辅助服务市场已相继启动,《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》也已于不久前正式印发。 下一步,国家能源局将指导派出机构尽快组织相关部门和单位制修订各地现行管理实施细则和市场交易规则,确保政策落实落细落地。 一是国家能源局各区域监管局将根据《办法》《规定》,按照公开、透明、经济的原则,商相关省监管办、电网企业、并网主体组织修订本区域管理实施细则和市场交易规则,报国家能源局备案后施行。实施细则和市场交易规则中应明确提供并网主体的具体范围、性能指标(参数)、辅助服务品种、需求确定原则、市场出清机制、补偿分摊标准、信息披露细则等内容。 二是各省监管办要在本区域实施细则和市场交易规则的基础上,结合各省(区)实际情况约定不同考核、补偿标准或价格机制,修订辖区内实施细则和市场交易规则,保持实施细则和市场交易规则在区域内的基本统一和相互协调,这也是落实中央深改委关于加快建设全国统一电力市场体系的重要举措。 同时,也请各有关方能够一如既往地支持这项工作,规范电力并网运行和辅助服务管理,进一步发挥电力辅助服务市场在推动能源清洁低碳转型和能源高质量发展中的支撑作用。 国家能源局关于印发《电力并网运行管理规定》的通知 国能发监管规〔2021〕60号 各派出机构,中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、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、内蒙古电力(集团)有限责任公司,北京电力交易中心有限公司、广州电力交易中心有限责任公司: 为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,完整准确全面贯彻新发展理念,做好碳达峰、碳中和工作,推动构建新型电力系统,规范电力系统并网运行管理,国家能源局对《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)进行了修订,并将名称修改为《电力并网运行管理规定》(以下简称《规定》),现将《规定》印发给你们,请遵照执行。 国家能源局各派出机构要根据《规定》要求,组织相关部门和单位制修订各地现行管理实施细则,并报国家能源局备案。 国家能源局 2021年12月21日 电力并网运行管理规定 第一章 总 则 第一条 为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,完整准确全面贯彻新发展理念,做好碳达峰、碳中和工作,构建新型电力系统,深化电力体制改革,持续推动能源高质量发展,保障电力系统安全、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,维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益,根据《中华人民共和国电力法》《电力监管条例》等有关法律法规,制定本规定。 第二条 本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的火电、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,以及电化学、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)等负荷侧并网主体,省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体,视其对电力系统运行的影响参照本规定执行。 第三条 并网主体并网运行遵循电力系统客观规律、市场经济规律以及国家能源发展战略的要求,实行统一调度、分级管理,贯彻安全第一方针,坚持公开、公平、公正的原则。 第二章 运行管理 第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。并网主体、电网企业均应严格遵守国家有关法律法规、标准以及电力调度管理规程、电气设备运行规程,共同维护电力系统安全稳定运行。 第五条 发电侧并网主体中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和电力系统稳定器、调速系统和一次调频系统、二次调频、调压、直流系统、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉及网源协调的有关设备和参数等,规划、设计、建设和运行管理应满足国家法律法规、行业标准及电网稳定性要求。有关运行和检修管理、操作票和工作票等制度,应符合国家、行业等有关规定和具体要求。其他并网主体的规划、设计、建设和运行管理应满足国家法律法规、行业标准及电网稳定性要求。 第六条 并网主体应确保涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行及有关标准的要求。 第七条 并网主体应与电网企业根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则,参照国家有关部门制订的《并网调度协议》《购售电合同》等示范文本及时签订并网调度协议和购售电合同,无协议(合同)不得并网运行。 第八条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题,应及时制定反事故措施;涉及并网主体的,并网主体应制定整改计划并予以落实。当发生电力安全事故(事件)时,在未获得调度机构允许前,有关并网主体不得并网运行。 第九条 并网主体按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署,落实相应措施,编制停电事故处理预案及其他反事故预案,参加反事故演练。 第十条 电力调度机构应及时向有关并网主体通报电力安全事故(事件)情况、原因及影响分析。并网主体应按照有关规定配合相关机构进行事故调查,落实防范措施。 第十一条 并网主体应严格执行电力调度机构制定或市场出清的运行方式和发电调度计划曲线。并网主体运行应严格服从电力调度机构指挥,并迅速、准确执行调度指令。若并网主体值班人员认为执行调度指令可能危及人身、设备或系统安全,应立即向电力调度机构报告并说明理由,由电力调度机构决定是否继续执行。 第十二条 并网主体应在电力调度机构的统一调度下,考虑机组运行特点,落实调频、调压有关措施,保证电能质量符合国家标准。 (一)发电侧并网主体应根据国家能源局派出机构有关规定要求,具备相应的一次调频、自动发电控制(AGC)和无功服务能力。 (二)发电侧并网主体的调频、调压能力和具体指标应满足有关规定和具体要求。 对发电侧并网主体一次调频的考核内容,包括一次调频可用率、调节容量、调节速率、调节精度、响应时间及相关性能等。 对发电侧并网主体提供AGC服务的考核内容,包括AGC可用率、调节容量、调节速率、调节精度和响应时间等。 对发电侧并网主体提供无功服务的考核内容,包括无功补偿装置或自动电压控制(AVC)装置投运率、调节合格率、母线电压合格率等。受所并入电网系统电压影响,经过调整仍无法达到电压目标的不予考核。 (三)提供调频、调压的其他并网主体,调频、调压能力和具体指标应满足国家有关规定和具体要求。 第十三条 发电侧并网主体调峰能力应达到国家能源局派出机构有关规定要求,达不到要求的按照其调峰能力的缺额进行考核。并网主体参与电力系统调峰时,调频、调压等涉网性能应满足相关规定和具体要求。 第十四条 电力调度机构依据所在地电力并网运行管理实施细则对发电侧并网主体非计划停运/脱网、调度指令执行偏差和新能源功率预测偏差等情况进行考核。 第十五条 黑启动电源点由电力调度机构控制区电网的黑启动预案确定。作为黑启动电源的并网主体,应按照相关规定做好各项黑启动安全管理措施。黑启动电源点在电网需要提供服务时,黑启动并网主体应当及时可靠地执行黑启动预案,帮助系统恢复正常运行。对并网主体由于自身原因未能完成黑启动任务的,应进行考核。 第十六条 发电侧并网主体应根据有关设备检修规定、规程和设备实际状况,提出设备检修计划申请,并按电力调度机构要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内发电侧并网主体的设备检修计划。 (一)检修计划确定之后,双方应严格执行。 (二)发电侧并网主体变更检修计划,应提前向电力调度机构申请并说明原因,电力调度机构视电网运行情况和其他发电侧并网主体的检修计划统筹安排;确实无法安排变更的,应及时通知该发电侧并网主体按原批复计划执行,并说明原因。因电网原因需变更发电侧并网主体检修计划的,电网企业和并网主体应按照事前约定或事后协商的方式解决。电力调度机构和电力交易机构应按照职责分工,按要求披露相关检修计划及原因,因检修计划调整产生的经济责任,原则上由相应发起主体承担。 (三)电网一次设备检修如影响发电侧并网主体发电或提供辅助服务的,应尽可能与发电侧并网主体设备检修配合进行。 第十七条 电力调度机构应合理安排管辖范围内继电保护和安全自动装置、电力调度自动化及通信、调频、调压等二次设备的检修。发电侧并网主体中此类涉网设备(装置)的检修计划,应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与一次设备检修相配合,原则上不得影响一次设备的正常运行。 第十八条 电力调度机构管辖范围内的设备(装置)参数整定值和保护压板投退应按照电力调度机构下达的整定值和运行管理规定执行。接入电网运行的并网主体二次系统应符合《电力监控系统安全防护规定》和网络与信息安全其他有关规定。并网主体改变其状态和参数前,应经电力调度机构批准。未经电力调度机构许可,不得擅自改变有关技术性能参数。 第十九条 电力调度机构应根据国家能源局及其派出机构的要求和有关规定,开展发电侧并网主体技术指导和管理工作。技术指导和管理的范围主要包括:继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和电力系统稳定器、调速系统和一次调频系统、二次调频、调压、直流系统、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉及网源协调的有关设备和参数等。 (一)继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括: 1. 装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。 2. 重大问题按期整改情况。 3. 因发电侧并网主体原因造成电力安全事故(事件)情况。 4. 因发电侧并网主体原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入导致电网安全稳定性和可靠性降低的情况。 5. 到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。 6. 按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护和安全自动装置技术监督总结情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表情况。 7. 保证电力系统安全稳定运行的继电保护和安全自动装置管理要求。 8. 保证电力系统安全稳定运行的继电保护和安全自动装置检修现场安全管理情况。 (二)调度通信技术指导和管理内容包括: 1. 设备和参数是否满足调度通信要求。 2. 重大问题按期整改情况。 3. 因发电侧并网主体原因造成通信事故情况。 4. 因发电侧并网主体通信责任造成电网继电保护和安全自动装置、调度自动化通道中断情况。 5. 调度电话通道中断情况。 6. 因发电侧并网主体通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。 (三)调度自动化技术指导和管理内容包括: 1. 发电侧并网主体调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。 2. 发电侧并网主体调度自动化设备重大问题按期整改情况。 3. 发电侧并网主体执行调度自动化有关运行管理规程、规定的情况。 4. 发电侧并网主体发生事故时遥信、遥测、顺序事件记录器(SOE)反应情况,AGC或自动功率控制(APC)控制情况和调度自动化设备运行情况。 (四)励磁系统以及电力系统稳定器技术指导和管理内容包括: 1. 励磁系统以及电力系统稳定器强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。 2. 未经电力调度机构许可,不得擅自改变励磁系统以及电力系统稳定器有关技术性能参数。 3. 发电侧并网主体按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验。 (五)调速系统以及一次调频系统技术指导和管理内容包括: 1. 调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求,技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。 2. 一次调频功能及参数是否满足国家有关规定和具体要求。 3. 未经电力调度机构许可,不得擅自改变调速系统以及一次调频系统有关技术性能参数。 4. 发电侧并网主体应按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验。 5. 发电侧并网主体应编制一次调频系统运行管理规程,制订电网大频差动作应急预案。 (六)二次调频技术指导和管理内容包括: 1. 发电侧并网主体二次调频系统的各项技术性能参数应达到国家和行业有关标准要求,技术规范应满足接入电网安全稳定运行的要求。 2. 发电侧并网主体执行二次调频有关运行管理规程、规定的情况。 3. 发电侧并网主体二次调频系统运行、检修等情况。 4. 发电侧并网主体二次调频系统与调度机构数据交互情况,以及发电侧并网主体监控系统、能量管理系统等执行所属调度机构自动化主站下发的AGC/APC指令情况。 5. 发电侧并网主体二次调频有关设备重大问题按期整改情况。 6. 发电侧并网主体执行有关规定,规范AGC参数管理相关情况。 (七)调压技术指导和管理内容包括: 1. AVC功能及参数应满足国家有关规定和具体要求。 2. 发电侧并网主体按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验以及电力调度机构认为保障电力系统安全所必须的其他试验。 3. 未经电力调度机构许可,不得擅自改变AVC有关参数。 (八)新能源场站技术指导和管理内容包括: 1. 新能源场站短路比应达到合理水平。 2. 新能源场站风机过电压保护、风机低电压保护、风机频率异常保护、光伏逆变器过电压保护、光伏逆变器低电压保护、光伏逆变器频率异常保护等涉网保护应满足国家和行业有关标准要求。 3. 应满足网源协调有关标准要求,具备一次调频、快速调压、低电压/高电压穿越能力,电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组耐受能力一致。 4. 新能源场站应具备无功功率调节能力和自动电压控制功能,按照电力调度机构要求装设自动电压控制子站,必要时应配置调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备,并保持设备运行的稳定性。 5. 新能源场站应具备有功功率调节能力,配置有功功率控制系统,接收并执行电力调度机构发送的有功功率控制信号。 6. 应提供可用于电磁和机电暂态仿真的技术资料和实测模型参数,用于电力系统稳定计算。 7. 应按国家和行业有关标准要求开展涉网试验。 8. 应开展功率预测工作,并按照有关规定报送功率预测、单机文件、气象信息、装机容量、可用容量、理论功率、可用功率等,功率预测准确性和各类数据完整性应满足国家和行业有关标准要求。 9. 发电机组发生大面积脱网,新能源场站应及时报告电力调度机构和国家能源局派出机构,未经允许不得擅自并网。 10. 新能源场站汇集系统接地方式应满足国家和行业标准要求,汇集线路故障应能快速切除。 (九)水电厂水库调度技术指导和管理内容包括: 1. 水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。 2. 水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。 3. 水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)有关运行管理规定的执行情况。 4. 水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)运行情况(运行参数和指标)。 5. 水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。 (十)发电侧并网主体高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括: 1. 发电侧并网主体高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。 2. 绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。 3. 接地网是否满足规程要求。 (十一)发电机组涉及网源协调保护的技术指导和管理内容包括: 1. 发电机定子过电压保护、转子过负荷保护、定子过负荷保护、失磁保护、失步保护、过激磁保护、频率异常保护、一类辅机保护、超速保护、顶值限制与过励限制、低励限制、过激磁限制等是否达到国家和行业有关标准要求。 2. 技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。 (十二)发电侧并网主体设备参数管理内容包括: 1. 发电侧并网主体应向电力调度机构提供发电机、变压器、励磁系统、PSS及调速系统的技术资料和实测模型参数。 2. 励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求,发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。 第二十条 新型储能和负荷侧并网主体涉及的技术指导和管理工作,参照发电侧并网主体技术指导和管理相关要求执行。技术指导和管理的范围可包括:继电保护、调度通信设备、调度自动化设备、调频、调压等。 (一)新型储能调度技术指导和管理内容可包括: 1. 储能装置应向电力调度机构提供充放电时间、充放电速率、可调容量范围、最大可调节能力等涉网参数。 2. 继电保护、调频、调压等性能参数是否达到国家和行业有关标准要求,技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。 3. 调度通信设备和参数是否满足调度通信要求,调度电话通道中断情况。 4. 调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定的要求。 5. 由于电池寿命衰减、意外事故等造成的技术性能参数变化,应及时上报电力调度机构。 (二)负荷侧并网主体参数管理内容可包括: 1. 继电保护、调频等涉网性能参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。 2. 调度通信设备和参数是否满足调度通信要求。 3. 调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定要求。 第三章 考核实施 第二十一条 国家能源局各区域监管局依据本规定,商相关省监管办、电网企业、并网主体等修订本区域电力并网运行管理实施细则,报国家能源局备案后施行。各省监管办可在所在区域实施细则的基础上,根据当地实际情况约定不同考核及返还标准,修订辖区内实施细则,保持实施细则在区域内的基本统一和相互协调。 第二十二条 电力调度机构根据实施细则,按照专门记账、收支平衡原则,负责并网运行管理的具体实施工作,对并网主体运行情况进行考核。考核内容应包括运行、检修、技术指导和管理等方面。电力现货试点地区应根据当地电力系统运行和电力市场建设实际,统筹做好衔接,已通过市场机制完全实现的,不得在实施细则中重复考核。 第二十三条 电力调度机构负责电力并网运行管理实施细则的执行、考核费用的计算。电网企业、电力调度机构、电力交易机构按照有关规定和职责分工,向并网主体结算费用。 第二十四条 并网主体运行管理考核原则上采取收取考核费用的方式。考核费用实行专项管理,费用可全部用于考核返还奖励或按辅助服务补偿贡献量大小向有关并网主体进行返还。 第四章 信息披露 第二十五条 信息披露应当遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则,披露内容应包括但不限于考核/返还、考核种类、调度单元等信息类型。信息披露主体对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责。 第二十六条 电力交易机构负责通过信息披露平台向所有市场主体披露相关考核和返还结果,制定信息披露标准格式,开放数据接口。 第二十七条 电力调度机构应及时向电力交易机构按信息类型推送考核和返还公示信息,由电力交易机构于次月10日之前向所有市场主体公示。并网主体对公示有异议的,应在3个工作日内提出复核。电力调度机构在接到并网主体问询的3个工作日内,应进行核实并予以答复。并网主体经与电力调度机构协商后仍有争议的,可向国家能源局派出机构提出申诉。无异议后,由电力调度机构执行,并将结果报国家能源局派出机构。 第五章 监督管理 第二十八条 国家能源局及其派出机构负责电力并网运行的监督与管理,监管本办法及相关规则的实施。国家能源局派出机构负责建立健全并网工作管理协调机制,调解辖区内并网运行管理争议,可根据实际需要,组织对电力调度机构和电力交易机构的执行情况进行评估和监管。工作中发现的重大问题应及时向国家能源局报告。 第二十八九 健全并网调度协议和交易合同备案制度。省级及以上电力调度机构直接调度的并网主体与电网企业应定期签订并网调度协议和相关交易合同,并在协议(合同)签订后10个工作日内向国家能源局相关派出机构备案。与国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司签订并网调度协议和相关交易合同的,直接向国家能源局备案。 第三十条 建立电力调度运行管理情况书面报告制度。省级及以上电力调度机构按月向国家能源局相关派出机构报告电力调度运行管理情况,并在电力调度交易与市场秩序厂网联席会议上通报。国家电力调控中心和南方电网电力调控中心按季度向国家能源局报告电力调度运行管理情况,南方电网电力调控中心同时报告所在地国家能源局派出机构。 第六章 附 则 第三十一条 本规定自发布之日起施行,有效期5年。原国家电力监管委员会《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)同时废止。 第三十二条 本规定由国家能源局负责解释,国家能源局其他有关文件与本规定不一致的,以本规定为准。 国家能源局关于印发《电力辅助服务管理办法》的通知 国能发监管规〔2021〕61号 各派出机构,中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、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、内蒙古电力(集团)有限责任公司,北京电力交易中心有限公司、广州电力交易中心有限责任公司: 为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,完整准确全面贯彻新发展理念,做好碳达峰、碳中和工作,推动构建新型电力系统,规范电力辅助服务管理,深化电力辅助服务市场机制建设,国家能源局对《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)进行了修订,并将名称修改为《电力辅助服务管理办法》(以下简称《办法》),现将《办法》印发给你们,请遵照执行。 国家能源局各派出机构要根据《办法》要求,组织相关部门和单位制修订各地现行管理实施细则和市场交易规则,并报国家能源局备案。 国家能源局 2021年12月21日