5月21日，国家能源局河南监管办印发《关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知（征求意见稿）》。

通知提出，根据电力运行实际需要，在原有电力调峰辅助服务市场交易规则基础上，决定对参与辅助服务市场交易主体范围和有偿调峰基准等进行修订完善，将省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）纳入市场主体范围，参与河南电力调峰辅助服务市场管理，按现行交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用分摊。根据市场发展情况，逐步将所有新能源发电企业纳入辅助服务市场交易主体范围。

河南电网的辅助费用：约0.33元/度

河南电监局资料显示，2021年，河南电力调峰辅助服务市场累计启动312天，平均成本约为0.33元/度。

2021年，河南电力调峰辅助服务补偿费用合计13.5亿元，同比增长95.50%。通过深化电力辅助服务市场建设，市场机制促进火电机组开展灵活性能改造和技术升级，提升电力调节能力，充分挖掘调峰容量430万千瓦，提高电网调峰能力，电力调峰市场促进清洁能源增发电量约41亿千瓦时，有效地实现了清洁能源和火电企业发展的双赢。

山东的分布式光伏已经率先参与调峰！

在此之前，山东的分布式光伏早已经开始参与调峰。2022年1月22日，国家能源局山东监管办公室发布《关于做好2022年春节及重大活动期间电网安全稳定运行工作的通知》，提出：

春节期间，以保障电网安全和供热稳定为前提，在常规手段无法满足电网调峰需要的负荷低谷时段，要按照"先集中式、后分布式"、"先非户用、后户用"和"公平、公正、公开"的原则，合理安排新能源电力参与调峰，以保障系统安全稳定运行。

2021年12月28日，山东省能源局发布《关于切实做好分布式光伏并网运行工作的通知》（鲁监能安全规〔2021〕94号）。通知提出：

强化安全运行条件,实现分布式光伏精准监控调度：完善分布式光伏功率采集、远程控制技术措施,电网负备用不足或其他原因需要调峰时,保证分布式光伏按照电力调度机构指令有序上网消纳。

(一)全面实现10千伏及以上分布式光伏监测调控

10千伏及以上分布式光伏项目,要按照省级电力调度机构对集中式光伏场站的数据接入质量要求,将运行信息直接实时上传至地区电力调度机构,满足采集、监视、控制要求,具备并实现接收、执行地区电力调度机构指令进行功率控制功能部署。

随后，山东省出台了《低压分布式光伏计量采集典型设计方案》，对不同规模低压分布式（主要是户用光伏）的设计提出了要求。

根据文件，为了保障国家整县屋顶分布式光伏规模化开发试点工作顺利开展，要实现可观、可测、可控。因此，2022年底前要实现：

1）完成低压分布式光伏高频采集通信全覆盖，具备低压分布式光伏上网负荷日预测能力；

2）新增光伏用户具备远程即时控制和柔性控制能力，全部低压分布式光伏用户具备远程控制能力。

以下为意见稿全文：

关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知

（征求意见稿）

国网河南省电力公司，华能、大唐、华电、国家电投、国家能源、华润电力、华晨电力河南公司，豫能控股公司，有关新能源发电企业：

河南电力调峰辅助服务市场运行以来，对挖掘发电机组调峰潜力，提升电网调峰能力，促进新能源消纳发挥了积极作用。为加快构建新型电力系统、深化我省电力辅助服务市场建设，进一步完善辅助服务市场补偿和分摊机制，确保电网安全优质经济运行，保障全省电力供应，按照国家能源局《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）规定，结合我省电力运行实际需要，在我省原有电力调峰辅助服务市场交易规则基础上，决定对市场交易主体范围和有偿调峰基准等进行修订完善，现将有关事项通知如下。

一、推进分布式新能源参与调峰辅助服务市场。

按照《电力辅助服务管理办法》要求，根据我省电力调峰辅助服务市场运行实践，结合新能源快速发展情况以及运行特性，为确保有关各方公平参与市场，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，将省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）纳入市场主体范围，参与河南电力调峰辅助服务市场管理，按现行交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用分摊。

根据市场发展情况，逐步将所有新能源发电企业纳入辅助服务市场交易主体范围。

二、调整火电机组（含供热机组）有偿调峰基准。

燃煤火电机组实际出力上限无法达到机组初始额定容量的，有偿调峰基准调整为机组实际出力上限的50%，机组有偿调峰基准以上部分视为基本调峰义务，由电力调度机构根据电力系统运行需要无偿调用，所有火电机组出力降至有偿调峰基准后再开展深度调峰市场交易。

发电机组实际出力上限由电厂自行申报，调度机构综合考虑机组实际运行、测试和同类运行水平等因素进行修正，并做好记录备查。发电机组实际出力上限达不到初始额定容量造成有偿调峰基准下降的，机组报价档位和价格范围仍按初始额定容量负荷率计算，同时机组申报调峰下限不得高于发电机组实际出力上限的45%。

市场交易结算时，自发电机组有偿调峰基准开始根据机组深调情况对应的报价档位计算相关补偿费用。

三、加强火电机组实际发电能力管理。

发电企业要加强设备维护和燃料管理，提升机组调节能力，并按照调度要求如实申报机组实际出力上限，机组设备缺陷等因素造成的出力上限临时变化，要及时汇报调度机构。

调度机构要加强对火电机组实际出力上限的测试，对谎报瞒报出力上限的按照规定严格考核，对于测试出力上限与申报出力上限偏差较大机组，测试当日起五日内均按测试出力上限作为实际出力上限参与调峰交易。电力调度机构要做好机组实际测试和调度运行有关记录备查。