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日前，國家能源局官網發布關于印發《電力并網運行管理規定》的通知，根據通知新能源場站技術指導和管理內容包括：新能源場站短路比應達到合理水平； 新能源場站風機過電壓保護、風機低電壓保護、風機頻率異常保護、光伏逆變器過電壓保護、光伏逆變器低電壓保護、光伏逆變器頻率異常保護等涉網保護應滿足國家和行業有關標準要求；應滿足網源協調有關標準要求，具備一次調頻、快速調壓、低電壓/高電壓穿越能力，電壓和頻率耐受能力原則上與同步發電機組耐受能力一致； 新能源場站應具備無功功率調節能力和自動電壓控制功能，按照電力調度機構要求裝設自動電壓控制子站，必要時應配置調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備，并保持設備運行的穩定性；新能源場站應具備有功功率調節能力，配置有功功率控制系統，接收并執行電力調度機構發送的有功功率控制信號；應提供可用于電磁和機電暫態仿真的技術資料和實測模型參數，用于電力系統穩定計算；應按國家和行業有關標準要求開展涉網試驗；應開展功率預測工作，并按照有關規定報送功率預測、單機文件、氣象信息、裝機容量、可用容量、理論功率、可用功率等，功率預測準確性和各類數據完整性應滿足國家和行業有關標準要求；發電機組發生大面積脫網，新能源場站應及時報告電力調度機構和國家能源局派出機構，未經允許不得擅自并網；新能源場站匯集系統接地方式應滿足國家和行業標準要求，匯集線路故障應能快速切除。
以下為原文：
各派出機構，中國核工業集團有限公司、國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤（集團）有限公司、中國廣核集團有限公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司，北京電力交易中心有限公司、廣州電力交易中心有限責任公司：
為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，完整準確全面貫徹新發展理念，做好碳達峰、碳中和工作，推動構建新型電力系統，規范電力系統并網運行管理，國家能源局對《發電廠并網運行管理規定》（電監市場〔2006〕42號）進行了修訂，并將名稱修改為《電力并網運行管理規定》（以下簡稱《規定》），現將《規定》印發給你們，請遵照執行。
國家能源局各派出機構要根據《規定》要求，組織相關部門和單位制修訂各地現行管理實施細則，并報國家能源局備案。
國家能源局
2021年12月21日
電力并網運行管理規定
第一章 總 則
第一條 為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，完整準確全面貫徹新發展理念，做好碳達峰、碳中和工作，構建新型電力系統，深化電力體制改革，持續推動能源高質量發展，保障電力系統安全、優質、經濟運行及電力市場有序運營，促進源網荷儲協調發展，維護社會公共利益和電力投資者、經營者、使用者的合法權益，根據《中華人民共和國電力法》《電力監管條例》等有關法律法規，制定本規定。
第二條 本規定適用于省級及以上電力調度機構直接調度的火電、水電、核電、風電、光伏發電、光熱發電、抽水蓄能、自備電廠等發電側并網主體，以及電化學、壓縮空氣、飛輪等新型儲能。傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）等負荷側并網主體，省級以下電力調度機構調度管轄范圍內的并網主體，視其對電力系統運行的影響參照本規定執行。
第三條 并網主體并網運行遵循電力系統客觀規律、市場經濟規律以及國家能源發展戰略的要求，實行統一調度、分級管理，貫徹安全第一方針，堅持公開、公平、公正的原則。
第二章 運行管理
第四條 電力調度機構負責電力系統運行的組織、指揮、指導和協調。并網主體、電網企業均應嚴格遵守國家有關法律法規、標準以及電力調度管理規程、電氣設備運行規程，共同維護電力系統安全穩定運行。
第五條 發電側并網主體中涉及電網安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置、調度通信設備、調度自動化設備、勵磁系統和電力系統穩定器、調速系統和一次調頻系統、二次調頻、調壓、直流系統、新能源功率預測系統、水電廠水庫調度自動化系統設備、高壓側或升壓站電氣設備以及涉及網源協調的有關設備和參數等，規劃、設計、建設和運行管理應滿足國家法律法規、行業標準及電網穩定性要求。有關運行和檢修管理、操作票和工作票等制度，應符合國家、行業等有關規定和具體要求。其他并網主體的規劃、設計、建設和運行管理應滿足國家法律法規、行業標準及電網穩定性要求。
第六條 并網主體應確保涉網一、二次設備滿足電力系統安全穩定運行及有關標準的要求。
第七條 并網主體應與電網企業根據平等互利、協商一致和確保電力系統安全運行的原則，參照國家有關部門制訂的《并網調度協議》《購售電合同》等示范文本及時簽訂并網調度協議和購售電合同，無協議（合同）不得并網運行。
第八條 電力調度機構針對電力系統運行中存在的安全問題，應及時制定反事故措施；涉及并網主體的，并網主體應制定整改計劃并予以落實。當發生電力安全事故（事件）時，在未獲得調度機構允許前，有關并網主體不得并網運行。
第九條 并網主體按照所在電網防止大面積停電預案的統一部署，落實相應措施，編制停電事故處理預案及其他反事故預案，參加反事故演練。
第十條 電力調度機構應及時向有關并網主體通報電力安全事故（事件）情況、原因及影響分析。并網主體應按照有關規定配合相關機構進行事故調查，落實防范措施。
第十一條 并網主體應嚴格執行電力調度機構制定或市場出清的運行方式和發電調度計劃曲線。并網主體運行應嚴格服從電力調度機構指揮，并迅速、準確執行調度指令。若并網主體值班人員認為執行調度指令可能危及人身、設備或系統安全，應立即向電力調度機構報告并說明理由，由電力調度機構決定是否繼續執行。
第十二條 并網主體應在電力調度機構的統一調度下，考慮機組運行特點，落實調頻、調壓有關措施，保證電能質量符合國家標準。
（一）發電側并網主體應根據國家能源局派出機構有關規定要求，具備相應的一次調頻、自動發電控制（AGC）和無功服務能力。
（二）發電側并網主體的調頻、調壓能力和具體指標應滿足有關規定和具體要求。
對發電側并網主體一次調頻的考核內容，包括一次調頻可用率、調節容量、調節速率、調節精度、響應時間及相關性能等。
對發電側并網主體提供AGC服務的考核內容，包括AGC可用率、調節容量、調節速率、調節精度和響應時間等。
對發電側并網主體提供無功服務的考核內容，包括無功補償裝置或自動電壓控制（AVC）裝置投運率、調節合格率、母線電壓合格率等。受所并入電網系統電壓影響，經過調整仍無法達到電壓目標的不予考核。
（三）提供調頻、調壓的其他并網主體，調頻、調壓能力和具體指標應滿足國家有關規定和具體要求。
第十三條 發電側并網主體調峰能力應達到國家能源局派出機構有關規定要求，達不到要求的按照其調峰能力的缺額進行考核。并網主體參與電力系統調峰時，調頻、調壓等涉網性能應滿足相關規定和具體要求。
第十四條 電力調度機構依據所在地電力并網運行管理實施細則對發電側并網主體非計劃停運/脫網、調度指令執行偏差和新能源功率預測偏差等情況進行考核。
第十五條 黑啟動電源點由電力調度機構控制區電網的黑啟動預案確定。作為黑啟動電源的并網主體，應按照相關規定做好各項黑啟動安全管理措施。黑啟動電源點在電網需要提供服務時，黑啟動并網主體應當及時可靠地執行黑啟動預案，幫助系統恢復正常運行。對并網主體由于自身原因未能完成黑啟動任務的，應進行考核。
第十六條 發電側并網主體應根據有關設備檢修規定、規程和設備實際狀況，提出設備檢修計劃申請，并按電力調度機構要求提交。電力調度機構統籌安排管轄范圍內發電側并網主體的設備檢修計劃。
（一）檢修計劃確定之后，雙方應嚴格執行。
（二）發電側并網主體變更檢修計劃，應提前向電力調度機構申請并說明原因，電力調度機構視電網運行情況和其他發電側并網主體的檢修計劃統籌安排；確實無法安排變更的，應及時通知該發電側并網主體按原批復計劃執行，并說明原因。因電網原因需變更發電側并網主體檢修計劃的，電網企業和并網主體應按照事前約定或事后協商的方式解決。電力調度機構和電力交易機構應按照職責分工，按要求披露相關檢修計劃及原因，因檢修計劃調整產生的經濟責任，原則上由相應發起主體承擔。
（三）電網一次設備檢修如影響發電側并網主體發電或提供輔助服務的，應盡可能與發電側并網主體設備檢修配合進行。
第十七條 電力調度機構應合理安排管轄范圍內繼電保護和安全自動裝置、電力調度自動化及通信、調頻、調壓等二次設備的檢修。發電側并網主體中此類涉網設備（裝置）的檢修計劃，應經電力調度機構批準后執行。電力調度機構管轄范圍內的二次設備檢修應盡可能與一次設備檢修相配合，原則上不得影響一次設備的正常運行。
第十八條 電力調度機構管轄范圍內的設備（裝置）參數整定值和保護壓板投退應按照電力調度機構下達的整定值和運行管理規定執行。接入電網運行的并網主體二次系統應符合《電力監控系統安全防護規定》和網絡與信息安全其他有關規定。并網主體改變其狀態和參數前，應經電力調度機構批準。未經電力調度機構許可，不得擅自改變有關技術性能參數。
第十九條 電力調度機構應根據國家能源局及其派出機構的要求和有關規定，開展發電側并網主體技術指導和管理工作。技術指導和管理的范圍主要包括：繼電保護和安全自動裝置、調度通信設備、調度自動化設備、勵磁系統和電力系統穩定器、調速系統和一次調頻系統、二次調頻、調壓、直流系統、新能源功率預測系統、水電廠水庫調度自動化系統設備、高壓側或升壓站電氣設備以及涉及網源協調的有關設備和參數等。
（一）繼電保護和安全自動裝置技術指導和管理內容包括：
1. 裝置和參數是否滿足電力系統安全運行要求。
2. 重大問題按期整改情況。
3. 因發電側并網主體原因造成電力安全事故（事件）情況。
4. 因發電側并網主體原因造成繼電保護和安全自動裝置不能正常投入導致電網安全穩定性和可靠性降低的情況。
5. 到更換年限的設備配合電網企業改造計劃按期更換的情況。
6. 按繼電保護技術監督規定定期向電力調度機構報告本單位繼電保護和安全自動裝置技術監督總結情況。按評價規程定期向電力調度機構報告繼電保護動作報表情況。
7. 保證電力系統安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置管理要求。
8. 保證電力系統安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置檢修現場安全管理情況。
（二）調度通信技術指導和管理內容包括：
1. 設備和參數是否滿足調度通信要求。
2. 重大問題按期整改情況。
3. 因發電側并網主體原因造成通信事故情況。
4. 因發電側并網主體通信責任造成電網繼電保護和安全自動裝置、調度自動化通道中斷情況。
5. 調度電話通道中斷情況。
6. 因發電側并網主體通信異常造成電網安全穩定性和可靠性降低的情況。
（三）調度自動化技術指導和管理內容包括：
1. 發電側并網主體調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否滿足國家和行業有關標準、規定的要求。
2. 發電側并網主體調度自動化設備重大問題按期整改情況。
3. 發電側并網主體執行調度自動化有關運行管理規程、規定的情況。
4. 發電側并網主體發生事故時遙信、遙測、順序事件記錄器（SOE）反應情況，AGC或自動功率控制（APC）控制情況和調度自動化設備運行情況。
（四）勵磁系統以及電力系統穩定器技術指導和管理內容包括：
1. 勵磁系統以及電力系統穩定器強勵水平、放大倍數、時間常數等技術性能參數是否達到國家和行業有關標準要求。
2. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變勵磁系統以及電力系統穩定器有關技術性能參數。
3. 發電側并網主體按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。
（五）調速系統以及一次調頻系統技術指導和管理內容包括：
1. 調速系統的各項技術性能參數是否達到國家和行業有關標準要求，技術規范是否滿足接入電網安全穩定運行的要求。
2. 一次調頻功能及參數是否滿足國家有關規定和具體要求。
3. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變調速系統以及一次調頻系統有關技術性能參數。
4. 發電側并網主體應按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。
5. 發電側并網主體應編制一次調頻系統運行管理規程，制訂電網大頻差動作應急預案。
（六）二次調頻技術指導和管理內容包括：
1. 發電側并網主體二次調頻系統的各項技術性能參數應達到國家和行業有關標準要求，技術規范應滿足接入電網安全穩定運行的要求。
2. 發電側并網主體執行二次調頻有關運行管理規程、規定的情況。
3. 發電側并網主體二次調頻系統運行、檢修等情況。
4. 發電側并網主體二次調頻系統與調度機構數據交互情況，以及發電側并網主體監控系統、能量管理系統等執行所屬調度機構自動化主站下發的AGC/APC指令情況。
5. 發電側并網主體二次調頻有關設備重大問題按期整改情況。
6. 發電側并網主體執行有關規定，規范AGC參數管理相關情況。
（七）調壓技術指導和管理內容包括：
1. AVC功能及參數應滿足國家有關規定和具體要求。
2. 發電側并網主體按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗以及電力調度機構認為保障電力系統安全所必須的其他試驗。
3. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變AVC有關參數。
（八）新能源場站技術指導和管理內容包括：
1. 新能源場站短路比應達到合理水平。
2. 新能源場站風機過電壓保護、風機低電壓保護、風機頻率異常保護、光伏逆變器過電壓保護、光伏逆變器低電壓保護、光伏逆變器頻率異常保護等涉網保護應滿足國家和行業有關標準要求。
3. 應滿足網源協調有關標準要求，具備一次調頻、快速調壓、低電壓/高電壓穿越能力，電壓和頻率耐受能力原則上與同步發電機組耐受能力一致。
4. 新能源場站應具備無功功率調節能力和自動電壓控制功能，按照電力調度機構要求裝設自動電壓控制子站，必要時應配置調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備，并保持設備運行的穩定性。
5. 新能源場站應具備有功功率調節能力，配置有功功率控制系統，接收并執行電力調度機構發送的有功功率控制信號。
6. 應提供可用于電磁和機電暫態仿真的技術資料和實測模型參數，用于電力系統穩定計算。
7. 應按國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。
8. 應開展功率預測工作，并按照有關規定報送功率預測、單機文件、氣象信息、裝機容量、可用容量、理論功率、可用功率等，功率預測準確性和各類數據完整性應滿足國家和行業有關標準要求。
9. 發電機組發生大面積脫網，新能源場站應及時報告電力調度機構和國家能源局派出機構，未經允許不得擅自并網。
10. 新能源場站匯集系統接地方式應滿足國家和行業標準要求，匯集線路故障應能快速切除。
（九）水電廠水庫調度技術指導和管理內容包括：
1. 水電廠水庫調度專業管理有關規程、規定的執行情況。
2. 水電廠重大水庫調度事件的報告和處理情況。
3. 水電廠水庫調度自動化系統（水情自動測報系統）有關運行管理規定的執行情況。
4. 水電廠水庫調度自動化系統（水情自動測報系統）運行情況（運行參數和指標）。
5. 水電廠水庫流域水雨情信息和水庫運行信息的報送情況。
（十）發電側并網主體高壓側或升壓站電氣設備的技術指導和管理內容包括：
1. 發電側并網主體高壓側或升壓站電氣設備遮斷容量、額定參數、電氣主接線是否滿足要求。
2. 絕緣是否達到所在地區污穢等級的要求。
3. 接地網是否滿足規程要求。
（十一）發電機組涉及網源協調保護的技術指導和管理內容包括：
1. 發電機定子過電壓保護、轉子過負荷保護、定子過負荷保護、失磁保護、失步保護、過激磁保護、頻率異常保護、一類輔機保護、超速保護、頂值限制與過勵限制、低勵限制、過激磁限制等是否達到國家和行業有關標準要求。
2. 技術規范是否滿足接入電網安全穩定運行要求。
（十二）發電側并網主體設備參數管理內容包括：
1. 發電側并網主體應向電力調度機構提供發電機、變壓器、勵磁系統、PSS及調速系統的技術資料和實測模型參數。
2. 勵磁系統及調速系統的傳遞函數及各環節實際參數要求，發電機、變壓器、升壓站電氣設備等設備實際參數是否滿足接入電網安全穩定運行要求。
第二十條新型儲能和負荷側并網主體涉及的技術指導和管理工作，參照發電側并網主體技術指導和管理相關要求執行。技術指導和管理的范圍可包括：繼電保護、調度通信設備、調度自動化設備、調頻、調壓等。
（一）新型儲能調度技術指導和管理內容可包括：
1. 儲能裝置應向電力調度機構提供充放電時間、充放電速率、可調容量范圍、最大可調節能力等涉網參數。
2. 繼電保護、調頻、調壓等性能參數是否達到國家和行業有關標準要求，技術規范是否滿足接入電網安全穩定運行的要求。
3. 調度通信設備和參數是否滿足調度通信要求，調度電話通道中斷情況。
4. 調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否達到國家和行業有關標準、規定的要求。
5. 由于電池壽命衰減、意外事故等造成的技術性能參數變化，應及時上報電力調度機構。
（二）負荷側并網主體參數管理內容可包括：
1. 繼電保護、調頻等涉網性能參數是否滿足接入電網安全穩定運行要求。
2. 調度通信設備和參數是否滿足調度通信要求。
3. 調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否達到國家和行業有關標準、規定要求。
第三章 考核實施
第二十一條 國家能源局各區域監管局依據本規定，商相關省監管辦、電網企業、并網主體等修訂本區域電力并網運行管理實施細則，報國家能源局備案后施行。各省監管辦可在所在區域實施細則的基礎上，根據當地實際情況約定不同考核及返還標準，修訂轄區內實施細則，保持實施細則在區域內的基本統一和相互協調。
第二十二條 電力調度機構根據實施細則，按照專門記賬、收支平衡原則，負責并網運行管理的具體實施工作，對并網主體運行情況進行考核。考核內容應包括運行、檢修、技術指導和管理等方面。電力現貨試點地區應根據當地電力系統運行和電力市場建設實際，統籌做好銜接，已通過市場機制完全實現的，不得在實施細則中重復考核。
第二十三條 電力調度機構負責電力并網運行管理實施細則的執行、考核費用的計算。電網企業、電力調度機構、電力交易機構按照有關規定和職責分工，向并網主體結算費用。
第二十四條 并網主體運行管理考核原則上采取收取考核費用的方式。考核費用實行專項管理，費用可全部用于考核返還獎勵或按輔助服務補償貢獻量大小向有關并網主體進行返還。
第四章 信息披露
第二十五條 信息披露應當遵循真實、準確、完整、及時、易于使用的原則，披露內容應包括但不限于考核/返還、考核種類、調度單元等信息類型。信息披露主體對其提供信息的真實性、準確性、完整性負責。
第二十六條 電力交易機構負責通過信息披露平臺向所有市場主體披露相關考核和返還結果，制定信息披露標準格式，開放數據接口。
第二十七條 電力調度機構應及時向電力交易機構按信息類型推送考核和返還公示信息，由電力交易機構于次月10日之前向所有市場主體公示。并網主體對公示有異議的，應在3個工作日內提出復核。電力調度機構在接到并網主體問詢的3個工作日內，應進行核實并予以答復。并網主體經與電力調度機構協商后仍有爭議的，可向國家能源局派出機構提出申訴。無異議后，由電力調度機構執行，并將結果報國家能源局派出機構。
第五章 監督管理
第二十八條 國家能源局及其派出機構負責電力并網運行的監督與管理，監管本辦法及相關規則的實施。國家能源局派出機構負責建立健全并網工作管理協調機制，調解轄區內并網運行管理爭議，可根據實際需要，組織對電力調度機構和電力交易機構的執行情況進行評估和監管。工作中發現的重大問題應及時向國家能源局報告。
第二十九條 健全并網調度協議和交易合同備案制度。省級及以上電力調度機構直接調度的并網主體與電網企業應定期簽訂并網調度協議和相關交易合同，并在協議（合同）簽訂后10個工作日內向國家能源局相關派出機構備案。與國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司簽訂并網調度協議和相關交易合同的，直接向國家能源局備案。
第三十條 建立電力調度運行管理情況書面報告制度。省級及以上電力調度機構按月向國家能源局相關派出機構報告電力調度運行管理情況，并在電力調度交易與市場秩序廠網聯席會議上通報。國家電力調控中心和南方電網電力調控中心按季度向國家能源局報告電力調度運行管理情況，南方電網電力調控中心同時報告所在地國家能源局派出機構。
第六章 附 則
第三十一條本規定自發布之日起施行，有效期5年。原國家電力監管委員會《發電廠并網運行管理規定》（電監市場〔2006〕42號）同時廢止。
第三十二條本規定由國家能源局負責解釋，國家能源局其他有關文件與本規定不一致的，以本規定為準。
以下為原文：
各派出機構，中國核工業集團有限公司、國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤（集團）有限公司、中國廣核集團有限公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司，北京電力交易中心有限公司、廣州電力交易中心有限責任公司：
為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，完整準確全面貫徹新發展理念，做好碳達峰、碳中和工作，推動構建新型電力系統，規范電力系統并網運行管理，國家能源局對《發電廠并網運行管理規定》（電監市場〔2006〕42號）進行了修訂，并將名稱修改為《電力并網運行管理規定》（以下簡稱《規定》），現將《規定》印發給你們，請遵照執行。
國家能源局各派出機構要根據《規定》要求，組織相關部門和單位制修訂各地現行管理實施細則，并報國家能源局備案。
國家能源局
2021年12月21日
電力并網運行管理規定
第一章 總 則
第一條 為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，完整準確全面貫徹新發展理念，做好碳達峰、碳中和工作，構建新型電力系統，深化電力體制改革，持續推動能源高質量發展，保障電力系統安全、優質、經濟運行及電力市場有序運營，促進源網荷儲協調發展，維護社會公共利益和電力投資者、經營者、使用者的合法權益，根據《中華人民共和國電力法》《電力監管條例》等有關法律法規，制定本規定。
第二條 本規定適用于省級及以上電力調度機構直接調度的火電、水電、核電、風電、光伏發電、光熱發電、抽水蓄能、自備電廠等發電側并網主體，以及電化學、壓縮空氣、飛輪等新型儲能。傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的可調節負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）等負荷側并網主體，省級以下電力調度機構調度管轄范圍內的并網主體，視其對電力系統運行的影響參照本規定執行。
第三條 并網主體并網運行遵循電力系統客觀規律、市場經濟規律以及國家能源發展戰略的要求，實行統一調度、分級管理，貫徹安全第一方針，堅持公開、公平、公正的原則。
第二章 運行管理
第四條 電力調度機構負責電力系統運行的組織、指揮、指導和協調。并網主體、電網企業均應嚴格遵守國家有關法律法規、標準以及電力調度管理規程、電氣設備運行規程，共同維護電力系統安全穩定運行。
第五條 發電側并網主體中涉及電網安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置、調度通信設備、調度自動化設備、勵磁系統和電力系統穩定器、調速系統和一次調頻系統、二次調頻、調壓、直流系統、新能源功率預測系統、水電廠水庫調度自動化系統設備、高壓側或升壓站電氣設備以及涉及網源協調的有關設備和參數等，規劃、設計、建設和運行管理應滿足國家法律法規、行業標準及電網穩定性要求。有關運行和檢修管理、操作票和工作票等制度，應符合國家、行業等有關規定和具體要求。其他并網主體的規劃、設計、建設和運行管理應滿足國家法律法規、行業標準及電網穩定性要求。
第六條 并網主體應確保涉網一、二次設備滿足電力系統安全穩定運行及有關標準的要求。
第七條 并網主體應與電網企業根據平等互利、協商一致和確保電力系統安全運行的原則，參照國家有關部門制訂的《并網調度協議》《購售電合同》等示范文本及時簽訂并網調度協議和購售電合同，無協議（合同）不得并網運行。
第八條 電力調度機構針對電力系統運行中存在的安全問題，應及時制定反事故措施；涉及并網主體的，并網主體應制定整改計劃并予以落實。當發生電力安全事故（事件）時，在未獲得調度機構允許前，有關并網主體不得并網運行。
第九條 并網主體按照所在電網防止大面積停電預案的統一部署，落實相應措施，編制停電事故處理預案及其他反事故預案，參加反事故演練。
第十條 電力調度機構應及時向有關并網主體通報電力安全事故（事件）情況、原因及影響分析。并網主體應按照有關規定配合相關機構進行事故調查，落實防范措施。
第十一條 并網主體應嚴格執行電力調度機構制定或市場出清的運行方式和發電調度計劃曲線。并網主體運行應嚴格服從電力調度機構指揮，并迅速、準確執行調度指令。若并網主體值班人員認為執行調度指令可能危及人身、設備或系統安全，應立即向電力調度機構報告并說明理由，由電力調度機構決定是否繼續執行。
第十二條 并網主體應在電力調度機構的統一調度下，考慮機組運行特點，落實調頻、調壓有關措施，保證電能質量符合國家標準。
（一）發電側并網主體應根據國家能源局派出機構有關規定要求，具備相應的一次調頻、自動發電控制（AGC）和無功服務能力。
（二）發電側并網主體的調頻、調壓能力和具體指標應滿足有關規定和具體要求。
對發電側并網主體一次調頻的考核內容，包括一次調頻可用率、調節容量、調節速率、調節精度、響應時間及相關性能等。
對發電側并網主體提供AGC服務的考核內容，包括AGC可用率、調節容量、調節速率、調節精度和響應時間等。
對發電側并網主體提供無功服務的考核內容，包括無功補償裝置或自動電壓控制（AVC）裝置投運率、調節合格率、母線電壓合格率等。受所并入電網系統電壓影響，經過調整仍無法達到電壓目標的不予考核。
（三）提供調頻、調壓的其他并網主體，調頻、調壓能力和具體指標應滿足國家有關規定和具體要求。
第十三條 發電側并網主體調峰能力應達到國家能源局派出機構有關規定要求，達不到要求的按照其調峰能力的缺額進行考核。并網主體參與電力系統調峰時，調頻、調壓等涉網性能應滿足相關規定和具體要求。
第十四條 電力調度機構依據所在地電力并網運行管理實施細則對發電側并網主體非計劃停運/脫網、調度指令執行偏差和新能源功率預測偏差等情況進行考核。
第十五條 黑啟動電源點由電力調度機構控制區電網的黑啟動預案確定。作為黑啟動電源的并網主體，應按照相關規定做好各項黑啟動安全管理措施。黑啟動電源點在電網需要提供服務時，黑啟動并網主體應當及時可靠地執行黑啟動預案，幫助系統恢復正常運行。對并網主體由于自身原因未能完成黑啟動任務的，應進行考核。
第十六條 發電側并網主體應根據有關設備檢修規定、規程和設備實際狀況，提出設備檢修計劃申請，并按電力調度機構要求提交。電力調度機構統籌安排管轄范圍內發電側并網主體的設備檢修計劃。
（一）檢修計劃確定之后，雙方應嚴格執行。
（二）發電側并網主體變更檢修計劃，應提前向電力調度機構申請并說明原因，電力調度機構視電網運行情況和其他發電側并網主體的檢修計劃統籌安排；確實無法安排變更的，應及時通知該發電側并網主體按原批復計劃執行，并說明原因。因電網原因需變更發電側并網主體檢修計劃的，電網企業和并網主體應按照事前約定或事后協商的方式解決。電力調度機構和電力交易機構應按照職責分工，按要求披露相關檢修計劃及原因，因檢修計劃調整產生的經濟責任，原則上由相應發起主體承擔。
（三）電網一次設備檢修如影響發電側并網主體發電或提供輔助服務的，應盡可能與發電側并網主體設備檢修配合進行。
第十七條 電力調度機構應合理安排管轄范圍內繼電保護和安全自動裝置、電力調度自動化及通信、調頻、調壓等二次設備的檢修。發電側并網主體中此類涉網設備（裝置）的檢修計劃，應經電力調度機構批準后執行。電力調度機構管轄范圍內的二次設備檢修應盡可能與一次設備檢修相配合，原則上不得影響一次設備的正常運行。
第十八條 電力調度機構管轄范圍內的設備（裝置）參數整定值和保護壓板投退應按照電力調度機構下達的整定值和運行管理規定執行。接入電網運行的并網主體二次系統應符合《電力監控系統安全防護規定》和網絡與信息安全其他有關規定。并網主體改變其狀態和參數前，應經電力調度機構批準。未經電力調度機構許可，不得擅自改變有關技術性能參數。
第十九條 電力調度機構應根據國家能源局及其派出機構的要求和有關規定，開展發電側并網主體技術指導和管理工作。技術指導和管理的范圍主要包括：繼電保護和安全自動裝置、調度通信設備、調度自動化設備、勵磁系統和電力系統穩定器、調速系統和一次調頻系統、二次調頻、調壓、直流系統、新能源功率預測系統、水電廠水庫調度自動化系統設備、高壓側或升壓站電氣設備以及涉及網源協調的有關設備和參數等。
（一）繼電保護和安全自動裝置技術指導和管理內容包括：
1. 裝置和參數是否滿足電力系統安全運行要求。
2. 重大問題按期整改情況。
3. 因發電側并網主體原因造成電力安全事故（事件）情況。
4. 因發電側并網主體原因造成繼電保護和安全自動裝置不能正常投入導致電網安全穩定性和可靠性降低的情況。
5. 到更換年限的設備配合電網企業改造計劃按期更換的情況。
6. 按繼電保護技術監督規定定期向電力調度機構報告本單位繼電保護和安全自動裝置技術監督總結情況。按評價規程定期向電力調度機構報告繼電保護動作報表情況。
7. 保證電力系統安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置管理要求。
8. 保證電力系統安全穩定運行的繼電保護和安全自動裝置檢修現場安全管理情況。
（二）調度通信技術指導和管理內容包括：
1. 設備和參數是否滿足調度通信要求。
2. 重大問題按期整改情況。
3. 因發電側并網主體原因造成通信事故情況。
4. 因發電側并網主體通信責任造成電網繼電保護和安全自動裝置、調度自動化通道中斷情況。
5. 調度電話通道中斷情況。
6. 因發電側并網主體通信異常造成電網安全穩定性和可靠性降低的情況。
（三）調度自動化技術指導和管理內容包括：
1. 發電側并網主體調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否滿足國家和行業有關標準、規定的要求。
2. 發電側并網主體調度自動化設備重大問題按期整改情況。
3. 發電側并網主體執行調度自動化有關運行管理規程、規定的情況。
4. 發電側并網主體發生事故時遙信、遙測、順序事件記錄器（SOE）反應情況，AGC或自動功率控制（APC）控制情況和調度自動化設備運行情況。
（四）勵磁系統以及電力系統穩定器技術指導和管理內容包括：
1. 勵磁系統以及電力系統穩定器強勵水平、放大倍數、時間常數等技術性能參數是否達到國家和行業有關標準要求。
2. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變勵磁系統以及電力系統穩定器有關技術性能參數。
3. 發電側并網主體按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。
（五）調速系統以及一次調頻系統技術指導和管理內容包括：
1. 調速系統的各項技術性能參數是否達到國家和行業有關標準要求，技術規范是否滿足接入電網安全穩定運行的要求。
2. 一次調頻功能及參數是否滿足國家有關規定和具體要求。
3. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變調速系統以及一次調頻系統有關技術性能參數。
4. 發電側并網主體應按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。
5. 發電側并網主體應編制一次調頻系統運行管理規程，制訂電網大頻差動作應急預案。
（六）二次調頻技術指導和管理內容包括：
1. 發電側并網主體二次調頻系統的各項技術性能參數應達到國家和行業有關標準要求，技術規范應滿足接入電網安全穩定運行的要求。
2. 發電側并網主體執行二次調頻有關運行管理規程、規定的情況。
3. 發電側并網主體二次調頻系統運行、檢修等情況。
4. 發電側并網主體二次調頻系統與調度機構數據交互情況，以及發電側并網主體監控系統、能量管理系統等執行所屬調度機構自動化主站下發的AGC/APC指令情況。
5. 發電側并網主體二次調頻有關設備重大問題按期整改情況。
6. 發電側并網主體執行有關規定，規范AGC參數管理相關情況。
（七）調壓技術指導和管理內容包括：
1. AVC功能及參數應滿足國家有關規定和具體要求。
2. 發電側并網主體按照國家和行業有關標準要求開展涉網試驗以及電力調度機構認為保障電力系統安全所必須的其他試驗。
3. 未經電力調度機構許可，不得擅自改變AVC有關參數。
（八）新能源場站技術指導和管理內容包括：
1. 新能源場站短路比應達到合理水平。
2. 新能源場站風機過電壓保護、風機低電壓保護、風機頻率異常保護、光伏逆變器過電壓保護、光伏逆變器低電壓保護、光伏逆變器頻率異常保護等涉網保護應滿足國家和行業有關標準要求。
3. 應滿足網源協調有關標準要求，具備一次調頻、快速調壓、低電壓/高電壓穿越能力，電壓和頻率耐受能力原則上與同步發電機組耐受能力一致。
4. 新能源場站應具備無功功率調節能力和自動電壓控制功能，按照電力調度機構要求裝設自動電壓控制子站，必要時應配置調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備，并保持設備運行的穩定性。
5. 新能源場站應具備有功功率調節能力，配置有功功率控制系統，接收并執行電力調度機構發送的有功功率控制信號。
6. 應提供可用于電磁和機電暫態仿真的技術資料和實測模型參數，用于電力系統穩定計算。
7. 應按國家和行業有關標準要求開展涉網試驗。
8. 應開展功率預測工作，并按照有關規定報送功率預測、單機文件、氣象信息、裝機容量、可用容量、理論功率、可用功率等，功率預測準確性和各類數據完整性應滿足國家和行業有關標準要求。
9. 發電機組發生大面積脫網，新能源場站應及時報告電力調度機構和國家能源局派出機構，未經允許不得擅自并網。
10. 新能源場站匯集系統接地方式應滿足國家和行業標準要求，匯集線路故障應能快速切除。
（九）水電廠水庫調度技術指導和管理內容包括：
1. 水電廠水庫調度專業管理有關規程、規定的執行情況。
2. 水電廠重大水庫調度事件的報告和處理情況。
3. 水電廠水庫調度自動化系統（水情自動測報系統）有關運行管理規定的執行情況。
4. 水電廠水庫調度自動化系統（水情自動測報系統）運行情況（運行參數和指標）。
5. 水電廠水庫流域水雨情信息和水庫運行信息的報送情況。
（十）發電側并網主體高壓側或升壓站電氣設備的技術指導和管理內容包括：
1. 發電側并網主體高壓側或升壓站電氣設備遮斷容量、額定參數、電氣主接線是否滿足要求。
2. 絕緣是否達到所在地區污穢等級的要求。
3. 接地網是否滿足規程要求。
（十一）發電機組涉及網源協調保護的技術指導和管理內容包括：
1. 發電機定子過電壓保護、轉子過負荷保護、定子過負荷保護、失磁保護、失步保護、過激磁保護、頻率異常保護、一類輔機保護、超速保護、頂值限制與過勵限制、低勵限制、過激磁限制等是否達到國家和行業有關標準要求。
2. 技術規范是否滿足接入電網安全穩定運行要求。
（十二）發電側并網主體設備參數管理內容包括：
1. 發電側并網主體應向電力調度機構提供發電機、變壓器、勵磁系統、PSS及調速系統的技術資料和實測模型參數。
2. 勵磁系統及調速系統的傳遞函數及各環節實際參數要求，發電機、變壓器、升壓站電氣設備等設備實際參數是否滿足接入電網安全穩定運行要求。
第二十條新型儲能和負荷側并網主體涉及的技術指導和管理工作，參照發電側并網主體技術指導和管理相關要求執行。技術指導和管理的范圍可包括：繼電保護、調度通信設備、調度自動化設備、調頻、調壓等。
（一）新型儲能調度技術指導和管理內容可包括：
1. 儲能裝置應向電力調度機構提供充放電時間、充放電速率、可調容量范圍、最大可調節能力等涉網參數。
2. 繼電保護、調頻、調壓等性能參數是否達到國家和行業有關標準要求，技術規范是否滿足接入電網安全穩定運行的要求。
3. 調度通信設備和參數是否滿足調度通信要求，調度電話通道中斷情況。
4. 調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否達到國家和行業有關標準、規定的要求。
5. 由于電池壽命衰減、意外事故等造成的技術性能參數變化，應及時上報電力調度機構。
（二）負荷側并網主體參數管理內容可包括：
1. 繼電保護、調頻等涉網性能參數是否滿足接入電網安全穩定運行要求。
2. 調度通信設備和參數是否滿足調度通信要求。
3. 調度自動化設備的功能、性能參數和運行是否達到國家和行業有關標準、規定要求。
第三章 考核實施
第二十一條 國家能源局各區域監管局依據本規定，商相關省監管辦、電網企業、并網主體等修訂本區域電力并網運行管理實施細則，報國家能源局備案后施行。各省監管辦可在所在區域實施細則的基礎上，根據當地實際情況約定不同考核及返還標準，修訂轄區內實施細則，保持實施細則在區域內的基本統一和相互協調。
第二十二條 電力調度機構根據實施細則，按照專門記賬、收支平衡原則，負責并網運行管理的具體實施工作，對并網主體運行情況進行考核。考核內容應包括運行、檢修、技術指導和管理等方面。電力現貨試點地區應根據當地電力系統運行和電力市場建設實際，統籌做好銜接，已通過市場機制完全實現的，不得在實施細則中重復考核。
第二十三條 電力調度機構負責電力并網運行管理實施細則的執行、考核費用的計算。電網企業、電力調度機構、電力交易機構按照有關規定和職責分工，向并網主體結算費用。
第二十四條 并網主體運行管理考核原則上采取收取考核費用的方式。考核費用實行專項管理，費用可全部用于考核返還獎勵或按輔助服務補償貢獻量大小向有關并網主體進行返還。
第四章 信息披露
第二十五條 信息披露應當遵循真實、準確、完整、及時、易于使用的原則，披露內容應包括但不限于考核/返還、考核種類、調度單元等信息類型。信息披露主體對其提供信息的真實性、準確性、完整性負責。
第二十六條 電力交易機構負責通過信息披露平臺向所有市場主體披露相關考核和返還結果，制定信息披露標準格式，開放數據接口。
第二十七條 電力調度機構應及時向電力交易機構按信息類型推送考核和返還公示信息，由電力交易機構于次月10日之前向所有市場主體公示。并網主體對公示有異議的，應在3個工作日內提出復核。電力調度機構在接到并網主體問詢的3個工作日內，應進行核實并予以答復。并網主體經與電力調度機構協商后仍有爭議的，可向國家能源局派出機構提出申訴。無異議后，由電力調度機構執行，并將結果報國家能源局派出機構。
第五章 監督管理
第二十八條 國家能源局及其派出機構負責電力并網運行的監督與管理，監管本辦法及相關規則的實施。國家能源局派出機構負責建立健全并網工作管理協調機制，調解轄區內并網運行管理爭議，可根據實際需要，組織對電力調度機構和電力交易機構的執行情況進行評估和監管。工作中發現的重大問題應及時向國家能源局報告。
第二十九條 健全并網調度協議和交易合同備案制度。省級及以上電力調度機構直接調度的并網主體與電網企業應定期簽訂并網調度協議和相關交易合同，并在協議（合同）簽訂后10個工作日內向國家能源局相關派出機構備案。與國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司簽訂并網調度協議和相關交易合同的，直接向國家能源局備案。
第三十條 建立電力調度運行管理情況書面報告制度。省級及以上電力調度機構按月向國家能源局相關派出機構報告電力調度運行管理情況，并在電力調度交易與市場秩序廠網聯席會議上通報。國家電力調控中心和南方電網電力調控中心按季度向國家能源局報告電力調度運行管理情況，南方電網電力調控中心同時報告所在地國家能源局派出機構。
第六章 附 則
第三十一條本規定自發布之日起施行，有效期5年。原國家電力監管委員會《發電廠并網運行管理規定》（電監市場〔2006〕42號）同時廢止。
第三十二條本規定由國家能源局負責解釋，國家能源局其他有關文件與本規定不一致的，以本規定為準。
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