南方区域并网发电厂辅助服务管理系统实施研究细则版.docx

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南方区域并网发电厂辅助服务管理系统实施研究细则版

南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则

（2017版）

第一章  总则

第一条 为保障广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）（以下简称“南方区域”）电力系统安全、优质、经济运行，贯彻电力体制改革有关精神，发挥市场在资源配置中的决定性作用，规范南方区域电力市场辅助服务管理，促进风电、光伏等清洁能源消纳，根据《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）及其相关配套文件、《电力监管条例》（国务院令第432号）、《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管〔2017〕67号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）、《电网运行准则》（GB/T31465-2015）以及国家有关法律法规及行业标准，制定本细则。

第二条 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务，包括:

一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、自动电压控制（AVC）、黑启动等。

本细则所称辅助服务是指由并网发电厂、电力用户提供的辅助服务。

第三条 本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构）直接调度的发电厂；地市级电力调度机构调度的容量为30MW及以上风力发电场、10kV及以上并网的集中式光伏电站，容量为2MW/0.5小时及以上的电化学储能电站，自备电厂；其余并网发电厂（含地方电网并网发电厂）参照执行。

本细则所称发电厂包括火力发电厂（含燃煤电厂、燃气电厂、燃油电厂、生物质电厂等电厂，其中生物质发电类型包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电等）、水力发电厂、核电厂、风力发电场、光伏电站、电化学储能电站、自备电厂。

向南方区域售电的区域外电源（以下简称区外电源）纳入辅助服务管理范围，条件具备时启动补偿工作。

抽水蓄能电站的实施细则根据有关政策另行制定。

与当地省级政府签订特许权协议的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有协议；协议期满后的次月，执行本细则。

第四条 新建发电机组完成以下工作之后开展辅助服务运行考核及结算。

火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）要求完成分部试运、整套启动试运；新建水力发电机组按《水电工程验收规程》（NB/T35048-2015）要求完成带负荷连续运行、可靠性运行；核电机组完成分部试运、整套启动试运。

风力发电场、光伏电站、电化学储能电站完成并网调试后的当月即开展辅助服务运行考核及结算。

第五条 南方区域内能源监管机构依法对区域内并网发电厂辅助服务调用、考核与补偿等情况进行监管。

依据本细则和能源监管授权，电力调度机构负责对所辖电网内提供辅助服务主体进行管理与考核。

电网企业根据考核结果，负责对所辖电源的辅助 服务考核与补偿结果进行结算。

并入地方电网的并网发电厂和自备电厂的补偿与考核结算有关规定另行制定。

第六条 为建立辅助服务分担共享新机制，推进南方区域辅助服务市场建设，鼓励采用市场机制提供辅助服务，发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障南方区域电力系统安全、优质、经济运行。

第七条 南方区域辅助服务市场化启动前，按本细则及并网运行管理实施细则有关规定执行；辅助服务市场启动后，按照相关市场交易规则执行，有关辅助服务品种不在本细则进行重复补偿。

如该品种辅助服务市场因故暂停交易，则仍按本细则执行，直到市场化交易重启。

第八条 鼓励储能设备、电力用户等需求侧资源参与提供辅助服务，允许第三方辅助服务提供者与上述市场主体联合或者独立提供辅助服务。

独立提供辅助服务的第三方暂定为地市级及以上电力调度机构调管的对象。

在具备条件时，按照谁受益、谁承担的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制。

电力用 户可按以下方式参与：

直接参与缴纳辅助服务费用、经发电企业间接承担、购买发电企业辅助服务、自行提供辅助服务。

电力用户参与补偿规定具体实施办法另行制定。

第二章  定义与分类

第九条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

第十条 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等。

（一）一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力以减少频率偏差所提供的服务。

（二）基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的按照一定调节速率调节发电 机组出力所提供的服务。

燃煤、生物质机组基本调峰范围为100％至50％的额定容量，燃气、燃油机组以及水电机组基本调峰范围为100％至0额定容量。

核电机组基本调峰范围为额定容量至并网调度协议规定的最小技术出力。

风电、光伏、生物质发电等可再生能源机组及核电机组在电网安全受到影响时，应根据调度指令参与系统调峰。

燃煤机组进行扩容改造、环保改造、灵活性改造及供热改造等的改造后，不应降低原有调峰能力。

（三）基本无功调节是指发电机组迟相功率因数在0.9至1范围内向电力系统注入无功功率，或进相功率因数在 0.97至 1范围内从电力系统吸收无功功率所提供的服务。

第十一条 有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（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。

（一）自动发电控制（AGC）是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。

（二）有偿调峰分为深度调峰和启停调峰。

燃煤和生物质机组深度调峰指有功出力在其额定容量50％以下的调峰运行方式，核电机组深度调峰指有功功率在并网调度协议规定的最小技术出力以下的调峰运行方式。

燃煤机组、生物质机组、燃气机组、燃油机组启停调峰指由于调峰需要而停运后（由于电厂原因停机除外）并在72小时内再次启动本机组或同一电厂内其他机组的调峰方式。

对于因自身原因影响出力至有偿调峰基准以下的不作为有偿调峰。

（三）旋转备用是指为了保证可靠供电、可再生能源消纳，电力调度机构指定的并网机组（燃煤、生物质、燃气、燃油、核电、水电机组）通过预留发电容量所提供的服务，旋转备用必须在10分钟内能够调用。

（四）有偿无功调节是指根据电力调度运行需要，发电机组迟相功率因数低于0.90向电力系统注入无功功率或进相功率因数低于0.97从电力系统吸收无功功率所提供的服务。

（五）黑启动是指电力系统区域大面积停电后，在无外界电源支持情况下，由具备自启动、自维持或快速切负荷（FCB）能力的发电机组所提供的恢复系统供电的服务。

电网黑启动方案明确的关键路径中黑启动电源必须按照本细则规定开展机组黑启 动功能建设。

FCB是指并网机组在高于某一负荷定值运行时，因内部或外部电网故障与电网解列，瞬间甩掉全部对外供电负荷，但未发生锅炉主燃料跳闸（MFT）的情况下，用以维持发电机解列带厂用电或停机不停炉的自动控制功能。

（六）冷备用指并网火力发电机组、核电机组由于电网运行安排、可再生能源消纳等需要，按电力调度指令停运，到接到电力调度指令再次启动前的备用状态，备用时间需大于72小时，由于电厂自身原因停机不作为备用时间统计，但经检修后报备用开始算冷备用时间。

（七）自动电压控制（AVC）服务是指在自动装置的作用下，发电机组在规定的无功调整范围内，自动跟踪电力调度指令，实时调整无功出力，满足电力系统电压和无功控制要求所提供的服务。

第三章  提供与调用

第十二条 并网发电厂有义务提供辅助服务，且所提供的辅助服务应达到规定标准。

并网发电厂应履行以下职责：

（一）负责厂内设备的运行维护，确保具备提供符合规定标准要求的辅助服务的能力。

（二）向电力调度机构提供辅助服务能力的基础技术参数及有相应国家认证资质机构出具的辅助服务能力测试报告。

（三）具备相应技术条件，满足本细则实施辅助服务管理的需要。

（四）根据电力调度指令提供辅助服务，或者按照辅助服务市场交易规则提供辅助服务。

（五）根据本细则接受辅助服务的考核，缴纳辅助服务费用。

（六）参与辅助服务市场交易的市场主体，按照市场价格及辅助服务提供量进行辅助服务结算。

第十三条 电力调度机构应根据系统需要统一调用辅助服务或按照市场需求组织辅助服务市场交易，并履行以下职责：

（一）负责按照本细则实施辅助服务管理，负责组织南方区域电力辅助服务市场。

（二）建立、维护相应的技术支持平台，满足辅助服务管理以及辅助服务市场交易的需要。

（三）根据发电机组特性和电网实际情况，预测辅助服务需量，并合理安排发电机组承担辅助服务，保证调度的公开、公平、 公正；依据市场规则组织交易，按照交易结果进行调用，并提供结算依据。

（四）对辅助服务调用、提供和交易情况进行记录和统计，发布补偿及市场信息，及时答复发电厂提出的异议。

（五）评估辅助服务管理及市场运行状态，对辅助服务管理细则及市场规则提出修改意见。

（六）紧急情况下中止市场交易，保障系统安全运行。

（七）向南方能源监管机构提交相关数据及市场信息，接受监管。

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。

第六章  监督与管理

第四十三条 能源监管机构可以根据履行监管职责的需要，要求电力调度机构、电网企业和并网发电厂报送与监管事项相关的文件、资料，并责令按照国家规定如实公开有关信息。

电网企业和电力调度机构应当按照能源监管机构的规定，将与监管相关的信息系统接入能源监管信息系统。

第四十四条 电力调度机构应于每月15日前在调度交易信息披露网站上（或者其他专用技术支持系统）向所有并网发电厂披露所有机组（含抽水蓄能电站）上月辅助服务调用、交易、考核及补偿的明细结果，并报能源监管机构审批。

电力调度机构应确保数据真实、准确和及时，应保存辅助服务补偿数据、交易数 据至少两年。

第四十五条 并网发电厂对上月辅助服务补偿统计结果有异议的，应在每月17日前向电力调度机构提出复核。

电力调度机构应在2个工作日内完成复核并予以答复。

并网发电厂经与电力调度机构协商后仍有争议，可以向电力监管机构提出申诉。

第四十六条 电网企业和电力调度机构应于每月25日前，将上月辅助服务考核和补偿情况、交易情况明细清单报送能源监管机构，经能源监管机构审批生效后2个工作日内，由电网企业向各结算方