7月26日，山东能源监管办印发关于征求《山东省光伏电站并网运行管理实施细则(2022年修订版)》、《山东省电力辅助服务管理实施细则(2022年修订版)》、《山东省风电场并网运行管理实施细则(2022年修订版)》、《山东省储能电站并网运行管理实施细则(试行)》等六个规范性文件意见的通知。截止时间为2022年8月26日。根据山东电网新能源装机及占总装机比例不断提升的发展要求，此次规范性文件增加辅助服务新品种：（一）纳入范围：风电、光伏发电、储能电站。（二）起始阶段风电、光伏发电、储能电站的转动惯量、快速调压、一次调频辅助服务品种补偿费用由风电场、光伏电站和储能电站按发电量的比例分摊
此外，2022年修订版主要优化了完善风电场、光伏电站考核条款。
1.增加配建储能运行考核要求风电场、光伏电站配建储能功率可用率、容量可用率、非计划停运纳入考核，增加配建储能AGC考核要求。
2.修订功率预测考核要求增加风电场、光伏电站中期功率预测考核要求，修改风电场、光伏电站日前功率预测和超短期功率预测考核方法。其中，日前功率预测、超短期功率预测准确率按照场站预测曲线与实际出力曲线的偏差面积进行考核。
3.增加一次调频、惯量响应和快速调压考核要求
风电场、光伏电站必须具备一次调频、惯量响应和快速调压功能，新投产风电场、光伏电站不具备不允许并网运行，存量风电场、光伏电站应在能源监管机构要求的期限内完成功能改造。存量风电场、光伏电站具体完成功能改造期限另行通知。
4.明确分项考核与返还原则风电场、光伏电站分项参与考核和返还。风电场、光伏电站单项考核费用按发电量比例进行返还。风电场、光伏电站能够得到的全部返还费用为各单项返还之和。
本细则适用于已并入山东电网运行的，由山东电力调度控制中心（以下简称电力调度机构）调管的集中式光伏电站，其他光伏发电设施可参照执行。发电量全额自用、采取装设逆功率保护等措施确保不上网的集中式电站不纳入考核范围，亦不参与考核资金返还。
全文如下：
山东省光伏电站并网运行管理实施细则（2022年修订版）
第一章总则
第一条为深入贯彻落实党中央关于“碳达峰、碳中和”战略部署，构建以新能源为主体的新型电力系统，持续推动山东能源高质量发展，保障电力系统安全、优质、经济运行，规范光伏发电并网调度运行管理，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》、《电网调度管理条例》、《电力系统网源技术导则》（GB/T 40594-2021）、《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）等制定本细则。
第二条本细则适用于已并入山东电网运行的，由山东电力调度控制中心（以下简称电力调度机构）调管的集中式光伏电站，其他光伏发电设施可参照执行。发电量全额自用、采取装设逆功率保护等措施确保不上网的集中式电站不纳入考核范围，亦不参与考核资金返还。
第三条光伏电站以调度计划单元为基本结算单元参与本细则。
第四条山东能源监管办负责对光伏电站执行本细则及结算情况实施监管。在山东能源监管办授权下，电力调度机构按照调度管辖范围具体实施所辖电网内光伏电站参与本细则的执行与结算工作，运行结果报山东能源监管办审核后执行，光伏电站依据运行结果承担相应的经济责任。
第二章调度管理
第五条光伏电站应在并网前与相关电网企业签订并网调度协议，并于协议期满前3个月与电力调度机构联系续签事宜、且在协议到期前完成续签。无协议不得并网运行。
第六条新建光伏电站应按照《电力业务许可证管理规定》、 《电力业务许可证监督管理办法》要求及时办理电力业务许可证（发电类）。在并网之日起6个月内未取得电力业务许可证（发电类）的光伏电站，不得继续发电上网。
第七条新建、扩建光伏电站应在并网之日起3个月内完成并网调试、试验（含配建储能设施）。因自身原因逾期的，自逾期之日起每天考核电量按以下公式计算：考核电量=PN×1（小时）×α逾期式中，PN为光伏电站的总装机容量（兆瓦）；α逾期为逾期考核系数，其数值取0.05。新建光伏电站自并网之日起，正常参与本细则规定的调度纪律考核、非计划停运考核条款考核及返还，自调试期（3个月）满后次月1日起参与其余项目的考核及返还。扩建光伏电站自调试期（3个月）满后次月1日起参与AGC、AVC考核及返还，自并网之日起参与其余项目的考核及返还。
第八条光伏电站应当在并网之日起6个月内向电力调度机构提交有关光伏电站运行特性的测试报告（含配建储能设施）。逾期未提供的，每超期1天，按照全站当月上网电量的0.1%考核，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。
第九条光伏电站应严格服从所属电力调度机构的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拖延或者拒绝执行。接受调度指令的并网光伏电站值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员报告并说明理由，由值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次考核全站当月上网电量的1%。
（一）未经电力调度机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态、定值，以及与电网安全稳定运行有关的继电保护装置、安全稳定控制装置、一次调频、AGC、AVC装置等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外，但须向电力调度机构报告）；
（二）拖延或无故拒绝执行调度指令；
（三）不如实反映调度指令执行情况；
（四）不满足每值至少有2人（其中值长1人）具备联系调度业务资格的要求；
（五）现场值长离开工作岗位期间未指定具备联系调度业务资格的接令者；
（六）不执行电力调度机构下达的保证电网安全运行的措施；
（七）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；
（八）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报；
（九）未按要求向电力调度机构上报试验申请、方案；
（十）未能按照电力调度机构安排的测试计划开展并网测试，且未在规定时间内上报延期申请；
（十一）不执行电力调度机构针对电力系统安全问题制定的反事故措施或风险防控措施。
（十二）未依据要求编制停电事故处理预案及其他反事故预案；无特殊情况，不参加电力调度机构组织的反事故演练。
（十三）其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。
第十条发生以下情况时，电力调度机构可通知相应光伏电站将全部机组停运，整改完成后方可恢复并网运行：
（一）因光伏电站原因，远动数据（含配建储能设施）无法上传至电力调度机构调度技术支持主站或数据持续不刷新，超过48小时未恢复；
（二）因光伏电站原因，上传电力调度机构调度技术支持主站的的有功功率值与对端变电站采样数据不符（偏差超5%），超过48小时未完成整改； （三）光伏电站发生违规外联、恶意代码感染、边界网络安全措施失效等网络安全事件。
第十一条光伏电站配建储能性能指标应达到规定要求的额定功率、额定容量，电力调度机构按日统计光伏电站配建储能功率可用率（λ功率可用）和容量可用率（λ容量可用），
计算公式如下： 100% N P P实际功率可用式中，P实际为配建储能当日实际最大可用功率，PN为配建储能额定功率。 100% N S S实际容量可用式中，S实际为配建储能当日实际最大可用容量，SN为配建储能额定容量。在计算功率可用率和容量可用率时，扣除因计划检修和保证设备安全导致的可用率降低的情况。功率可用率和容量可用率均以98%为合格标准，对低于98%的光伏电站，每降低1个百分点（含不足1个百分点），考核该光伏电站当月上网电量的0.1%，取功率可用率考核电量和容量可用率考核电量的大值作为当日考核电量，光伏电站月度累计考核电量不超过当月上网电量的2%。
第十二条光伏电站涉网的继电保护及安全自动装置、自动化及通信等二次设备的检修管理应按照电力调度机构的调度规程和规定执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与光伏电站一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。
第十三条光伏电站及配建储能因频率、电压等电气保护及继电保护装置、安自装置动作导致光伏发电单元或配建储能解列的，不允许自启动并网。光伏发电单元或配建储能再次并网须向值班调度员提出申请，在电网条件允许情况下，经值班调度员同意并网后方可并网。若违反上述规定，每次考核全站当月上网电量的1%。
第十四条光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值（含正常停机过程）。光伏电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/分钟，变化率超出限值按以下公式计算考核电量（W功率变化率），月度累计考核量上限不超过全站当月上网电量的1%：功率变化率( , lim )101小时i W Pi c P式中，Pi,c为i时段内超限值的功率变化值，Plim为功率变化限值。此项按日进行考核，有功功率变化按照时间区间内最大值与最小值之差进行统计。因执行电力调度机构下发的有功功率控制指令，或开展自动化检修调试工作，或因太阳辐照度降低而引起的光伏电站有功功率变化超出有功功率变化最大限值的免于考核。
第十五条当光伏电站因自身原因造成光伏发电单元大面积脱网，一次脱网光伏发电单元总容量超过光伏电站装机容量的30%，纳入非计划停运考核范围，每次考核全站当月上网电量的1%。其中，由于电网原因或光伏电站共同送出线路由其他场站原因导致停运的，免于考核。配建储能的光伏电站，因自身原因造成储能单元非计划停运的，一次停运储能单元容量超过全站储能总容量的30%，纳入配建储能非计划停运考核范围，每次考核光伏电站全站当月上网电量的1%。
第十六条光伏电站应开展光伏发电功率预测工作，并按电力调度机构要求及时报送预测结果及气象站数据、理论可用发电功率、功率逆变器信息。具体考核规则如下：
（一）光伏电站应向电力调度机构报送光伏功率预测结果。电力调度机构对光伏电站上报光伏功率预测结果进行考核。考核内容包括中期预测、日前预测和超短期预测，场站出力受限时段免于准确率考核。中期预测是指预测光伏电站次日0时起至未来240小时的发电功率，日前预测是指预测光伏电站次日0时起至24时的发电功率，超短期预测是指预测光伏电站未来15分钟至4小时的发电功率，时间分辨率均为15分钟。
1．中期光伏功率预测光伏电站每日8时、14时前分别向电网调度机构提交中期功率预测数据（包括日前功率预测数据）和对应的计划开机容量。 （1）中期功率预测上报率按日进行统计，按月进行考核，每日两次预测均上报成功则当日上报率计为100%。月上报率应达到100%，每降低1个百分点扣罚当月全场上网电量的0.1%，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。
（2）中期预测结果第十日（第217小时-240小时）准确率按日进行统计，按月进行考核，月平均准确率应不低于70%。准确率小于70%时，每降低1个百分点扣罚当月全场上网电量的0.1%，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。第十日准确率=（ Cap n P P n i Mi Pi 1 2 ( ) 1 ）×100% - 9 -其中：PMi为i时刻的实际功率，PPi为i时刻的十天前功率预测值，Cap为光伏电站装机容量，n为样本个数。 2．日前光伏功率预测日前光伏功率预测准确率按照场站预测曲线与实际出力曲线的偏差面积进行考核，允许偏差为实际发电出力的20%（最小允许偏差为2兆瓦），考核电量为预测曲线和实际出力曲线偏差电量的2%（允许偏差除外）。
3．超短期光伏功率预测光伏电站每隔15分钟向电力调度机构提交自上报时刻起未来15分钟至4小时共16个时间节点的超短期预测数据和对应的计划开机容量。超短期功率预测上报率按日进行统计，按月进行考核，上报率应达到100%，每降低1个百分点扣罚当月全场上网电量的0.1%，月度累计考核电量不超当月上网电量的1%。超短期光伏功率预测准确率按照场站预测曲线与实际出力曲线的偏差面积进行考核，允许偏差为实际发电出力的15%（最小允许偏差为2兆瓦），考核电量为预测曲线和实际出力曲线偏差电量的2%（允许偏差除外）。
4．免考条件由于电网原因、调度技术支持系统主站原因及不可抗力（地震、台风、洪水等）导致的预测考核给予免考，场站功率预测系统及相关设备检修影响预测数据上报的，应提前向电力调度机构提交申请，批准后给与免考（每年不超过2次，每次不超过3天），其余场站自身原因（包括场站检修、故障及恶劣天气等情况）导致的预测考核不予免考。
（二）光伏电站应按照电力调度机构要求及时报送气象站数据、理论可用发电功率、功率逆变器信息，具体考核办法如下：
1．光伏电站应在能够准确反映站内光资源情况的位置安装气象站及附属设备，按照电力调度机构要求上传气象站相关数据，并保证数据准确性。气象站数据包括：总辐射辐照度、直射辐照度、散射辐照度、环境温度、湿度、风速、风向、气压数据。
2．光伏电站应按电力调度机构要求报送理论发电功率和可用发电功率。理论发电功率指在当前光资源条件下，所有光伏发电单元均可正常运行时能够发出的功率；可用发电功率指考虑场内设备故障、缺陷或检修等原因引起受阻后能够发出的功率。
3．光伏电站应具备实时采集逆变器信息的能力，按照电力调度机构要求上传有关逆变器信息，包括有功、无功和运行状态等。
4．气象站数据、理论可用发电功率数据、逆变器数据按日统计，按月考核，每项数据月平均可用率应达到98.5%以上，不到98.5%的，每降低1个百分点，按照当月上网电量的0.1%考核。三项数据全月累计考核电量之和不超过光伏电站当月上网电量的2%。气象站数据日可用率=（1-K/N)×100%理论可用发电功率数据日可用率=（1-L/M)×100%逆变器数据日可用率=（1-T/G)×100%其中，K、L、T分别为气象站数据、理论可用发电功率数据、逆变器数据的异常点个数，数据异常是指数据缺失、持续30分钟不刷新、超出合理范围等；N、M、G为气象站数据、理论可用发电功率数据、逆变器数据的总测点数。月可用率为当月日可用率的算术平均值。 5．由于电网原因、调度技术支持系统主站原因及不可抗力（地震、台风、洪水等）导致的考核给予免考，气象站及相关设备计划检修影响数据上报的，应提前向电力调度机构提交申请，批准后给与免考（每年不超过1次，每次不超过3天），其余场站自身原因（包括场站检修、故障及恶劣天气等情况）导致的考核不予免考。
第三章技术管理
第十七条光伏发电单元应具备国家标准规定的零电压、高电压穿越能力，不具备高/零电压穿越能力的禁止并网。若现场检测不合格，或经现场抽检合格后仍在高/零电压穿越范围内发生脱网，自脱网时刻起该光伏电站同型发电单元禁止并网，直至完成全部整改。光伏电站配建储能应具备高/零电压穿越能力，频率异常响应、电压异常响应、电压值、延时等参数应满足国家标准要求。不满足要求的禁止并网。
第十八条光伏电站应配备动态无功补偿装置，并具备自动电压调节功能。具体考核规则如下，各子项月度累计考核总量不超过全站当月上网电量的1%：
（一）若光伏电站内无动态无功补偿装置（动态无功补偿装置主要包括MCR型、TCR型SVC和SVG），在场内动态无功补偿装置安装投入运行前，每月按当月上网电量的1%考核。
（二）光伏电站应按照接入系统审查意见、《光伏电站接入电力系统技术规定》GB/T 19963-2012、《光伏电站无功补偿技术规范》NB/T 29321-2012、《并网电源涉网保护技术要求》GB/T 40586―2021等有关要求配置动态无功补偿装置，动态无功补偿装置性能（包括容量配置、调节速率和涉网性能）不满足电网要求的光伏电站在完成整改前，每月按当月上网电量的1%考核。
（三）光伏电站的动态无功补偿装置应投入自动运行，电力调度机构按月统计各光伏电站动态无功补偿装置月投入自动可用率λ无功补偿可用，计算公式如下： λ无功补偿可用=每台装置投入自动可用小时数之和/（升压站带电小时数×装置台数）动态无功补偿装置月投入自动可用率以95%为合格标准，低于考核电量考核电量无功补偿可用式中，λ无功补偿可用为光伏电站动态无功补偿装置月投入自动可用率；Wa为该光伏电站当月上网电量。
（四）光伏电站应装设AVC（自动电压控制）子站，AVC子站各项性能应满足电网运行的需要。未按期完成AVC子站的装设和投运工作，每日考核全站当月上网电量的1%。已安装AVC子站的并网光伏电站应加强机组AVC子站的装置维护工作，电力调度机构统计投运率和调节合格率。
1．AVC投运率考核在并网光伏电站AVC装置同所属电力调度机构主站AVC闭环运行时，电力调度机构按月统计各光伏电站AVC投运率（λAVC投运），计算公式如下： λAVC投运＝AVC子站投运时间/光伏电站运行时间×100％在计算AVC投运率时，扣除因电网原因或因新设备投运期间AVC子站配合调试原因造成的AVC装置退出时间。 AVC投运率以98%为合格标准，全月AVC投运率低于98%的光伏电站考核电量按如下公式计算： a AVC投运30 98% W 考核电量式中，λAVC投运为光伏电站AVC投运率；Wa为该光伏电站当月上网电量。
2．AVC调节合格率考核电力调度机构通过AVC系统按月统计考核光伏电站AVC装置调节合格率（λAVC调节）。电力调度机构AVC主站电压指令下达后，机组AVC装置在2分钟内调整到位为合格，计算公式为： λAVC调节＝执行合格点数/电力调度机构发令次数×100% AVC合格率以96%为合格标准，全月AVC合格率低于96%的光伏电站考核电量按如下公式计算： a AVC 30 96% W 考核电量调节式中，λAVC调节为光伏电站AVC调节合格率；Wa为该光伏电站当月上网电量。
3．免考条件由于电网原因、调度技术支持系统主站原因及不可抗力（地震、台风、洪水等）导致的AVC考核给予免考。AVC子站及相关设备计划检修影响投运率及调节合格率的，应提前向电力调度机构提交申请，批准后给与免考（每年不超过2次，每次不超过7天），其余场站自身原因（包括场站内部设备故障及恶劣天气等情况）导致的考核不予免考。
第十九条光伏电站应具备有功功率调节能力，需配置AGC （有功功率控制）系统，对配建储能的光伏电站，光伏发电单元和储能单元应具备独立AGC控制功能，能够分别接收并自动执行电力调度机构远方发送的AGC信号。
（一）对光伏电站和配建储能AGC系统的控制性能进行考核，性能指标应满足下列要求。不满足要求的光伏电站，每月按全站当月上网电量1%考核。 1．光伏电站AGC系统控制性能指标应满足下列要求：
（1）响应时间是指从主站下达AGC控制指令起，到子站开始执行命令止（即场站有功变化量大于等于额定装机容量的0.5%时）的时间间隔，响应时间不大于30秒。
（2）调节时间是指从主站下达AGC控制指令起，到子站响应稳定在调节精度以内的时间间隔，调节时间应不大于60秒。
（3）调节精度是指响应稳定以后，实际出力和AGC指令之间偏差的绝对值，调节精度应不大于1兆瓦（或额定容量的1%，取大值）。
（4）光伏电站有功功率在额定装机容量范围内应能实现连续平滑调节。
2．光伏电站配建储能AGC控制性能指标应满足下列要求：
（1）响应时间是指从主站下达AGC控制指令起，到子站开始执行命令止（即场站有功变化量大于等于额定装机容量的0.5%时）的时间间隔，响应时间不大于15秒
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