日前，南方能监局就新版“两个细则”（南方区域《电力并网运行管理实施细则》、《电力辅助服务管理实施细则》）（征求意见稿）》公开征求意见。此次发布的细则体系复杂，对原版进行了多项突破，建立了风电、光伏、新型储能、可调节负荷的专项细则，在参与主体、辅助服务品种等方面进行了大幅扩维，确立了辅助服务补偿与分摊的新原则。整体来看，是为了适应高比例新能源并网，构建安全可靠的新型电力系统的有益尝试。但新版辅助服务管理细则仍由电网公司主导，在与市场化补偿机制相协同、公平对待不同市场主体方面仍有待完善。

一、主要突破

南方区域新版“两个细则”（征求意见稿）是对2021年底国家能源局发布的《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》的细化和落实，同时针对风电、光伏、新型储能和可调节负荷首次发布了差异化的并网管理与辅助服务实施管理细则。主要突破体现在以下方面：

1.大幅扩展并网主体范围

新版“两个细则”不但包含原有并网主体，同时包括风电（大于10MW）、光伏（大于10MW）、新型储能（10MW/1小时以上）和直控型可调节负荷（不低于30MW、最大调节能力不小于10MW，调节时长不少于1小时），增加抽水蓄能的相关规定。调度层级上扩展至地市级调度机构调度的10MW 及以上火电、水电、风电、光伏发电、光热发电、自备电厂等。

2.充分压实新能源等新型主体的安全责任

“两个细则”中，《并网运行管理实施细则》主要对各并网主体在安全稳定方面提出硬性要求，以及不满足要求时对应的惩罚，目的在于兜住电力系统安全底线。《电力辅助服务管理实施细则》主要针对并网主体满足并网运行管理细则之外，建立辅助服务相关的补偿以及对应资金的分摊规则，以激发各主体参与安全调节的潜能。

此次针对一定规模以上风电、光伏、新型储能和可调节负荷等新型并网主体，首次发布了专项并网管理和辅助服务实施细则，在并网管理上基本参照常规电源的框架，在安全运行、设备性能等方面建立管理和考核制度，一方面对新型主体提出了较高的要求；另一方面对于规范新主体运行，提升电力系统安全稳定性具有较大作用。特别对于风电、光伏等新能源主体，提出执行调度计划曲线、有功功率变化、功率预测的管理和考核要求，对于提升电力系统发用电平衡能力具有重要意义。

3.适度超前，优化辅助服务品种

一是重新划分基本辅助服务（无偿）和有偿辅助服务，一次调频动作积分电量70%的部分给予补偿，以提升第一道调频防线（一次调频）动作的有效性，提升频率安全，降低二次调频的压力，也能降低调频付出的整体成本。二是为应对新能源功率波动快带来出力不足的问题，增加爬坡辅助服务品种（当前暂不启动，由调度机构根据实际需要报请能源监管机构同意后，在相关省（区）启动）。三是在新能源渗透率较高时段，对可在低负荷率运行的水电、火电等同步机组给予惯量补偿，确保系统整体惯量水平。四是针对电力电子器件比例增加带来的调压困难的问题，提前制定调相辅助服务补偿机制。

4.建立具有一定合理性的分摊机制

在可合理划分的情况下，尽量根据“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则进行补偿和分摊。主要由新能源快速降出力带来的爬坡补偿费用由新能源发电企业按照预测偏差比例分摊；直控型可调节负荷参与的调峰（削峰）补偿费用由市场化电力用户按当月实际用电量进行分摊，增加了用户侧在调节能力方面的博弈；而其他品种补偿费用由发电侧并网主体和市场化电力用户按照各50%比例共同分摊（市场化电力用户当月电费账单中单独列支电力辅助服务费用）。

5.部分考虑调峰辅助服务与电力市场的衔接

考虑调峰市场与现货市场的并轨。明确已启动现货结算运行的省（区），进入现货市场的发电侧并网主体负荷率在并网调度协议约定正常调节出力下限以上的，不再执行深度调峰补偿规定（即无需承担调峰费用分摊）；并网调度协议约定正常调节出力下限以下的，仍执行深度调峰补偿规定（即可获得调峰费用补偿），现货交易规则另行规定的，从其规定。

二、存在的主要问题

尽管南方区域新版“两个细则”在以上诸点进行了突破，但由于其中的辅助服务特有的复杂性，全品种的辅助服务机制仍处于探索阶段，笔者认为在以下方面仍有待完善：

1.辅助服务仍以固定补偿为主，缺少市场化补偿机制

能源局发布的《电力辅助服务管理办法》中，最引人注目的地方在于提出辅助服务的市场化发展方向，鼓励通过市场化竞争形成价格的原则，市场化辅助服务品种通过制定电力辅助服务市场交易规则进行明确。新版辅助服务细则覆盖非常完备的调频、调峰、备用、惯量、爬坡等品种，但基本采用固定补偿机制，辅助服务的补偿系数、分摊比例都是人为设定。从而限制了市场化辅助服务品种的空间，可以预见在较长时期内辅助服务架构仍以固定式补偿为主，市场化机制仍难发挥作用。不能通过市场化竞价机制确定服务提供者和发现最优边际价格，不利于辅助服务资源的优化配置，不能有效体现各品种的稀缺性。具体包括：

在划分各品种补偿系数时较为“武断”，如为激发发生大频差扰动时主体参与一次调频的积极性，设定补偿系数是小频差时的20倍；调峰辅助服务按照调峰深度边界分段划分，燃煤机组30%-40%段（第二档）是40%-50%段（第一档）的8倍；惯量补偿公式和系数的设定。均存在并无切实依据以及难以验证其合理性的问题。在分担系数方面，除爬坡、直控型负荷的补偿费用由特定类别主体分摊外，其他品种均由发电企业、市场化电力用户等并网主体按电量比例分摊，很难真正落实“谁受益、谁承担”的原则。

2.主体公平性方面

细则考虑不同主体性能不同，给予一定的优先级以及不同的补偿系数，虽然适应了不同主体的特点，但难以满足“同品同价”的公平原则：

一是抽水蓄能的优先级方面，细则要求电力调度机构应根据系统需要优先调用抽水蓄能机组提供辅助服务，能力用尽方可调用其他辅助服务资源。根据国家发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》：抽水蓄能电站参与辅助服务形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。抽水蓄能获得两部制电价支持下，应为电力系统提供基础的调节服务，优先调用本是获得两部制电价后需承担的义务，能有效减少系统辅助服务补偿费用。但按照细则，抽蓄在完成抽发2700小时、抽水1600小时就能参与辅助服务获利，并在调频、调峰两个主要品种中具有最高的优先级，增厚了抽水蓄能的收益水平（下一监管周期20%的辅助服务收益留存）；同时80%辅助服务收益将从容量电价中扣除，抽蓄部分容量电价收益转为辅助服务收益，而两者存在差别：容量电价在用户侧分摊，而辅助服务费用在发电侧、用电侧等比例分摊，增加了煤电等发电并网主体的负担。

二是在调峰服务方面，新型储能直接获得30%-40%的调峰补偿标准，削弱了其他更便宜辅助服务主体的竞争力；另外风电、光伏不参与调峰服务存在逻辑上的悖论：向下深调的第二档的补偿在广东（0.792元/kWh，与现货市场并轨）、云南（0.662元/kWh）、海南（0.595元/kWh）均较高，第三档更高。如果深调发生时段仍有新能源出力，而新能源弃电成本低于各主体付出的总成本，从逻辑上看只要新能源仍有出力，辅助服务补偿不应该高于新能源的标杆电价，否则存在更优的方式，如鼓励新能源以弃风弃光的方式参与调峰服务。

3.省间壁垒仍未打破

在没有阻塞的情况下，有功相关的辅助服务（调频、调峰、备用、惯量等）在同一同步电网内效果一致，打破省间壁垒形成全网一致补偿标准，对于形成统一辅助服务体系，进行全网资源优化非常必要。而细则中按照分省（区）平衡，各省补偿标准差异明显（AGC、备用、调峰方面省间差异达到2倍），省间联系通过跨省跨区送电配套电源辅助服务分摊机制，实际上对省间是一种隔离，不利于消除省间差异，难以激发辅助服务充裕（价格相对低廉）省（区）并网主体对资源稀缺省（区）的支援。

4.统计、结算依靠电网公司

由于缺少市场机制，也就没有主体之间的合同关系作为结算依据，辅助服务提供和使用情况，只能由电网调度机构根据辅助服务能力测试报告、调度自动化系统等数据进行统计计算，作为结算凭据。按照分省（区）平衡、专门记账、收支平衡的原则，各省（区）单独建立辅助服务补偿台账，台账建立、管理、信息披露均由电网企业负责。各主体辅助服务费用，由各省级电网企业代为结算。电网企业整体负责统计、结算依据出具、资金管理和结算，增加了主管部门督察和监管的难度，也不利于在各并网主体之间建立公信力。

三、对新能源、新型储能的影响

（一）对新能源的影响

1.对新能源安全稳定要求显著提高

风电、光伏专项并网管理规定中，参照常规电源标准，对新能源的安全、并网、调度计划、非停、有功变化、电压曲线、功率震荡、功率预测、检修和一二次设备等方面进行管理和考核，这些要求将大幅增加新能源的技术难度和各种配套投资。尤其在调度计划跟踪、有功变化幅度控制、功率预测准确率方面进行限制与考核，将增加其技术难度和考核成本。随着新能源比例进一步增加，新能源各方面性能对标同步发电机组，未来新能源在安全运行方面将受到多方面约束，停机调试和设备改造的频次将提升。

2.新能源辅助服务成本增加但仍可控

新能源比例增长，将带来较为严重的调峰、调频、爬坡方面的问题。细则中明确为电力系统运行整体服务的电力辅助服务（调频、调峰、备用等），新能源按上网电量比例承担成本；而明显由新能源造成的爬坡问题，费用全部由新能源分摊。新能源辅助服务成本将增加，但现阶段来看仍处于可控区间：

首先，辅助服务中间占大头的调峰、调频、备用等成本由市场化电力用户和并网主体各承担50%，降低了发电侧的承担比例。同时在发电侧也是基本按照上网电量比例分摊（调峰计算方法略有不同），将不可控的新能源需要承担的调节责任与可控的其他电源等同，稀释了新能源的分摊义务。如果南方区域新能源电量渗透率达到20%，新能源需要分摊的调频、调峰、备用比例约整体的10%。其次，爬坡辅助服务方面，只要新能源按照并网管理要求，满足功率变化要求（每分钟波动不大于额定容量的1/10）、调度计划执行要求和负荷预测要求，爬坡辅助服务的需求不会大幅增长，但相应的压力和成本将隐性体现在新能源为满足并网管理付出的成本上。

（二）对新型储能的影响

1.辅助服务品种齐全，商业模式更加健全

辅助服务细则明确10兆瓦/1小时及以上的独立电化学电站作为主体参与一二次调频、调峰、无功等调节辅助服务补偿，将部分解决新型储能商业模式不健全的问题。由于以电化学储能为代表的新型储能具有优良的调频、爬坡和上下调能力，有利于电化学储能优势作用的发挥。

2.当前分摊方式有利于提高新型储能收益

一是细则明确辅助服务按照固定标准补偿，降低了新型储能的竞价风险；二是明确新型储能参与调峰服务，直接按照第二档标准执行，提高了新型储能收益和竞争力；三是实现辅助服务费用50%向用户侧疏导，并且按照电量进行分摊，部分形成了市场化用户侧的共担机制，缓解了新型储能成本疏导矛盾，缓和了新型储能与其他发电侧并网主体之间的博弈关系。 

原标题：解读史上最复杂辅助服务细则及对新能源、储能的影响