为全面落实碳达峰、碳中和重大决策部署，推动构建新型电力系统，近日国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（以下简称《规定》和《办法》），以规范电力系统并网运行和辅助服务管理，深化电力辅助服务市场机制建设，充分挖掘与利用供需双侧灵活性资源，提升电力系统综合调节能力，支撑能源清洁低碳转型。

  《规定》重点对包括新能源在内的发电侧并网主体、新型储能、用户可调节负荷等并网管理内容做了修订完善。《办法》重点对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了补充深化。其中，《办法》指出“维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳”是电力辅助服务开展的重要目的，以满足高比例新能源接入下，新型电力系统安全、优质、经济运行与新能源大规模消纳的需求，这也是在国家层面首次明确将“促进清洁能源消纳”纳入电力辅助服务目标。

  同时，《规定》及《办法》扩大了并网主体与辅助服务提供主体范围，要求新能源具有承担基本辅助服务的调节能力，引导新型储能及各类需求侧资源参与系统调节，源网荷储共同发力，切实发挥电力辅助服务作为电力系统“调节器”的重要作用。

  新型电力系统建设下，新能源出力的随机波动性需要灵活性资源的深度调节能力予以抵消，电力系统现有的调节能力有限，为贯彻落实国务院《2030年前碳达峰行动方案》中“大力提升电力系统综合调节能力”的重点任务，《办法》从扩大辅助服务提供主体范围、丰富辅助服务种类两方面，扩展了辅助服务资源池，为保障新型电力系统电力电量平衡提供了更多常态化手段。

  在辅助服务提供主体范围方面，《办法》明确辅助服务提供主体包括发电侧并网主体、新型储能与用户可调节负荷三类。其中，发电侧并网主体包括常规发电（火电、水电、核电）、新能源发电（风电、光伏发电、光热发电）、抽水蓄能、自备电厂等；新型储能包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等；用户可调节负荷包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷，此外，负荷聚合商、虚拟电厂等可通过聚合需求侧资源，作为独立主体提供辅助服务。同时，为保障新型电力系统多元主体安全并网运行、有效开展辅助服务，《规定》新增了对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等并网技术指导及管理要求。

  在辅助服务种类方面，《办法》将电力辅助服务种类分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务三类。其中，有功平衡服务中除调频、调峰、备用服务外，为适应高比例新能源、高比例电力电子设备接入系统的需要，新增了爬坡和转动惯量服务，以平抑新能源间隙性、波动性对电力系统运行带来的扰动影响；事故应急及恢复服务中除黑启动服务外，新增了稳定切机服务和稳定切负荷服务，对电力系统出现故障时的切出机组及切出负荷做到合理补偿，确保电力系统安全稳定，防止大规模停电事故发生。

  新能源发电具有“强波动、弱调节、弱抗扰”的特点，为引导新能源主动平抑波动，减少对电网安全稳定运行产生的影响，《规定》从出力预测准确性、调节能力、主动支撑电网能力三个维度，加强新能源并网规范管理，明确了电力调度机构对新能源场站的技术指导和管理内容，有利于实现“可预测、可调节、可支撑”的新能源并网友好型目标。

  首先，在提升预测准确性方面，《规定》要求新能源场站必须配置新能源功率预测系统，开展功率预测工作，并按照有关法律法规报送功率预测、单机文件、气象信息、装机容量、可用容量、理论功率、可用功率等，同时电力调度机构将对新能源功率预测偏差进行考核。目前，各地区现行的“两个细则”中，风电出力日前预测与超短期预测的准确性考核标准普遍为80%和85%，光伏发电出力日前预测与超短期预测的准确性考核标准则普遍为85%和90%，未来新能源功率预测偏差标准可能会进一步提高。

  其次，在提升调节能力方面，《规定》要求新能源场站一定要具有一次调频、快速调压、有功功率调节、无功功率调节、自动电压控制功能等调节能力，同时明确将提供辅助服务、参与电力系统调节作为新能源并网主体的职责之一，调峰能力达不到规定要求的新能源场站将按照其调峰能力缺额进行考核。新能源正常情况下能控制减小功率，但无法控制功率增加，因此，新能源场站主要是通过预留功率、配置储能、多能互补协调运行、加装主动支撑功率控制管理系统等方式提高自身调节能力，目前，已有多个省份明确要求新建新能源电站配置储能以满足并网要求，国家发改委、国家能源局发布的《关于鼓励可再次生产的能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中进一步提出允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。对于通过采取购买调峰资源或调峰服务方式建设的新能源发电项目，《办法》规定进入电力辅助服务市场前项目主体需向调度机构申报承担电力辅助服务责任的主体。

  最后，在提升主动支撑电网能力方面，《规定》要求新能源场站一定要具有涉网保护能力、低电压/高电压穿越能力、电压和频率耐受能力等，此外还需提供可用于电磁和机电暂态仿真的技术资料和实测模型参数，用于电力系统稳定计算。通过提高新能源场站涉网性能，保障电网电压、频率稳定水平，提升新能源对电网安全的支撑能力。

  储能及需求响应资源由于具有灵活快速的调节能力，被认为是支撑新型电力系统安全稳定运行的重要力量，国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》中提出引导用户侧可调节负荷参与系统调节，国家发改委、国家能源局出台的《关于加快推进新型储能发展的指导意见》中提出鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。为此，《办法》提出鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务，明确了新型储能及可调节负荷的独立市场主体地位。按照《办法》要求，新型储能、可调节负荷可通过固定补偿或市场化方式，为电力系统运行整体、特定发电侧并网主体及特定电力用户服务提供辅助服务，以实现源网荷储协调互动对系统安全稳定运行的支撑作用，同时也丰富了新型储能与需求响应资源的应用场景，拓展了其商业模式。此外，为保障源网荷储互动的顺利开展，除新型储能充放电时间、充放电速率、可调容量范围、最大可调节能力等外，《规定》进一步对新型储能与负荷侧并网主体的继电保护、调度通信设施、调度自动化设备、调频、调压能力等提出要求。

  从新型储能角度来看，按照《办法》要求，新型储能除提供调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务外，还可参与转动惯量、爬坡、稳切负荷等新增种类的辅助服务。在《办法》实施下，当前收益模式不明晰的电网侧新型独立储能未来可从以下三个方向探索商业模式：一是共享调节能力，由电网统一调度，获得辅助服务固定补偿；二是共享储能容量，将储能容量租赁给新能源发电及市场化用户，一方面可满足新能源电站的储能配额要求，另一方面可通过定向为新能源发电及市场化用户更好的提供辅助服务，降低其考核费用，实现共赢；三是作为独立市场主体，通过集中竞价、公开对外招标/挂牌/拍卖、双边协商等方式参与电力辅助服务市场，获得市场化收益。

  从需求响应资源角度来看，《办法》将以往仅可向下调节的用户可中断负荷，拓展到“能上能下”的用户可调节负荷，需求响应资源除参与常规削峰外，可进一步通过调节自身用电负荷曲线，参与电力辅助服务市场，提供调频、调压等多种辅助服务。同时，聚合商、虚拟电厂等新型主体则能够最终靠资源整合发挥更大的作用。《办法》通过市场机制实现需求响应潜力挖掘，以及需求响应调节能力的常态化发挥。此外，《办法》提出的电力用户参与辅助服务分担共享机制，将进一步激发市场化用户参与需求响应的积极性，市场化用户有动力主动配置储能、建设综合能源系统，通过多能互补、源网荷储协调优化等方式，提高负荷灵活度，参与需求响应调节，以获取辅助服务补偿收益，减少承担辅助服务分摊费用。

  为进一步还原电力商品属性，《办法》强调按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，针对不同辅助服务品种、不同服务对象，制定差异化的补偿方式与分摊机制，逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制，健全跨省跨区电力辅助服务机制。

  在辅助服务补偿方面，《办法》明确了各类电力辅助服务品种的补偿机制，其中，固定补偿方式确定补偿标准时应考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制应遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格的范围、通过市场化竞争形成价格的原则。

  在辅助服务费用分摊方面，《办法》强调为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务，补偿费用由相关电力用户分摊。

  在用户参与的辅助服务分担共享机制方面，《办法》要求根据不一样电力用户的用电特性，因地制宜制定分担标准。电力用户可通过独立或由售电公司、聚合商、虚拟电厂等委托代理两种方式参与电力辅助服务，对于不具备提供调节能力或调节能力不够的电力用户、聚合商、虚拟电厂应按用电类型、电压等级等方式参与分摊电力辅助服务费用，或通过购买电力辅助服务来承担电力辅助服务责任。签订带负荷曲线电能量交易合同的电力用户可通过直接承担或经发电企业间接承担两种方式参与辅助服务费用分摊，电费账单中单独列支电力辅助服务费用。

  在跨省跨区电力辅助服务机制方面，《办法》明确跨省跨区送电配套电源机组、与电力用户开展跨省跨区“点对点”电能量交易的发电机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理，原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务，不重复参与送、受两端电力辅助服务管理。同时，《办法》强调为保障跨省跨区送电稳定运行提供电力辅助服务的发电机组，应当获得相应的电力辅助服务补偿。

  为全面推进电力市场化改革，深化电力辅助服务市场机制建设，在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，《办法》鼓励调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场之间的竞争方式确定辅助服务提供主体，形成市场化交易价格，依据市场交易规则进行清算、结算，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。

  在此基础上，为贯彻落实国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中“完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制”的重点任务，《办法》进一步提出了电力交易合同“两个明确”和市场建设“两个不得”的要求，强调在电力交易合同中明确辅助服务责任与费用，防止市场运行中辅助服务重复交易、重复考核，以实现辅助服务市场与能量市场间的有效衔接。“两个明确”和“两个不得”要求具体包括：电力用户签订的带负荷曲线电能量交易合同中应明确承担电力辅助服务的责任和费用等相关条款；跨省跨区电能量交易的购售双方应在协商跨省跨区电能量交易价格中明确电力辅助服务的责任和费用等相关条款；针对未按照约定提供有效电力辅助服务的并网主体，已通过辅助服务市场机制完全实现考核的，不得在电力并网运行管理实施细则中重复考核；现货市场运行期间，已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不可以再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种。

  此外，为满足市场监管及广大市场主体对信息公开的需求，《规定》与《办法》更强调电力调度机构与电力交易机构的信息公开披露，明确要求电力调度机构与电力交易机构遵循真实、准确、完整、及时、易于使用的原则，按职责分工每月向所有市场主体披露相关考核和补偿结果，并对其提供信息的真实性、准确性、完整性负责。能够准确的看出，《规定》与《办法》从主动服务市场主体的方面出发，全面反映市场运行真实的情况的决心。

  总体来说，《规定》和《办法》是为满足新型电力系统建设需要而进行的重要修订，对于解决当前系统灵活性调节能力不够、辅助服务补偿与分摊机制不完善、辅助服务市场机制不健全等问题具备极其重大意义。目前，多地辅助服务市场已在扩大辅助服务提供主体范围、建立用户共享分担机制等方面开展了有益探索，《规定》和《办法》的出台将进一步为各地政策提供指导、保障与支撑。下一步，各省应依据《规定》和《办法》，结合本省实际修订管理实施细则和市场交易规则，确保政策落实落细落地，切实提升电力系统综合调节能力，充分的发挥辅助服务的电力系统“稳定器”作用以及市场在资源配置中的决定性作用，支撑新型电力系统建设与能源低碳转型，助力碳达峰、碳中和目标实现。

  本文系《中国电力企业管理》独家稿件。引用地址：《电力并网运行管理规定》与《电力辅助服务管理办法》解读

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