中國儲能網(wǎng)訊：日前，南方能監(jiān)局就新版“兩個細則”（南方區(qū)域《電力并網(wǎng)運行管理實施細則》、《電力輔助服務管理實施細則》）（征求意見稿）》公開征求意見。此次發(fā)布的細則體系復雜，對原版進行了多項突破，建立了風電、光伏、新型儲能、可調節(jié)負荷的專項細則，在參與主體、輔助服務品種等方面進行了大幅擴維，確立了輔助服務補償與分攤的新原則。整體來看，是為了適應高比例新能源并網(wǎng)，構建安全可靠的新型電力系統(tǒng)的有益嘗試。但新版輔助服務管理細則仍由電網(wǎng)公司主導，在與市場化補償機制相協(xié)同、公平對待不同市場主體方面仍有待完善。
一、主要突破
南方區(qū)域新版“兩個細則”（征求意見稿）是對2021年底國家能源局發(fā)布的《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》、《電力輔助服務管理辦法》的細化和落實，同時針對風電、光伏、新型儲能和可調節(jié)負荷首次發(fā)布了差異化的并網(wǎng)管理與輔助服務實施管理細則。主要突破體現(xiàn)在以下方面：
1.大幅擴展并網(wǎng)主體范圍
新版“兩個細則”不但包含原有并網(wǎng)主體，同時包括風電（大于10MW）、光伏（大于10MW）、新型儲能（10MW/1小時以上）和直控型可調節(jié)負荷（不低于30MW、最大調節(jié)能力不小于10MW，調節(jié)時長不少于1小時），增加抽水蓄能的相關規(guī)定。調度層級上擴展至地市級調度機構調度的10MW 及以上火電、水電、風電、光伏發(fā)電、光熱發(fā)電、自備電廠等。
2.充分壓實新能源等新型主體的安全責任
“兩個細則”中，《并網(wǎng)運行管理實施細則》主要對各并網(wǎng)主體在安全穩(wěn)定方面提出硬性要求，以及不滿足要求時對應的懲罰，目的在于兜住電力系統(tǒng)安全底線。《電力輔助服務管理實施細則》主要針對并網(wǎng)主體滿足并網(wǎng)運行管理細則之外，建立輔助服務相關的補償以及對應資金的分攤規(guī)則，以激發(fā)各主體參與安全調節(jié)的潛能。
此次針對一定規(guī)模以上風電、光伏、新型儲能和可調節(jié)負荷等新型并網(wǎng)主體，首次發(fā)布了專項并網(wǎng)管理和輔助服務實施細則，在并網(wǎng)管理上基本參照常規(guī)電源的框架，在安全運行、設備性能等方面建立管理和考核制度，一方面對新型主體提出了較高的要求；另一方面對于規(guī)范新主體運行，提升電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定性具有較大作用。特別對于風電、光伏等新能源主體，提出執(zhí)行調度計劃曲線、有功功率變化、功率預測的管理和考核要求，對于提升電力系統(tǒng)發(fā)用電平衡能力具有重要意義。
3.適度超前，優(yōu)化輔助服務品種
一是重新劃分基本輔助服務（無償）和有償輔助服務，一次調頻動作積分電量70%的部分給予補償，以提升第一道調頻防線（一次調頻）動作的有效性，提升頻率安全，降低二次調頻的壓力，也能降低調頻付出的整體成本。二是為應對新能源功率波動快帶來出力不足的問題，增加爬坡輔助服務品種（當前暫不啟動，由調度機構根據(jù)實際需要報請能源監(jiān)管機構同意后，在相關?。▍^(qū)）啟動）。三是在新能源滲透率較高時段，對可在低負荷率運行的水電、火電等同步機組給予慣量補償，確保系統(tǒng)整體慣量水平。四是針對電力電子器件比例增加帶來的調壓困難的問題，提前制定調相輔助服務補償機制。
4.建立具有一定合理性的分攤機制
在可合理劃分的情況下，盡量根據(jù)“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”原則進行補償和分攤。主要由新能源快速降出力帶來的爬坡補償費用由新能源發(fā)電企業(yè)按照預測偏差比例分攤；直控型可調節(jié)負荷參與的調峰（削峰）補償費用由市場化電力用戶按當月實際用電量進行分攤，增加了用戶側在調節(jié)能力方面的博弈；而其他品種補償費用由發(fā)電側并網(wǎng)主體和市場化電力用戶按照各50%比例共同分攤（市場化電力用戶當月電費賬單中單獨列支電力輔助服務費用）。
5.部分考慮調峰輔助服務與電力市場的銜接
考慮調峰市場與現(xiàn)貨市場的并軌。明確已啟動現(xiàn)貨結算運行的?。▍^(qū)），進入現(xiàn)貨市場的發(fā)電側并網(wǎng)主體負荷率在并網(wǎng)調度協(xié)議約定正常調節(jié)出力下限以上的，不再執(zhí)行深度調峰補償規(guī)定（即無需承擔調峰費用分攤）；并網(wǎng)調度協(xié)議約定正常調節(jié)出力下限以下的，仍執(zhí)行深度調峰補償規(guī)定（即可獲得調峰費用補償），現(xiàn)貨交易規(guī)則另行規(guī)定的，從其規(guī)定。
二、存在的主要問題
盡管南方區(qū)域新版“兩個細則”在以上諸點進行了突破，但由于其中的輔助服務特有的復雜性，全品種的輔助服務機制仍處于探索階段，筆者認為在以下方面仍有待完善：
1.輔助服務仍以固定補償為主，缺少市場化補償機制
能源局發(fā)布的《電力輔助服務管理辦法》中，最引人注目的地方在于提出輔助服務的市場化發(fā)展方向，鼓勵通過市場化競爭形成價格的原則，市場化輔助服務品種通過制定電力輔助服務市場交易規(guī)則進行明確。新版輔助服務細則覆蓋非常完備的調頻、調峰、備用、慣量、爬坡等品種，但基本采用固定補償機制，輔助服務的補償系數(shù)、分攤比例都是人為設定。從而限制了市場化輔助服務品種的空間，可以預見在較長時期內輔助服務架構仍以固定式補償為主，市場化機制仍難發(fā)揮作用。不能通過市場化競價機制確定服務提供者和發(fā)現(xiàn)最優(yōu)邊際價格，不利于輔助服務資源的優(yōu)化配置，不能有效體現(xiàn)各品種的稀缺性。具體包括：
在劃分各品種補償系數(shù)時較為“武斷”，如為激發(fā)發(fā)生大頻差擾動時主體參與一次調頻的積極性，設定補償系數(shù)是小頻差時的20倍；調峰輔助服務按照調峰深度邊界分段劃分，燃煤機組30%-40%段（第二檔）是40%-50%段（第一檔）的8倍；慣量補償公式和系數(shù)的設定。均存在并無切實依據(jù)以及難以驗證其合理性的問題。在分擔系數(shù)方面，除爬坡、直控型負荷的補償費用由特定類別主體分攤外，其他品種均由發(fā)電企業(yè)、市場化電力用戶等并網(wǎng)主體按電量比例分攤，很難真正落實“誰受益、誰承擔”的原則。
2.主體公平性方面
細則考慮不同主體性能不同，給予一定的優(yōu)先級以及不同的補償系數(shù)，雖然適應了不同主體的特點，但難以滿足“同品同價”的公平原則：
一是抽水蓄能的優(yōu)先級方面，細則要求電力調度機構應根據(jù)系統(tǒng)需要優(yōu)先調用抽水蓄能機組提供輔助服務，能力用盡方可調用其他輔助服務資源。根據(jù)國家發(fā)改委《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》：抽水蓄能電站參與輔助服務形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應扣減。抽水蓄能獲得兩部制電價支持下，應為電力系統(tǒng)提供基礎的調節(jié)服務，優(yōu)先調用本是獲得兩部制電價后需承擔的義務，能有效減少系統(tǒng)輔助服務補償費用。但按照細則，抽蓄在完成抽發(fā)2700小時、抽水1600小時就能參與輔助服務獲利，并在調頻、調峰兩個主要品種中具有最高的優(yōu)先級，增厚了抽水蓄能的收益水平（下一監(jiān)管周期20%的輔助服務收益留存）；同時80%輔助服務收益將從容量電價中扣除，抽蓄部分容量電價收益轉為輔助服務收益，而兩者存在差別：容量電價在用戶側分攤，而輔助服務費用在發(fā)電側、用電側等比例分攤，增加了煤電等發(fā)電并網(wǎng)主體的負擔。
二是在調峰服務方面，新型儲能直接獲得30%-40%的調峰補償標準，削弱了其他更便宜輔助服務主體的競爭力；另外風電、光伏不參與調峰服務存在邏輯上的悖論：向下深調的第二檔的補償在廣東（0.792元/kWh，與現(xiàn)貨市場并軌）、云南（0.662元/kWh）、海南（0.595元/kWh）均較高，第三檔更高。如果深調發(fā)生時段仍有新能源出力，而新能源棄電成本低于各主體付出的總成本，從邏輯上看只要新能源仍有出力，輔助服務補償不應該高于新能源的標桿電價，否則存在更優(yōu)的方式，如鼓勵新能源以棄風棄光的方式參與調峰服務。
3.省間壁壘仍未打破
在沒有阻塞的情況下，有功相關的輔助服務（調頻、調峰、備用、慣量等）在同一同步電網(wǎng)內效果一致，打破省間壁壘形成全網(wǎng)一致補償標準，對于形成統(tǒng)一輔助服務體系，進行全網(wǎng)資源優(yōu)化非常必要。而細則中按照分省（區(qū)）平衡，各省補償標準差異明顯（AGC、備用、調峰方面省間差異達到2倍），省間聯(lián)系通過跨省跨區(qū)送電配套電源輔助服務分攤機制，實際上對省間是一種隔離，不利于消除省間差異，難以激發(fā)輔助服務充裕（價格相對低廉）省（區(qū)）并網(wǎng)主體對資源稀缺?。▍^(qū)）的支援。
4.統(tǒng)計、結算依靠電網(wǎng)公司
由于缺少市場機制，也就沒有主體之間的合同關系作為結算依據(jù)，輔助服務提供和使用情況，只能由電網(wǎng)調度機構根據(jù)輔助服務能力測試報告、調度自動化系統(tǒng)等數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計計算，作為結算憑據(jù)。按照分?。▍^(qū)）平衡、專門記賬、收支平衡的原則，各?。▍^(qū)）單獨建立輔助服務補償臺賬，臺賬建立、管理、信息披露均由電網(wǎng)企業(yè)負責。各主體輔助服務費用，由各省級電網(wǎng)企業(yè)代為結算。電網(wǎng)企業(yè)整體負責統(tǒng)計、結算依據(jù)出具、資金管理和結算，增加了主管部門督察和監(jiān)管的難度，也不利于在各并網(wǎng)主體之間建立公信力。
三、對新能源、新型儲能的影響
（一）對新能源的影響
1.對新能源安全穩(wěn)定要求顯著提高
風電、光伏專項并網(wǎng)管理規(guī)定中，參照常規(guī)電源標準，對新能源的安全、并網(wǎng)、調度計劃、非停、有功變化、電壓曲線、功率震蕩、功率預測、檢修和一二次設備等方面進行管理和考核，這些要求將大幅增加新能源的技術難度和各種配套投資。尤其在調度計劃跟蹤、有功變化幅度控制、功率預測準確率方面進行限制與考核，將增加其技術難度和考核成本。隨著新能源比例進一步增加，新能源各方面性能對標同步發(fā)電機組，未來新能源在安全運行方面將受到多方面約束，停機調試和設備改造的頻次將提升。
2.新能源輔助服務成本增加但仍可控
新能源比例增長，將帶來較為嚴重的調峰、調頻、爬坡方面的問題。細則中明確為電力系統(tǒng)運行整體服務的電力輔助服務（調頻、調峰、備用等），新能源按上網(wǎng)電量比例承擔成本；而明顯由新能源造成的爬坡問題，費用全部由新能源分攤。新能源輔助服務成本將增加，但現(xiàn)階段來看仍處于可控區(qū)間：
首先，輔助服務中間占大頭的調峰、調頻、備用等成本由市場化電力用戶和并網(wǎng)主體各承擔50%，降低了發(fā)電側的承擔比例。同時在發(fā)電側也是基本按照上網(wǎng)電量比例分攤（調峰計算方法略有不同），將不可控的新能源需要承擔的調節(jié)責任與可控的其他電源等同，稀釋了新能源的分攤義務。如果南方區(qū)域新能源電量滲透率達到20%，新能源需要分攤的調頻、調峰、備用比例約整體的10%。其次，爬坡輔助服務方面，只要新能源按照并網(wǎng)管理要求，滿足功率變化要求（每分鐘波動不大于額定容量的1/10）、調度計劃執(zhí)行要求和負荷預測要求，爬坡輔助服務的需求不會大幅增長，但相應的壓力和成本將隱性體現(xiàn)在新能源為滿足并網(wǎng)管理付出的成本上。
（二）對新型儲能的影響
1.輔助服務品種齊全，商業(yè)模式更加健全
輔助服務細則明確10兆瓦/1小時及以上的獨立電化學電站作為主體參與一二次調頻、調峰、無功等調節(jié)輔助服務補償，將部分解決新型儲能商業(yè)模式不健全的問題。由于以電化學儲能為代表的新型儲能具有優(yōu)良的調頻、爬坡和上下調能力，有利于電化學儲能優(yōu)勢作用的發(fā)揮。
2.當前分攤方式有利于提高新型儲能收益
一是細則明確輔助服務按照固定標準補償，降低了新型儲能的競價風險；二是明確新型儲能參與調峰服務，直接按照第二檔標準執(zhí)行，提高了新型儲能收益和競爭力；三是實現(xiàn)輔助服務費用50%向用戶側疏導，并且按照電量進行分攤，部分形成了市場化用戶側的共擔機制，緩解了新型儲能成本疏導矛盾，緩和了新型儲能與其他發(fā)電側并網(wǎng)主體之間的博弈關系。
