中国储能网讯：我国电力辅助服务及其补偿机制起步建设和逐步演进与两轮电力体制改革相伴相随。

2002年国发5号文推动电力改革、实施厂网分开。电力系统中电厂之间、网厂之间的矛盾，系统运行调节控制，“三公”调度、协调管理和经济性等问题日益突出。

2006年国家电监会出台《原规定》和《原办法》两个文件，各区域电监机构以此为依据于2009~2010年前后制定并普遍实施的“两个细则”，正是针对当时的矛盾和问题提出解决方案的制度性文件，并在我国电力体制改革和电力系统10多年快速发展过程中起到了极为重要的支撑作用。

由于当时的背景、条件等多种原因，产生于计划体制和电量分配机制下的两个原文件（及“两个细则”）中，由发电侧（主要是公用火电和水电）承担的全系统辅助服务的设计理念、运行管理和分摊补偿机制均存在诸多不足，难以适应当前新形势发展的要求。

中发〔2015〕9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中明确提出“建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。”其配套文件之一《关于推进电力市场建设的实施意见》中也明确要“建立辅助服务交易机制”。

2016年以来，国家能源局大力推进电力辅助服务补偿与辅助服务市场化的工作，对辅助服务市场建设工作提出了指导性意见。国家能源局陆续印发了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》；批复了东北、福建、山西、新疆、山东、甘肃、西北（宁夏）、南方（广东）8个能源监管派出机构开展电力辅助服务市场专项改革试点等；国家发展改革委、国家能源局出台了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》。各地也都相继出台了若干政策性和补充性文件或规定，开展了大量有益工作和探索，解决了一些实际问题，取得了相应成效，积累了许多实践经验。当然也仍存在局限与不足，但对《新办法》的形成起到积极的探索和铺垫作用。

时至今日，面对快速和深入发展的新形势，我国迫切需要基于统一顶层设计架构下的具有系统性、规范性、前瞻性、专业性、针对性和包容性的辅助服务政策性和指导性文件，从体制机制、从整体层面和运作层面解决问题，适应以新能源为主体的新型电力系统的要求。

新办法既承接了原办法及其基础之上的多年有益探索和实践经验，又在总体架构与内容方面进行了重大调整，对贯彻落实“双碳”目标，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，保障电力系统安全、优质、经济运行，完善分担共享机制，规范辅助服务管理，培育和引导服务主体多元化、服务品种多样化，参与资源灵活化、源网荷储互动化、运营机制市场化，加速推进新形势下我国辅助服务的发展具有里程碑式的重要意义。主要特点如下：

以市场导向完善机制，分担共享激励相容。新办法的一个重大突破与创新是整体上、机制上、规则上解决了长期以来在提供辅助服务及考核、分担、补偿机制等方面仅由公用发电（火电、水电）企业作为参与和承担主体的范围及市场化机制方面的不足与缺失。

辅助服务属于保障电力系统平衡、电能质量和安全运行的公共产品，理应由系统中所有利益相关者共同承担。建立健全公平合理的价格机制及疏导途径是辅助服务公平分担和实现市场化的关键，也是辅助服务能否活跃有效和可持续发展的重要机制性基础。合理有效的保障和激励机制能使参与提供服务者有积极、合理的经济预期，也是提供服务产品的价值体现。

新办法明确了市场化导向的（有偿）辅助服务补偿定价机制，以及鼓励用户积极参与并逐步建立辅助服务分担共享新机制，明确了“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，以及“因地制宜区分不同类别用电特性电力用户的分担标准”，其中关键是经济激励。这方面可以通过辅助服务市场机制为主导来体现，也可以在市场化条件尚未完善前通过资源综合与机制创新在其他方面体现。新办法还要求对于已开展市场化交易的品种，根据市场出清结果确定提供主体，市场化的有功平衡服务主要通过市场交易规则进行约定。

电力市场中电能量与辅助服务之间存在着紧耦合关系，市场主体在提供辅助服务的同时，也必然伴随有电能量和功率的增减与价格的变动，现货市场调频和备用服务更是如此。因此，电力现货市场与辅助服务是不可能持续分割孤立存在的，须在顶层设计中统一协调考虑，实现联合协同优化。

新办法充分体现了这一设计理念，明确要求各区域(省)监管机构根据新办法组织修订本区域(省)电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则，电力现货试点地区还要结合实际情况制定相应的电力辅助服务市场交易规则。

由于目前我国电力市场、特别是现货市场建设与运营尚处在逐步发展阶段，计划（或非市场化）和市场双轨体制会延续相当长的时间，尽管市场机制将会逐步发挥主导作用，但市场化交易在一段时间内也不会全面覆盖。所以我国的辅助服务也必须同时适应这个特点。新办法对此也有很强的包容性和适用性。

新办法内容充实、与时俱进，主体多元、资源灵活。其内容主要包括：辅助服务的定义与分类、多元化并网主体、提供与调用、市场化机制、交易规则要求、服务品种分类、多种灵活资源、参与条件及参与方式、市场主体（特别是电力用户）分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制、结算和监督管理等。

新型电力系统是传统电力系统的跨越升级，也带来严峻的挑战。其运行机理和平衡模式将发生重大变化，呈现典型的双高、双峰、双随机特性，即：高比例新能源、高比例电力电子设备造成的电力系统弱惯量；夏、冬季用电负荷双高峰特性导致的调峰和备用困难；集中电源侧、需求侧高比例新能源等并网运行的间歇性和随机波动带来的双侧不确定性等。

在电网运行和电力市场运营层面，需要有效解决高比例新能源接入和消纳；解决骨干输电网、主动配电网、智能微电网等多种电网形态相融并存格局、源网荷储一体化等多级耦合的分层协同调控机理和市场运营模式；解决平抑新能源间歇性、波动性、弱惯量等对系统运行带来的安全稳定影响；协调需求侧发用电一体“产消者”大量涌现的新问题，以及智能微电网、新型储能设施与系统、负荷聚合商、虚拟电厂等多元主体和多种灵活资源互动式，参与电力系统运行和电力市场交易、需求响应模式等问题。尤其是需求侧灵活资源和新型储能的作用与定位将发生重大变化，更要充分利用和发挥其不可替代的重要作用。与此同时，还要适应和融入伴随而来的新技术、新模式、新业态的快速发展。

要有效应对以上挑战，保证新型电力系统的灵活柔性，保障电网安全稳定可靠和电能质量、新能源接入和消纳，支撑市场机制下的协同运行与电力交易，必须要有适应新形势的辅助服务体系，能够激励和调动包括（集中）电源侧、电网侧、需求侧和新型储能等全电力系统的灵活资源参与其中。新办法中，相比原办法增加了提供服务的多元化主体。

新办法突出体现这一指导思想，将新型储能和需求侧灵活资源等并网主体参与辅助服务完全纳入其中，同时增加了APC、转动惯量、爬坡、调相、稳控切机、快速切负荷等多个辅助服务品种。在附件“电力辅助服务各类品种补偿机制（表）”中，还明确了“电力辅助服务种类-具体品种-补偿方式-补偿原则”等栏目与各项具体内容。