中国储能网讯：2021年底，国家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》（以下简称“新版《规定》《办法》”），对各方关注的重点问题，如信息披露、用户和新型储能等新主体定位、跨省跨区辅助服务原则、用户参与辅助服务分担共享机制等内容进行了修改完善。

我们特别整理电力规划设计总院院长杜忠明、国家电网电力调度控制中心副主任孙大雁、三峡集团电力生产与营销部主任邓玉敏、中国广核新能源控股有限公司电力营销部总经理齐放等多篇解读报道，并链接国家能源局市场监管司负责同志答记者问和文件原文，以便更好理解把握新版《规定》《办法》的精髓要义。

发挥辅助服务作用推动火电灵活性改造

——访电力规划设计总院院长杜忠明

赵冉

近日，国家能源局出台《电力并网运行管理规定》（以下简称《规定》）和《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》），对规范并网运行和辅助服务管理的两个重要文件进行修订完善。本报记者就文件修订对推动火电灵活性改造的积极作用，采访了电力规划设计总院院长杜忠明。

中国电力报：《规定》和《办法》的出台对推动火电灵活性改造有哪些重要意义？

杜忠明：2021年12月召开的中央经济工作会议指出，要正确认识和把握碳达峰碳中和。实现碳达峰碳中和是推动高质量发展的内在要求，要坚定不移推进，但不可能毕其功于一役。传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。“十四五”期间，我国将逐步调整煤电的功能定位，更多地发挥其电力系统安全保障的支撑能力。推动火电灵活性改造，进一步提升系统灵活性和调节能力，对实现能源系统低碳转型具有重要意义。

目前，灵活性改造技术逐渐成熟，改造规模不断扩大。据不完全统计，截至2020年底，全国火电灵活性改造已超过8000万千瓦，目前现役机组经过灵活性改造后获得收益的商业模式主要为参与辅助服务补偿或市场机制。包括东北、西北、华北、华东、华中等在内的地区已建立区域和省级两级调峰辅助服务市场，较好地激励了发电企业参与调峰，弃风、弃光现象得到改善。然而，由于改造成本较高、辅助服务补偿力度普遍偏低，成本无法有效疏导，影响了火电灵活性改造积极性。

《办法》的出台，完善了辅助服务补偿和费用分摊机制，机组可以通过提供辅助服务获得补偿，充分发挥灵活性改造机组的“灵活”价值，为灵活性改造提供新的着力点，全面提高系统调节能力和新能源消纳能力，推动“双碳”目标实现。

中国电力报：新的《办法》出台后，将对火电灵活性改造起到哪些促进作用？

杜忠明：文件出台后，将在多个方面对火电灵活性改造起到促进作用。

产品体系上，《办法》新增“爬坡”“转动惯量”等辅助服务交易品种，积极应对电力系统高比例可再生能源和高比例电力电子装备“双高”发展趋势，使得灵活性火电机组的补偿途径更加多元化。

补偿方式上，《办法》鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体，在原有固定补偿基础上，持续推动市场化补偿机制，提出集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等市场化方式，通过市场发现辅助服务价格、引导科学规划和投资，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。与其他电源相比，灵活性改造的火电机组在调节能力方面优势更加显著。市场竞争方式能够创造公平竞争的环境，为灵活性改造火电机组创造好的竞争条件，充分体现“灵活”价值优势。

补偿标准方面，《办法》提出“对不同类型电力辅助服务的差异化需求及使用情况，制定差异化补偿或分摊标准”等。国家能源局派出机构可因地制宜，针对灵活性改造火电机组，制定差异化补偿或分摊标准、优化分摊系数，体现灵活性差异，提高各地灵活性改造积极性。

分摊机制方面，《办法》提出“逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制”“电费账单中单独列支电力辅助服务费用”等，打破发电侧“零和博弈”局面，提出辅助服务费用有效疏导途径，极大缓解辅助服务费用分摊压力。可以此为契机，在“补偿成本、合理收益”的原则下，适当加大考核和补偿力度，倒逼调节能力较弱的发电企业提高自身调节能力或购买调峰容量，拉动灵活性改造需求。

据初步测算，“十四五”末期我国辅助服务年补偿资金规模将显著扩大，达到约800亿元。以上举措有望有效疏导补偿资金，进一步释放既有火电机组的调节潜力，激励发电侧、用户侧以及新型主体等灵活性资源参与系统调节。

中国电力报：在推动火电灵活性改造和辅助服务市场机制建设等方面，电规总院下一步将开展哪些重点工作？

杜忠明：电规总院长期致力于电力行业产业政策、发展规划、电力市场及电价机制研究。下一步，将继续在政府指导下，立足自身优势，会同行业相关企业，针对火电灵活性改造、辅助服务市场机制建设重点开展以下3个方面的工作。

一是加强火电机组改造升级技术攻关。加大研究投入、扩大调研范围，及时总结经验做法及问题堵点，研究解决技术方案。积极推进煤电节能减排、绿色低碳转型先进技术集成应用示范项目建设和科研创新成果产业化，开展先进技术经验交流，实现技术共享。

二是开展“双碳”目标下煤炭和新能源优化组合研究。电规总院将立足以煤为主的基本国情，研究煤炭清洁高效利用、增加新能源消纳能力的相关举措，支撑国家制定适应新型电力系统构建的现代能源体系发展路线图，从国家层面、行业层面、项目层面，协助研究制定能源低碳转型系统性方案，提升电力系统保障和调节能力。

三是开展适应能源结构转型的电力市场机制和电价机制研究，助力构建多层次统一电力市场体系。火电灵活性改造亟须建立完善的市场机制和电价体系，而辅助服务将是其中至关重要的一项内容。电规总院将深度参与煤电灵活性改造的价格政策和成本疏导机制研究，持续推进中长期市场、现货市场、辅助服务和容量补偿机制的协调发展，使灵活性改造机组获得科学、合理、可持续的收益，激发火电灵活性改造积极性，为构建多层次统一电力市场体系创造有利条件。

两种机制的全方位创新

——访国家电网电力调度控制中心副主任孙大雁

支彤

2021年底，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》（以下简称《规定》）《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》），在征求意见稿的基础上，对各方关注的重点问题，如信息披露、用户和新型储能等新主体定位、跨省跨区辅助服务原则、用户参与辅助服务分担共享机制等内容进行修改完善。

近日，记者就《规定》《办法》的出台采访了国家电网电力调度控制中心副主任孙大雁。他表示，《规定》《办法》继承了电力体制改革成果，融入了构建新型电力系统的最新实践，是对电力系统运行管理机制和电力辅助服务市场机制的全方位创新。

●《规定》侧重于电力系统安全和运行管理框架，《办法》侧重于辅助服务市场化新机制

中国电力报：在加快构建以新能源为主体的新型电力系统的背景下，《规定》《办法》出台的意义是什么？

孙大雁：《规定》《办法》继承了中发[2015]9号文以来的电力体制改革成果，融入了构建新型电力系统的最新实践，是在完整、准确、全面贯彻新发展理念基础上，对电力系统运行管理机制和电力辅助服务市场机制的全方位创新。

新型电力系统的核心特征是新能源高占比。新能源的间歇性和波动性需要适应电力系统实时平衡的特点，从而对储能、可调节负荷等各类新型调节资源产生迫切需求。电力系统新调节主体的加入，需要从系统安全视角构建完整的运行管理机制，从市场上形成有效的激励机制，明确以消纳可再生能源为主的新增市场主体地位，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。《规定》侧重于电力系统安全和运行管理框架，《办法》侧重于辅助服务市场化新机制。

●增加了负荷侧主体，向下调节可以起到削峰作用，向上调节可以提高新能源消纳水平

中国电力报：从电力系统运行的组织协调看，《规定》《办法》提出了哪些创新举措？

孙大雁：《规定》《办法》的创新主要体现在三个方面。

第一个方面是扩增并网主体。

一是发电侧主体增加了自备电厂。旨在解决其调峰资源长期闲置的问题，这将大幅增加山东、新疆、甘肃、宁夏等自备电厂占比较高省份的电网调节能力。截至目前，我国自备电厂规模超过1.5亿千瓦。由于自发自用、余量上网政策，自备电厂顶峰调谷能力没有得到充分发挥。近年来，西北电网利用自备电厂开展“虚拟储能”等，就是在保持“电量”自发自用的同时，激励自备电厂高峰多发、低谷少发，并从发电曲线调节中获取辅助服务收益，对新能源消纳起到积极效应。《规定》《办法》增加了自备电厂主体，也是基于同样考虑。

二是增加了负荷侧主体。负荷侧主体包括聚合商和可调节负荷、虚拟电厂，负荷侧主体向下调节可以起到削峰作用，从而达到减少新增煤电等可控型装机的目的，同时节省与之配套的电网建设，负荷向上调节可以提高新能源消纳水平。近年来，我国用电峰谷差不断拉大，超过95%最大负荷的尖峰负荷持续时间仅为96小时左右，约占全年的1%。通过负荷侧调节减少尖峰时段用电，将大大提升电力系统整体运行效率，改善企业经营成效。与此对应的是，中午光伏大发时段，煤电机组需要深度调峰、停机乃至采取弃风弃光措施以保持电力实时平衡。负荷侧主体在中午时段增加用能，将减少煤电调峰压力，节省启停和深度调峰费用，同时避免风光弃电。围绕上述场景建立负荷调节收益机制，对新型电力系统至关重要。

三是增加了储能主体。新能源为主体的电源结构必须配置一定比例的储能容量，解决储能商业模式是打开储能进入电力系统的钥匙。《办法》中明确的储能主体覆盖了当前主流储能技术，对储能产业发展是极大的政策利好。

四是为分布式能源发展打开空间。《规定》《办法》对省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体也保留了政策入口，为后续分布式能源快速发展做好了准备。2021年9月14日，国家能源局发布《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，涉及676个县，预计建设规模超过12亿千瓦。分布式电源带来的配网反向重载越限和电压调整问题已初步显现，加强分布式电源管理是新型电力系统的重要课题。

五是对跨省区辅助服务机制进行了原则性规范。明确了跨省跨区送电配套电源机组，以及为保障跨省区通道稳定运行提供电力辅助服务的发电机组，可以获得辅助服务分担补偿。

第二个方面是完善了电网运行管理机制。

一是继承了《电网调度管理条例》赋予电力调度机构的职责。《规定》《办法》明确了电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。并网主体均应严格遵守国家有关法律法规、标准以及电力调度管理规程、电气设备运行规程，共同维护电力系统安全稳定运行。由于并网主体增加了负荷侧和储能主体，这是保障新型电力系统安全运行的应有之义，同时也使调度运行管理任务大幅增加。二是完善了技术管理框架。《规定》《办法》沿用了行之有效的技术管理机制，即电力调度机构应根据国家能源局及其派出机构的要求和有关规定，开展并网主体技术指导和管理工作，增加了负荷侧和储能主体的技术管理内容。三是深化了监督管理机制。国家能源局及其派出机构负责电力并网运行和电力辅助服务的监督与管理，在并网调度协议和购售电合同备案制度基础上增加了电力调度运行管理情况书面报告制度。

第三个方面是构建了发电和用户的双边分担共享架构。

《规定》《办法》提出逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制，是对原有发电侧“零和”补偿机制的迭代升级，是负荷侧和储能主体提供服务和获取补偿收益的新商业模式。

●各级调度机构需要因地制宜确定实施细则，合理确定技术指标和参数

中国电力报：《规定》《办法》发布后，作为辅助服务和现货市场的运营机构，调度机构下一步有哪些举措？

孙大雁：调度机构首先要为各区域实施细则修订提供技术支撑。《规定》《办法》是国家层面的政策，各区域资源禀赋有差异，经济发展不平衡，电源结构和负荷水平不同，电价承受力差异较大，需要因地制宜确定实施细则，合理确定技术指标和参数。各级调度机构将继续为区域实施细则修订提供技术支撑，把《规定》《办法》落实落细。

其次，要为新型并网主体并网运行管理探索新举措。可调度负荷和储能等新型主体的主要技术特点是电力电子化和零转动惯量，同时在地理位置上呈现分布式特征，通信网络覆盖度低，可观、可测、可控难度系数高，并网运行管理充满挑战，近期主要着力于配套技术标准体系完善和管理手段升级。

最后，要为辅助服务和现货市场建设作出新贡献。辅助服务和现货市场是新型电力系统下保障各类市场主体收益、促进新型电力系统持续发展的关键机制。目前，国家电网范围内已实现辅助服务市场全覆盖，后续主要是《规定》《办法》提出的用户分担共享新机制探索和实践。现货市场试点也陆续进入长周期试运行，体现了在保供和新能源消纳上的机制优势，具备了总结推广条件。调度机构后续将按照政府主管部门要求做好充分准备。

辅助服务市场有助于绿色低碳效益更好发挥

——访三峡集团电力生产与营销部主任邓玉敏

苏伟

近日，国家能源局出台《电力并网运行管理规定》（以下简称《规定》）和《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》），对规范并网运行和辅助服务管理的两个重要文件进行修订完善。《规定》和《办法》对能源清洁低碳转型的支撑作用体现在哪里？对各种市场主体有什么影响？2021年12月28日，《中国电力报》记者专访了三峡集团电力生产与营销部主任邓玉敏。    

中国电力报：《规定》和《办法》旨在从顶层设计层面对辅助服务市场建设进行总体指导。从能源清洁低碳转型的角度，您如何看待此次《规定》和《办法》的修订？

邓玉敏：电力辅助服务对电力系统运行和电力交易开展都有不可或缺的作用。

在电力现货市场未建立的情况下，2006年原国家电监会颁布42号文、43号文，各区域电力监管机构据此制定《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（简称“两个细则”），对发电企业提供电力辅助服务的成本给予适当补偿，费用由全体发电企业按上网电量或电费分摊，在全国范围内建立起电力辅助服务补偿机制并逐步完善，有效缓解了此前因不公平承担辅助服务义务导致的电源侧矛盾，促进了电力系统安全稳定运行和清洁能源消纳。

2015年国家启动新一轮电力体制改革以来，电力市场化改革逐渐深入，第一批8个试点省份电力现货市场即将进入长周期连续结算试运行，全国6个区域和30个省的电力辅助服务市场启动运行，中长期+现货+辅助服务的市场体系建设初见成效。当前，在推动落实碳达峰、碳中和目标，构建新型电力系统大背景下，我国电力行业电源结构、网架结构还将发生重大变化，系统运行管理的复杂性不断提高，对辅助服务的需求量显著增加，现有辅助服务品种已无法满足系统的运行需要，仅通过发电侧单边承担整个系统辅助服务成本，已无法承载系统大量接入可再生能源产生的需求。

《规定》和《办法》的修订，从顶层设计层面对辅助服务市场建设进行总体指导，有利于各地进一步完善辅助服务市场机制，推动网源荷储共同发力，有力促进电力系统综合调节能力提升，能切实发挥电力辅助服务市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。    

中国电力报：《规定》和《办法》实施后，电力辅助服务市场对能源清洁低碳转型的支撑作用体现在哪些方面？

邓玉敏：根据中央经济工作会要求，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。能源清洁低碳转型要建立在能源安全可靠供应的基础上，《规定》和《办法》实施后，电力辅助服务市场对实现新能源逐步安全可靠替代传统能源方面具有重要支撑作用。

一是支撑高比例新能源安全可靠接入和充分消纳，为低碳能源保供发挥更大作用。由于新能源固有的波动性、间歇性发电特性，为解决高比例新能源接入下的实时电力电量平衡和充分消纳问题，电力系统需要大幅提升灵活调节能力。电力辅助服务市场通过市场形成的价格信号，激励网源荷储提升调节积极性，共同挖掘调节潜力，以最经济的成本实现了全系统最大限度调节能力，支撑低碳能源保供发挥更大作用。

二是支撑传统能源转型发展。考虑我国以煤为主的基本国情，现阶段和未来一段时期内煤电还难以退出，为实现碳达峰、碳中和目标，必须优化煤炭和新能源组合。煤电要从传统的基荷发电为主，转变为提供电力辅助服务和部分时段保供应为主，且提供电力辅助服务所得收益可满足煤电可持续运营需要，从而在装机容量不变的情况下实现减碳发展。因此，完善电力辅助服务市场对煤电转型发展具有重要的经济支撑作用。

三是支撑灵活调节性资源优化配置。就提升电力系统调节能力而言，存在煤电灵活性改造、储能、燃气和抽水蓄能电站建设等多种方式，成本也各不相同，如何配置各种资源需充分考虑社会经济发展可承受情况。电力辅助服务市场中提供服务者同质同价，可引导成本最低的资源和主体最先配置，从而以市场化方式实现了灵活性调节资源的优化配置。    

中国电力报：《规定》和《办法》鼓励各类灵活性资源、市场化用户的参与，这势必对各种市场主体产生影响，您认为存在哪些方面的影响？

邓玉敏：《规定》和《办法》实施后，国家能源局派出机构还将按照要求组织修订电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则，因电源结构、网架结构、用户特性和电力市场建设进展不同，各地辅助服务市场建设的侧重点也会有所不同。一方面，要根据当地实际情况具体分析；另一方面，市场主体的行为也会随着辅助服务市场的运行不断调整。因此，《规定》和《办法》实施后对市场主体的影响难以一概而论，其落地还有待各地实施细则修订出台。

总体而言，调节能力强的电源在辅助服务管理和市场竞争中将占得先机，获取收益；新型储能业务可能通过辅助服务市场找到能够实现投资回报的商业模式，从而获得爆发式增长；用户侧将承担部分辅助服务成本，有助于降低发电侧整体负担，助力新能源快速发展，实现碳达峰、碳中和目标。各市场主体必将结合自身实际和市场发展情况，在生产经营、业务培育和产业布局等方面进行全方位调整。  

中国电力报：三峡集团在电力辅助服务方面开展了哪些工作，下一步有何展望？

邓玉敏：从原国家电监会颁布43号文开始，三峡集团便一直参与电力辅助服务相关工作。一是积极响应国家能源局跨省区辅助服务试点工作要求，集团所辖溪洛渡、向家坝电站作为第一批试点跨省跨区电站，参与了受端省份辅助服务费用分摊。二是落实各地“两个细则”要求，集团所辖新能源电站均参与了所在省电力辅助服务管理。三是深入开展研究，在国家能源局指导下开展了一系列电力辅助服务课题研究工作。

目前，三峡集团电力装机已超过1亿千瓦，国内清洁能源装机容量占到约95%，跨省跨区水电占到约74%。电力辅助服务市场的不断完善，有助于三峡集团清洁能源保供作用和绿色低碳效益充分发挥，有助于三峡、乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝水电站等大国重器安全稳定运行，有助于电力资源在全国范围内优化配置。下一步，三峡集团仍将深耕水电、新能源、抽水蓄能等清洁能源领域，紧密依靠电力辅助服务，为清洁能源保供和我国实现碳达峰、碳中和目标贡献三峡力量。

保障市场有序运营 促进能源低碳转型

——访中国广核新能源控股有限公司电力营销部总经理齐放

谢文川

国家能源局近日发布《电力并网运行管理规定》（以下简称《规定》）和《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》）。日前，记者就《规定》《办法》的亮点和重要意义采访了中国广核新能源控股有限公司电力营销部总经理齐放。他认为，《规定》《办法》保障了电力系统安全、优质、经济运行及电力市场有序运营，在助推能源清洁低碳转型上具有重要意义。    

中国电力报：您认为新版《规定》和《办法》发布有怎样的必要性？

齐放：在为实现碳达峰、碳中和目标开展探索实践和电力市场化改革不断深化的历史阶段，新版《规定》和《办法》的颁布恰逢其时，主要体现在以下四个方面。

一是为实现“双碳”目标和构建新型电力系统提供机制保障。本次规则修订对辅助服务市场规范有序运行提供了制度保障，有助于电力市场健康发展,能够有效支撑电力系统稳定运行。

二是为抽水蓄能、新型储能参与辅助服务市场提供了政策依据。2021年以来，国家发展改革委、国家能源局发布了关于促进抽水蓄能、新型储能发展的意见文件，印发了抽水蓄能中长期发展规划，储能迎来了快速发展期。作为储能的主要阵地，辅助服务市场建设急需考虑为抽水蓄能和新型储能提供主体认定和参与模式设计。本次新版规则将“发电厂”的概念延伸至“并网主体”，抽水蓄能和新型储能的投资成本通过参与辅助服务市场的方式能够得到有效疏导，厘清了储能参与市场的机制，同时，也为未来大规模的抽水蓄能、新型储能主体并网运行和参与辅助服务市场提供了规范和引导。

三是明确了跨省跨区电力辅助服务机制。我国风光资源具有客观上的地理分布特性，跨省跨区交易能够有效帮助实现绿色电力大规模、远距离优化配置。2021年以来，跨省跨区交易逐步放开，交易形式愈发丰富。新版《办法》的出台，明确了逐步增长的外送电量参与辅助服务市场、承担辅助服务责任的定位方式，能够有效避免可能出现的外送电量承担分摊责任不明确的问题。

四是强调了辅助服务市场与现货市场的衔接。目前，电力现货市场已在甘肃、山西等省份开展了长周期结算试运行，辅助服务市场与现货市场的衔接成为业界重点关注的话题。本次规则要求电力现货试点地区，要统筹做好衔接，制定辅助服务市场交易规则，明确现货市场运行期间，已通过电能量市场机制完全实现系统调峰功能的，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种，从国家政策层面规范了通过现货市场实现调峰功能的发展趋势，有助于辅助服务市场和现货市场的衔接。    

中国电力报：请您谈谈新能源发电企业参与辅助服务的现状和面临的问题？

齐放：自“两个细则”颁布以来，我国电力辅助服务管理工作取得了显著成效，辅助服务市场机制也在不断深化，有效规范了市场主体的运营行为，有效调动了发电企业提供辅助服务的积极性，有效促进清洁能源消纳水平的提升。2014年，我国首个电力调峰辅助服务市场——东北电力调峰辅助服务市场启动，有效激励火电机组参与深度调峰，缓解了新能源弃风弃光困境，其他地区也陆续启动建设电力辅助服务市场。自2016年以来，新能源发电利用效率逐年提升，弃风率和弃光率逐年下降，新能源消纳形势持续好转，电力辅助服务市场发挥了重要支撑作用。

现在面临的主要问题，一是当前参与电力辅助服务的市场主体主要为发电企业，相应补偿和分摊费用在发电侧内部循环，发电企业支付辅助服务压力越来越大，尤其是平价新能源无法承受辅助服务市场对资金的需求，新时代的新能源高质量发展急需更加科学合理的电力辅助服务费用补偿与分摊机制。二是在碳达峰、碳中和目标下，新能源发展势头强劲，装机规模将迅猛增加，我们担忧电力系统的消纳能力和经济性问题将有可能掣肘未来新能源进一步发展，需要深层次挖掘电源侧和负荷侧的调节资源，用市场手段激励市场主体多方式增强调节能力，助力新型电力系统建设。三是随着新能源大规模开发、高比例并网，电力系统“双高双峰”问题日益凸显，调频、调压能力下降，转动惯量不足，需要超前研究如何有效适应高比例可再生能源发电接入引起系统的快速变化。四是电力辅助服务作为一种公共产品，相关系统主体均是受益者，“以用定发”的计划模式难以引导用户侧参与电力系统成本疏导，需求侧资源因缺乏长效市场机制也一直未得到有效利用。    

中国电力报：您如何看待《办法》对于促进新能源发展的作用？

齐放：《办法》从丰富电力辅助服务提供主体、引入用户侧参与的辅助服务分担共享新机制、拓宽电力辅助服务补偿来源、建立更加灵活高效的市场化竞争机制等方面着手，进一步挖掘和激活“源网荷储”各环节的灵活性调节能力，促进提升新能源消纳能力，同时打通和拓宽电力辅助服务费用疏导渠道，利于缓解新能源等发电企业支付辅助服务成本的压力，为新能源高质量可持续发展创造了良好的政策环境和系统条件。

《办法》亮点很多，一是扩大电力辅助服务参与主体范围，深度挖掘和激活“源网荷储”各环节的调节能力，将电化学等新型储能、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、聚合商、虚拟电厂等主体均纳入电力辅助服务提供主体范畴。二是进一步完善电力辅助服务品种，鼓励因地制宜探索爬坡、转动惯量等新型辅助服务交易品种，平抑新能源间歇性、波动性对系统运行带来的扰动影响，进一步支撑新能源接入和消纳。三是明确逐步建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，用户可结合自身负荷特性，承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿，以市场化方式提升需求侧响应能力。四是进一步拓宽辅助服务市场资金来源，推动电力用户和跨区跨省送电配套电源机组参与辅助服务的补偿和分摊，并明确将新建发电机组调试运行期形成的差额资金纳入电力辅助服务补偿资金管理。五是健全更加灵活高效的市场化竞争机制，鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体，建立市场化补偿形成机制，通过市场化竞争形成价格，引导降低电力系统辅助服务成本，发挥市场在资源配置中的决定性作用等。

中广核新能源公司致力于成为技术领先、更具实力，持续发展、更具价值的世界一流清洁能源发电商和综合能源服务商，主要负责中广核境内新能源产业的经营发展和改革创新，综合实力位于国内前列。我们将始终牢记央企责任和担当，深入贯彻落实党中央、国务院各项决策部署，完整准确全面贯彻新发展理念，坚定不移推动新能源高质量发展，积极参与推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

电力辅助服务市场机制建设逐步深化

曲艺

国家能源局近日修订发布了《电力并网运行管理规定》（以下简称《规定》）和《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》）。国家能源局市场监管司负责人表示，为深入贯彻落实党中央、国务院的各项决策部署，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，国家能源局及时修订《规定》《办法》，以辅助服务市场为抓手推动网源荷储共同发力，切实发挥电力辅助服务市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

扩大电力辅助服务新主体

“随着碳达峰、碳中和目标下新能源发电的快速发展，仅依靠传统发电侧调节资源难以为继。” 国网能源研究院研究员唐程辉在接受记者采访时表示，在此背景下，《办法》明确了火电、水电等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，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可调节负荷均可作为辅助服务的提供主体，并在《规定》中明确了运行管理要求，有助于建立激励相容的市场机制，引导各类调节资源参与平衡，促进源网荷储调节资源协调发展。

“《办法》极大丰富了辅助服务的提供主体，有利于可调节负荷通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合提供辅助服务，对于建立聚合商、虚拟电厂参与市场机制，探索形成成熟可行的商业模式提供了良好基础。”唐程辉分析称。

同时，《办法》明确了省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体，要视其对电力系统运行的影响参照《办法》规定执行，这为分布式光伏、可调节负荷和分布式储能的规范有序发展提供了依据。

“前期，我们针对虚拟电厂参与中长期、现货和辅助服务市场机制进行了研究，提出了虚拟电厂参与电力调度和电力市场的模式和应用。随着电能量、辅助服务市场中正式纳入聚合商、虚拟电厂等市场主体，并建立相关的规则机制，相信需求侧资源将逐步成为市场的重要组成部分。”唐程辉告诉记者。

值得一提的是，在本次修订完善中，愈加“丰富”的还有电力辅助服务品种。

上述负责人表示，《办法》对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务，其中有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务，事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。考虑构建新型电力系统的发展需求，此次新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种，进一步促进新能源消纳，提升电力系统可靠性和电能质量，更好地保障能源安全与推动绿色低碳发展。

完善用户分担共享新机制

在唐程辉看来，除上述外，明确用户侧参与辅助服务分摊，亦是本次修订所体现的一大亮点。

“目前，我国辅助服务费用仅在发电侧分摊，成为发电侧的‘零和博弈’。”据唐程辉介绍，近年来，电力市场领域的众多专家学者提出要进一步理顺辅助服务价格机制，呼吁将用户侧纳入分摊，从国外经验来看，大多数国家都将辅助服务费用分摊给用户侧。

记者梳理发现，早在新版《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）等文件中，就明确提出“市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任”。

唐程辉分析称，此次《办法》规定了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，并逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围，有助于将“谁受益、谁承担”的原则有效落地。

具体如何落实？上述负责人指出，在补偿方面，其中固定补偿方式确定补偿标准时应综合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、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则。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。

与此同时，逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制。“根据不同类型电力用户的用电特性，因地制宜制定分担标准。”上述负责人介绍称，电力用户可通过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式。在电费账单中单独列支电力辅助服务费用。对于不具备提供调节能力或调节能力不足的电力用户、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。

多措并举推动贯彻落实

谈及电力辅助服务价格的制定，上述负责人表示，初步统计，现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。

对此，唐程辉认为可从两方面入手。

根据辅助服务的不同类型确定价格形成机制。唐程辉表示，从国外经验来看，针对一次调频、一定范围的无功调节等，在合理确定市场主体提供辅助服务的成本基础上，适宜采用义务提供、固定补偿方式；针对无功平衡服务、黑启动等对机组有特殊能力要求或具有一定本地化特征的辅助服务品种，适宜采用公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等市场化方式；针对二次调频、调峰、备用等市场供应相对充足、需求随时间变化的辅助服务品种，适宜采用集中竞价等市场化方式。

做好辅助服务市场与现货市场的协同。“目前我国8个第一批现货试点省中，除福建外大都采用了‘集中式’市场模式，由于有功辅助服务与电能量之间存在一定替代关系，可将二次调频、调峰、备用等辅助服务与电能量市场联合优化。例如，美国PJM电力市场在日前市场中将电能、备用辅助服务资源进行联合优化，实时市场中将电能、备用与调频辅助服务资源进行联合优化。”唐程辉解释称。

对于接下来贯彻落实《规定》《办法》的举措，唐程辉也给出了相关建议。

做好《规定》《办法》的培训宣贯。通过制作“一张图读懂《规定》《办法》”等图文、开展线上培训等形式，加强对发电企业、售电企业、电力用户和其他新型市场主体的培训宣贯，帮助各类市场主体理解《规定》《办法》的核心内容。

做好电力市场实施细则和市场交易规则的修订。各地能源主管部门可按照《规定》《办法》要求，修订辖区内电力市场实施细则和市场交易规则，就并网运行管理考核、辅助服务价格机制等关键问题进行研究明确。

推动建立合同示范文本或示范条款。就《办法》提及的电力用户交易合同中的辅助服务责任和费用等相关条款，电力用户与其代理的售电公司、聚合商、虚拟电厂签署的参与辅助服务的委托代理协议等内容，可由政府或市场运营机构建立合同示范文本或示范条款，帮助市场主体更好适应规则要求。