中国储能网讯：

 一、电力辅助服务和电力并网政策出台

  1.健全市场化价格竞争机制

  2021年12月21日，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》。“电力辅助服务”指为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，除正常电能生产、输送、使用外，由一系列提供主体提供的服务。

核心变化解读

  新文件对电力辅助服务进行了以下主要修改：

  1. 增加了新能源、电化学储能、电动汽车充电桩等用户侧负荷作为电力辅助服务主体。

  2. 辅助服务内容更为丰富，包括了转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等，二次调频也被纳入。

  3. 电力辅助服务分为基础电力辅助服务和有偿电力辅助服务，不再是纯粹的义务劳动。

  4. 明确了买单的主体，按照“谁受益、谁承担”的原则，发电方和用户侧共同分摊费用。

  2.深化电力市场体制机制改革

  中央全面深化改革委员会第二十二次会议强调，要建立多层次统一的电力市场体系，推动适应能源转型的电力市场机制，形成多元竞争的市场格局，发挥电力市场对清洁能源转型的支持作用。

  二、南方区域出台电力辅助服务政策落地细则

  1.能源局南方监管局首提新型独立储能参与辅助服务

  3月24日，国家能源局南方监管局，发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》(征求意见稿)意见的通告，值得一提的是其中包含《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》

  本次实施细则的意义在于:

  ①首次专门提到新型独立储能参与辅助服务；

  ②事实上确立新型储能参与辅助服务服务的独立市场地位。

  从资本市场来说：同时也提升了储能加速进入中长期交易、竞价交易、期货交易等市场化交易领域的预期。

  2.深化电力辅助服务补偿分摊机制

  此次《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，在能源局《电力辅助服务管理办法》基础上，进一步明确了补偿方式与分摊机制主体，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则。原则上，

  为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电侧并网主体、市场化电力用户等并网主体共同分摊；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。

  根据《南方区域电力辅助服务管理实施细则》:

  一次调频、二次调频、调峰补偿费用由发电侧并网主体和市场化电力用户按照分摊系数共同分摊，发电侧并网主体分摊系数分别为K1、K2、K3，电力用户分摊系数为 (1-K1)、(1-K2)、(1-K3)。

  目前南方区域广东、广西、云南、贵州、海南五省各类电力辅助服务补偿主体分摊系数均为0.5，即发电侧并网主体和市场化电力用户各承担一半补偿费用。

  三、独立储能电站参与并网运行及辅助服务

  1.《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》

  独立储能电站是指以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。

  电力辅助服务是指为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，除正常电能生产、输送、使用外，由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，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能够响应电力调度指令的可调节负荷 (含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合 ) 提供的服务。

  独立储能电站参与并网运行及辅助服务方式：

  依据《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》和能源监管机构授权，电力调度机构负责对调管范围内独立储能电站运行考核和辅助服务管理。

  向电力交易机构推送考核补偿结果，电力交易机构负责向电网企业和独立储能电站披露考核补偿结果: 电网企业负责对经营区域内独立储能电站考核与补偿结果进行结算。并入地方电网的独立储能电站的考核与补偿结算有关规定可由省级电网企业会同地方电网企业参照本规定另行制定，报能源监管机构审定后执行。

  2.南方区域辅助服务补偿价格及测算

  南方各省辅助服务补偿价格

  根据本次实施细则，电网将对非市场化的独立储能电站调频、调峰、无功调节等进行辅助服务补偿，其中:

  一次调频辅助服务

  小频差扰动：补偿超过理论动作积分电量 70%的一次调频月度动作积分电量(兆瓦时) x 0.5x R1(元 /兆瓦时 ): 大频差扰动: 补偿超过理论动作积分电量 70%的一次调频月度动作积分电量(兆瓦时) x10xRI(元 兆瓦时)

  二次调频辅助服务

  调节容量补偿费用= 调节容量服务供应量 x R2 (元 /兆瓦时 );AGC 投调频控制模式的，调节电量补偿费用=AGC 实际调节电量 (兆瓦时) x R3 (元兆瓦时 )

  无功调节辅助服务

  对独立储能电站注入无功，维持系统压水平的服务供应量按照R10(元 /兆乏小时)的标准补偿:对独立储能电站吸收无功，防止系统电压过高的服务供应量按照 15xR10 (元 /兆乏时) 的标准补偿

  调峰辅助服务

  进入充电状态时，对其充电量进行补偿具体标准为 24xR5 (元/兆瓦时）