国网浙江经研院战略与发展研究团队，是国家电网系统内首支支撑开展省级电网公司战略研究的专业队伍。近三年，团队围绕战略规划体系、企业运营分析、电力市场建设、绿色电价机制、碳资产管理等重点领域，开展科技项目24项，发表科技论文100余篇，积极发挥企业、政府、社会的“智囊”“智库”作用，服务支撑浙江省新型电力系统示范区建设。

受小e的邀请，他们对《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》进行了解读。全文分享如下。

2021年8月31日，国家能源局印发了《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》和《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》（下文简称“《新办法》”），拟对我国辅助服务管理的顶层设计进行重大调整。

两文件正式出台后，将替代原国家电力监管委员会印发的《发电厂并网运行管理规定》和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（下文简称“《原办法》”）。各区域也将依据《新办法》修订地方性实施细则，进一步完善辅助服务管理。

｜文件出台背景

一｜《原办法》已执行十五年，难以适应新形势 

2006年11月，原国家电力监管委员会印发了《原办法》，对“厂网分离”后的辅助服务管理作出原则性规定。原华东电监局结合本地区实际情况，依据《原办法》制订了《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》（合称“两个细则”，下文简称“《华东细则》”）。

之后，《华东细则》多次修订，但《原办法》未曾改动。

近年，我国的电力行业尤其是清洁能源发展迅猛，整体呈现出电源清洁化、主体多元化、价格市场化的特点，系统管理运行的复杂性大大增加，对系统的安全稳定运行提出了更高要求，《原办法》已经难以适应实际需要，亟需修订完善。

二｜各地已在《原办法》外开展了大量有益探索 

为了适应新形势，各地根据国家相关政策，在《原办法》外针对辅助服务开展了大量的有益探索，积累了大量的实践经验。

2020年11月，新修订的《华东细则》将“公用电化学储能电站”纳入提供辅助服务的主体，调动了电化学储能站提供辅助服务的积极性。

2021年5月，浙江省出台了《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易试点方案（试行）（征求意见稿）》（下文简称“《独立主体方案》”），将“储能装置、电动汽车（充电桩）、负荷侧调节资源、负荷聚合商、虚拟电厂”纳入提供辅助服务的主体，并在8月4日至6日开展了首次试运行，交易的市场产品为旋转备用。

浙江及多个其他现货市场试点中，自动发电控制（AGC）已经被纳入辅助服务市场，由市场形成补偿价格。总体来看，各地已经开展了大量有益探索，与《新办法》比较契合。

｜文件调整要点

此次修订《新办法》突出了以新能源为主体的新型电力系统特点（主要内容见附图1）。对照《原办法》、《华东细则》以及浙江省的《独立主体方案》，《新办法》有以下调整要点：

一｜拓展辅助服务主体 

《新办法》将新型储能、能够响应调度指令的用户可调节负荷（包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷）纳入提供辅助服务的主体范围。此次修订用“并网主体”的说法替代了原有的“发电厂”，首次在国家层面正式明确了新型储能和用户可调节负荷的辅助服务地位。

二｜增加辅助服务品种 

《新办法》增加了转动惯量、爬坡、快速切负荷等辅助服务品种，以应对风光等弱惯量系统、新能源出力波动以及电网故障带来的影响；同时也针对新增主体相应修订了其他辅助服务品种定义。

三｜衔接辅助服务市场 

《新办法》明确了市场化导向的辅助服务补偿定价机制，对于已开展市场化交易的品种，将根据市场出清结果确定提供主体。《新办法》还指出，市场化的有功平衡服务将主要由市场交易规则进行约定。

四｜分担辅助服务费用 

《新办法》明确，参与市场化交易的电力用户（下文简称“市场化用户”）与其他并网主体一同分摊辅助服务补偿费用。按照《新办法》，为电力系统运行整体服务的电力辅助服务品种，补偿费用由发电企业和市场化用户共同分摊；为特定主体服务的电力辅助服务品种，补偿费用由相关主体分摊。

｜影响分析

一｜对新型储能的影响 

1.丰富新型储能应用场景

目前，浙江省现货市场和独立第三方辅助服务市场尚未常态化开展，电网侧独立储能电站的收益存在不确定性。按照《新办法》，省级及以上电力调度机构调度管辖范围内新型储能可以提供调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡和黑启动等诸多类型的辅助服务，获得补偿费用。此外，电源侧、负荷侧的储能也可以独立出来，提供辅助服务。

2. 拓展新型储能商业模式

除了向电网提供辅助服务，电网侧独立储能拟通过向新能源企业共享储能容量来获得收益，但运营机制尚不完全明确。《新办法》明确了调度机构管辖的新型储能可以通过提供辅助服务获得补偿，同时指出，并网主体可以向系统整体提供服务，也可以向特定发电厂或市场化电力用户提供服务。新型储能商业模式的探索空间更加宽广。

按照《新办法》，电网侧新型储能电站可在以下三个方向探索商业模式：

一是直接向电网提供备用、黑启动等辅助服务，获得补偿或市场化收益；

二是定向给风光、核电、市场化用户等提供辅助服务，降低其考核费用，实现共赢；

三是在共享模式中，既满足新能源电站的储能配额要求，也在统一调度下向电网提供辅助服务，获得收益。

《新办法》明确了储能电站盈利途径的拓展方向，为我省探索“新能源+储能”“共享储能”“云储能”等商业模式提供了一定的政策支持。

二｜对市场化用户的影响

1.常态化发挥用户的需求响应能力

浙江省的需求响应以削峰为主，且未常态化开展，品种相对单一，用户灵活性未充分挖掘。按照《新办法》，普通市场化用户可以通过调节自身用电负荷曲线，提供有功平衡辅助服务；聚合商、虚拟电厂等新型主体则可以通过资源整合发挥更大的作用。《新办法》向用户侧持较为开放的态度，有助于常态化发挥用户的需求响应能力。

2. 带来差异化的辅助服务成本或收益

浙江省的辅助服务费用全部在发电侧分摊，市场化用户暂时未参与。《新办法》着重介绍了市场化电力用户参与辅助服务分担共享机制，明确指出，提供电力辅助服务的市场化用户，可以获得辅助服务补偿，补偿费用纳入分摊机制；而不具备提供调节能力的市场化用户则需要分摊辅助服务费用。这将给市场化用户带来差异化的成本或收益。

三｜对电力市场的影响 

1.衔接辅助服务市场建设

浙江已经探索了面向发电侧的AGC辅助服务市场，以及面向独立第三方的旋转备用市场，但市场没有常态化开展。《新办法》明确了以市场化方式形成补偿价格的导向，并将新型储能、聚合商、虚拟电厂等纳入常态化提供辅助服务的主体范围。计划模式下常态执行的《新办法》，将可以与现货市场、独立第三方辅助服务市场共同满足系统辅助服务需求，有助于稳妥推进辅助服务市场建设。

2. 理顺市场化用户的电价形成机制

《新办法》明确了由包括市场化用户在内的并网主体共同分摊服务系统整体的辅助服务品种费用，在形成市场化用户电价时将明确体现辅助服务价值，呼应了《国家发展改革委关于核定2020-2022年省级电网输配电价的通知》中关于“参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加”的规定，充分体现了“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的原则，有助于进一步还原电能的商品属性。

四｜对电力系统的影响 

1.支撑构建以新能源为主体的新型电力系统

随着新能源快速发展和用电负荷迈上“亿级”新高度，浙江新能源和外来电的不确定性进一步凸显，电力供需面临“三高、双峰、双缺”等多重挑战。《新办法》出台后，可以丰富辅助服务品种，扩展辅助服务资源池，为保障新型电力系统电力电量平衡提供更多常态化手段。

2. 营造全社会共建共享共担的良好氛围

浙江以清洁能源为主的增量电力、短期内增长的天然气发电尚无法普遍平价上网，新能源出力波动也将带来更多的隐形成本。《新办法》将转动惯量、爬坡等纳入辅助服务管理，明确由市场化用户与其他并网主体共同分摊辅助服务补偿费用，能够推动能源低碳清洁转型成本的显性化与量化，有利于营造全社会共建共享共担的良好氛围。

五｜对第三方独立主体的影响 

一方面，《新办法》将新型储能、聚合商、虚拟电厂等正式纳入辅助服务管理，为第三方独立主体建设储能电站拓展了盈利途径，也在虚拟电厂等资源整合业务上带来了机遇。另一方面，《新办法》的开放程度更高，市场化程度会进一步提升，资本类型也会不断丰富，第三方独立主体业务拓展将面临更多的挑战。

◎ 附图1 《原办法》与《新办法》主要内容

◎ 附表1《原办法》《华东细则》《独立主体方案》和《新办法》对比：