2024年，国家继续推动新型电力系统加快构建，两份即将生效的重磅政策，为新型储能发展释放利好信号。
这两份文件分别是：2024年3月1日起实施的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，由国家发展改革委、国家能源局联合印发，将从国家层面统一建立健全电力辅助服务市场价格机制。
2024年4月1日起施行的《电能质量管理办法(暂行)》，已于2023年12月26日第7次国家发改委委务会议审议通过。
二者各自针对电力辅助服务、电能质量管理作出详细规定，推动新型电力系统加快构建。
1 电力辅助服务方面
电力辅助服务，即通过提供辅助性调节服务来维护电力系统安全稳定运行，主要包括火、水、核、风、光、抽水蓄能等发电侧并网主体，以及以电化学等新型储能为代表的可调节负荷。
《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》在优化调峰辅助服务交易和价格机制、健全调频辅助服务交易和价格机制、完善备用辅助服务交易和价格机制方面做出具体要求：
1.优化调峰辅助服务交易和价格机制
(一)完善调峰市场交易机制。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。
(二)合理确定调峰服务价格上限。各地统筹调峰需求、调节资源成本和新能源消纳等因素，按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。
2.健全调频辅助服务交易和价格机制
(三)规范调频市场交易机制。调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。
(四)合理确定调频服务价格上限。调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优煤电机组主机(不含火储联合机组)对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。
3.完善备用辅助服务交易和价格机制
(五)规范备用市场交易机制。备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。备用容量需求由电力调度机构根据系统安全经济要求与实际情况确定，各机组按规则申报备用容量及价格，通过市场竞争确定出清价格、中标容量和时间。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算，实际备用容量低于中标容量的，按实际备用容量结算。
(六)合理确定备用服务价格上限。统筹考虑提供备用服务的机会成本(因预留备用容量、不发电而产生的损失)等因素，合理确定备用服务价格上限，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。
2 电能质量管理方面
在最新的《电能质量管理办法(暂行)》中，新型储能成为首次被纳入文件的重要主体，明确发电企业、电网企业、电力用户的权责的电能质量管理权责。具体内容为：
第三章 发电电能质量管理
第十三条 发电企业应当服从电力调度指令落实调频、调压有关措施，确保电能质量符合国家标准。
第十四条 新(改、扩)建的新能源场站、10 千伏及以上电压等级并网的分布式电源和新型储能应当在接入电力系统规划可研阶段开展电能质量评估，配置电能质量在线监测装置，采取必要的电能质量防治措施。治理设备、在线监测装置应当与主体工程同时设计、同时施工、同时验收、同时投运。在试运行阶段(6个月内)，应当开展电能质量监测，指标超标时应当主动采取治理措施。
第十五条 发电企业应当在生产运行阶段开展电能质量监测工作，针对自身原因引起的电能质量问题主动采取防治措施。新能源发电场站应当配置电能质量在线监测装置，并配合问题调查分析，为电能质量指标统计和问题分析提供数据支撑。
第十六条 10 千伏以下电压等级并网的分布式电源应当配置具备必要的电能质量监测功能的设备，并进行电能质量指标超标预警和主动控制。电能质量指标不符合国家标准有关规定的，应当采取防治措施。采取防治措施后电能质量仍不符合国家标准，影响电网安全运行或其他电力用户正常用电时，应当配合电网企业执行出力控制或离网控制。
第十七条 发电企业应当开展电能质量管理工作相关信息采集与问题分析治理能力建设，建立变流器等干扰源设备、治理设备、监测装置台账库，定期维护更新。
第四章 输配电电能质量管理
第十八条 电网企业应当不断完善网架结构、优化运行方式，提高电网适应性。在发电设备和用电设备接入电力系统时，电网企业应当审核发电设备和用电设备接入电力系统产生电能质量干扰的情况，可按照国家有关规定拒绝不符合规定的发电设备和用电设备接入电力系统。
第十九条 高压直流输电、柔性输电等非线性设施规划设计阶段应当开展电能质量评估，配置电能质量在线监测装置，必要时配置电能质量调控设备，且与主体工程同时设计、同时施工、同时验收、同时投运。
第二十条 电网企业应当加强对新能源场站并网点、10 千伏及以上接有干扰源用户的公共连接点的电能质量问题分析。由于发电企业或电力用户影响电能质量或者干扰电力系统安全运行时，发电企业或电力用户应采取防治措施予以消除。对不采取措施或者采取措施不力的，电网企业可按照国家有关规定拒绝其接入电网或者中止供电，并报送本级电力管理部门、抄报所属国家能源局派出机构。
干扰源用户消除引起中止供电的原因后，电网企业应当在 24小时内恢复供电，不能在 24 小时内恢复供电的，应向干扰源用户说明原因。
第二十一条 电网企业应当开展电能质量管理工作相关信息采集与问题分析治理能力建设，建立电能质量监测、调控设备台账，定期维护更新。
第五章 用电电能质量管理
第二十二条 干扰源用户接入电力系统时，应当在规划可研阶段开展电能质量评估，采取必要的电能质量防治措施，并与主体工程同时设计、同时施工、同时验收、同时投运。在试运行阶段(6 个月内)，应当开展电能质量监测，指标超标时应当主动采取治理措施。
第二十三条 对电能质量有特殊要求的用户在接入电力系统时，应当自行开展电能质量需求分析，采用耐受水平与电能质量需求相匹配的用电设备，以及配置合适的电能质量控制设备，确保电能质量满足自身需求。
第二十四条 存在电能质量问题的干扰源用户和对电能质量有特殊要求的用户应当加强电能质量监测分析，针对自身原因引起的电能质量问题主动采取防治措施，并配合问题调查分析，提供数据支撑。
第二十五条 干扰源用户和对电能质量有特殊要求的用户应当建立干扰源设备、对电能质量有特殊需求的设备、治理设备、监测装置台账库，定期维护更新。
第二十六条 鼓励各方为对电能质量有特殊要求的用户提供有偿增值服务等。
