辅助服务市场规模将快速增长 一文解析新办法下新能源和储能面临的机遇与挑战

近日，国家能源局发布了新版《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），这是自2006年发布《发电厂并网运行管理规定》、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》以来进行的首次修订，其调整力度非常大，意味着并网主体的调度运行机制将进行大幅调整。规定和办法的修订，适应了新能源大规模发展和电力市场改革加快的现实需要，对于压实各并网主体安全稳定责任，激励各主体发挥调节潜能具有重要意义，特别是办法确立的辅助服务分担机制，对于化解当前新能源与传统能源、新能源与电网之间的矛盾具有重要的意义。

（来源：微信公众号“奇点能源”作者：王康）

一、主要内容及意义

新版规定和办法延续了以前的框架，规定主要对各并网主体在安全稳定方面提出需要满足的硬性要求，办法主要是确立并网主体提供辅助服务的分摊与激励机制。规定和办法对外发布当天，能源局网站同时进行了全面、准确的解读，在此笔者仅针对重点内容和意义，谈一点个人浅薄的理解：

1.电力辅助服务主体大幅扩围。原版办法主要针对调度范围内的发电厂，全国范围内各级调度能够监控到的发电厂总量在1万左右。而新版办法将主体扩大到能够响应电力调度指令的新型储能，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，种类上实现大幅突破，数量上更是呈现数量级的增长。另外，可调节负荷进入辅助服务主体，体现了电力系统运行从“源随荷动”向“源荷互动”的机制转变，能有效调动负荷侧（特别是尖峰性、可中断负荷）的灵活性资源，大幅降低辅助服务成本。

2．增加了体现电力系统“本质安全”的品种。调峰服务是已被公众广泛认知的辅助服务品种，在辅助服务中占据了很大比例，但在中长期+现货市场机制完善后，调峰需求与价格将在现货市场不同时段价格中得到反映，新版办法适时提出“现货市场运行期间，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种”的原则。而在具有更强“两高”特性（高比例新能源、高比例电力电子设备）的新型电力系统中，同步稳定性能和转动惯量不足，以及新能源出力波动大带来的快速调节不足的问题，是影响电力系统整体运行的“本质安全”因素，更加侧重转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，体现了辅助服务是为了反映电力系统稀缺性能的本质目标。随着电力系统的不断发展，新的稳定问题可能出现，未来可能设计更多的辅助服务产品。

3.实现了从发电侧的“零和游戏”转向用户侧的市场化疏导。办法中最具决定性意义的，在于确立了市场化补偿形成机制以及建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。未来电力用户签订带负荷曲线电能量交易合同将更加普遍，合同中将明确承担电力辅助服务的责任和费用等相关条款，电费账单中单独列支电力辅助服务费用，从而实现辅助服务费用通过市场化方式向用户侧疏导。尽管“辅助服务市场”的概念提了很多年，但以前辅助服务费用仅在发电侧进行分摊，是一种基于“奖优罚劣”的零和游戏，且奖惩力度并未准确反映辅助服务的稀缺性，既难以激发发电侧参与辅助服务的积极性，更难以调动其他更广泛的资源进入调节。根据能源局网站解读内容，“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%”，随着市场化机制的完善，辅助服务的规模和价格将主要由供需决定，“电力辅助服务费用可能达到全社会总电费的3%以上”，而随着新能源大规模接入，其占比还将继续增长，从而为电力系统安全稳定运行提供可靠保障。

二、给新能源与储能发展带来的风险与机遇

新版并网运行管理规定和辅助服务办法的发布，对于新能源的影响可以用危、机并存、喜忧参半来形容，但长远能推进新能源高质量、更大规模发展；而对新型储能发展而言，利好层面更多一些。

（一）对新能源的影响

1.挑战方面

一是对新能源安全稳定要求提高。新版并网运行管理规定用大篇幅对新能源各方面安全稳定运行进行了规定，包括短路比、过电压保护、调频调压、低电压和高电压穿越、无功调节能力等，同时也包括电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组一致等要求，这些要求将大幅增加新能源的技术难度和各种配套设备投资。随着新能源比例进一步增加，新能源各方面性能对标同步发电机组，未来新能源在安全运行方面将受到多方面约束，停机调试和设备改造的频次将提升。

二是新能源很可能成为辅助服务的主要承担者。新版办法中明确提出：“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。”可以说指向明显，新能源间歇性、不确定性等特点，决定了新能源将承担更多的辅助服务成本。“电力用户签订的带负荷曲线电能量交易合同中应明确承担电力辅助服务的责任和费用等相关条款”，未来随着新能源进入市场交易的进程加快，新能源相关合同对应辅助服务费用将高于常规电源，将在市场竞争中处于不利地位。

2.机遇方面

一是新能源消纳能力和发展规模将提升。办法发布之后，将实现提供辅助服务的主体大规模扩围，能大幅提升电力系统的可调节能力，补齐电力系统调峰、调频、转动惯量、爬坡等方面短板，增强新能源的消纳能力，对于新能源更大规模的健康发展具有非常积极的意义。办法中提到“通过采取购买调峰资源或调峰服务方式建设的可再生能源发电项目，入市前项目主体应向调度机构申报承担电力辅助服务责任的主体”，对应《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号），1138号文提出：超过电网企业保障性并网以外，新能源业主可通过市场化购买15%装机（时长4小时以上）调峰能力扩大装机规模，意味着新能源业主可通过主动配置和购买辅助服务能力的方式获得更大的装机容量。

二是市场化手段能实现辅助服务成本下降。新版办法体现了明显的市场化倾向，随着更多低边际成本的辅助服务资源的进入，辅助服务的整体价格将下降。相对于当前各省要求的新能源按比例配置储能的方式，在新办法提出的市场原则下，新能源可以自主采购低价的辅助服务，降低自身的整体成本。如果按照2030年新能源发电量占总电量25%，辅助服务成本占全社会总电费的3%，平均用电价格按照0.6元/kWh，如果新能源承担全社会60%的辅助服务成本，粗算得到新能源每度电承担的辅助服务成本约为4分钱，与当前绿电溢价水平相当。随着全国碳市场约束收紧，同时新增可再生能源电力不计入“能源”双控，新能源的绿电溢价将上升，可有效对冲辅助服务成本的增长。

（二）对新型储能的影响

1.辅助服务的市场份额大幅增加，商业模式更加健全

实现辅助服务费用通过市场化方式向用户侧疏导，将部分解决新型储能商业模式不健全的问题。由于以电化学储能为代表的储能具有优良的调频、爬坡和上下调能力，办法中提出“并网主体参与有偿电力辅助服务时，应根据其提供电力辅助服务的种类和性能，或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”，有利于电化学储能优势作用的发挥。根据上文分析，如果2030年辅助服务成本占全社会总电费的3%，当年全社会用电按11万亿kWh，平均电费按照0.6元/kWh计算，当年辅助服务市场总额约为2000亿元，其市场空间巨大，估计新型储能将在中间占到较大份额。

2.其他辅助服务形式带来的竞争风险。新型储能虽然在性能方面具有明显优势，但是当前成本仍较高，随着可调负荷、火电灵活性改造等投资较低的辅助服务资源的进入，对新型储能造成很大的替代风险。新型储能能否在未来的辅助服务市场竞争中大放异彩，仍取决于技术的成熟与成本的快速下降。

三、关于一些问题的抛砖引玉

新办法在鼓励各种辅助服务资源同台竞技、建立“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的补偿机制、推进市场化竞争方式获取电力辅助服务等原则方面，体现了公平公正的原则，为辅助服务市场的建立提出了完整的框架，但在未来执行过程中，个人认为仍需解决以下问题：

1.如何建立切实可行的细则面临一定的困难

一是新品种、新主体的进入，带来操作上的困难。首先是品种更加复杂，品种之间界面不清晰，未来需要进行有效衔接以避免重复激励；其次，主体总数大且异质化，相对的是单一体量更加碎片化，给实际操作带来困难。

二是存在计量和结算方面的困难。某些特殊的辅助服务如转动惯量等，机理比较复杂，计量较为困难。同时并网主体一般能提供多种辅助服务，对于某一种辅助服务的成本难以计算和监管，按照“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度存在困难。

2.如何与供电充裕度有效衔接。今年大面积的缺电危机，表明供电充裕度将成为新型电力系统的重要难题。辅助服务中设置了备用品种，对于保障日内或更长一段时间的可靠供电作用明显，但是仍需建立长期的（年或者多年）容量价格信号，激励电力系统整体供电容量的提升。除抽水蓄能外，与电能量市场、辅助服务市场并行的容量市场是否会出台，仍值得我们期待。

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