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2021年12月27日发布

事件：

近日，国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）（以下简称《规定》《办法》）。此次修订有助于释放电力系统调节性资源潜力，支撑新能源大规模接入，对于形成源网荷储协调发展，安全、优质、经济运行的新型电力系统具有重要意义。

点评：

一、政策背景与发展沿革

电能光速传输且仍难以大规模存储，因而电力供给与需求需要保持时时平衡，这对电力系统运行提出了很高要求。为降低电力系统运行风险、提升控制水平，需要对各类并网主体的运行进行管理，同时构建辅助服务（除正常电能生产、输送、使用外，维持电力系统安全稳定运行性的其他服务）机制，支撑电力系统安全稳定运行。

并网运行管理和辅助服务管理，直观上理解，是要处理电力系统运行过程中的各类“波动”问题。随着新能源加速发展，“波动”来源发生变化，对电力系统运行过程中的平衡方式产生深刻影响，因而亟需对上述管理方法进行调整。

先前，“波动”主要来自于用户侧，电力系统的运行采用“源随荷动”模式（即通过调节电源出力，追踪负荷变化，满足时时平衡要求）。最初电厂、电网一体化管理，该调节模式在电力企业内部完成；2002年第一轮电力体制改革实行“厂网分离”，因而制定了专门的发电厂并网运营管理规定和辅助服务管理暂行办法（2003年、2006年）。

当前，电源侧新能源发电带来的“波动”越来越多，“源随荷动”调节模式须转变为“源网荷储”协同调节模式。参与电力系统调节的资源，除了传统发电机组外，进一步扩大至新型储能、可调节负荷等更多并网主体。因而对并网运行管理、辅助服务管理机制进行深入修订。

二、政策的主要变化

本次政策调整的主要变化在于覆盖更广、品种更细、强化竞争、收支合理。

扩大辅助服务主体：范围上，由并网火力、水力发电厂，扩大至各类发电厂、新型储能、可调节服务；层级上，由省级以上调度机构管理的并网主体，扩大至省级以下并网主体。

规范和扩大辅助服务分类和品种：有功平衡服务包括调频（一次调频和二次调频）、调峰、备用、转动惯量、爬坡等；无功平衡服务（电压控制服务）包括自动电压控制（AVC）、调相运行等；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。

鼓励市场化方式提供有偿辅助服务：分为基本电力辅助服务（并网主体义务提供，无补偿）和有偿电力辅助服务；有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供；鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体。

理顺补偿方式与分摊机制：向用户侧和新能源发电分摊传导，据实差异化补偿/分摊。

按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则。

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。

固定补偿方式按“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通过市场化竞争形成价格的原则。

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，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。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。

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。

逐步建立电力用户参与的电力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，因地制宜制定相应分担标准。

跨省跨区送电配套电源机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理，原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务。

三、政策影响与投资机会

本次政策调整，重在为电力系统中调节性资源合理定价，释放调节性资源开发利用潜力，利好火电、用户侧电力数字化（虚拟电厂等）、电化学储能、抽水蓄能板块。

利好火电。一是“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则下，火电分摊的辅助服务费用将下降，获得的服务收益将提高。先前，辅助服务是电源端的零和博弈，即未提供服务的机组向提供服务的机组支付费用；当前，辅助服务费用逐步向用户侧、新能源发电机组转移。二是扩大火电辅助服务的范围。辅助服务新增转动惯量（主要由火电、水电、核电等同步机组提供）、稳定切机服务等辅助服务新品种。结合当前股价来看，除火电转型新能源运营商外，纯火电运营商亦值得关注布局。

利好用户侧电力数字化（虚拟电厂等）。一是明确了用户侧资源的市场主体地位。先前用户侧资源很难接入电网调度系统，更无法参与辅助服务，当前政策要求下，上述壁垒有望加速破除。二是除了常规调频外，新增的“稳定切负荷服务”，扩大了对用户侧灵活性资源的需求，有望提高其服务收益。

利好电化学储能，但市场已有预期。本次政策明确了储能的市场主体地位，新增爬坡等辅助服务品种，有利于发挥电化学储能快速调节优势。但电化学储能已在部分省份参与辅助服务市场，且获得了较高收益，市场对其发展已有预期。

利好抽水蓄能，但今年4月出台的两部制电价机制已反映其辅助服务价值，预计本次政策影响有限。抽水蓄能是重要的辅助服务提供主体。但根据今年4月印发的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格〔2021〕633号）》文件要求，已为抽水蓄能机组设置了两部制电价机制，其中容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。本次辅助服务政策调整，短期内将难以对抽水蓄能电站收益产生明显影响。

新能源发电分摊的辅助服务费用将有所扩大。辅助服务机制下，新能源项目收益率存在下行压力，但可以通过绿电市场，寻求环境属性溢价，提升收益率。

风险因素：

1、政策落地不及预期。