近期，华东能源监管局发布《华东区域电力辅助服务管理实施细则（模拟运行稿）》和《华东区域电力并网运行管理实施细则（模拟运行稿）》（以下简称“两个细则”），指出电网企业要按照新版“两个细则”要求，修改完善技术支持系统，原则上技术支持系统要在2022年9月底前具备模拟运行条件。

■■电力辅助服务涵盖范围更广

据梳理，华东能源监管局此次发布的“两个细则”进一步厘清了电力调控的权责关系。“新版‘两个细则’中电力辅助服务市场的定义外延更广、覆盖面更大，电动汽车充电网络、清洁能源消纳等都被明确提到。”电力行业人士聂光辉指出。

据“两个细则”相关研究人士分析，华东区域经济发达，大部分电力需要通过外地直流送入，本地发电调节资源相对较少。“此外，新型电力系统的主要特点是风光占比较高，对调峰调频的需求较大。因此，新版‘两个细则’把用户侧填补进来。”该人士指出，以往的调频主要由发电侧提供，新版“两个细则”中的并网主体扩大，覆盖车联网平台、虚拟运营商、虚拟电厂等在用户侧能够提供辅助服务的主体。

在电压等级范围方面，新版“两个细则”适用范围大幅扩大。此前，电力辅助服务管理强调的是省级及以上电力调度机构管辖的发电厂。新版“两个细则”则扩大至电压等级35千伏以上的水电、火电、核电、自备电厂等。

“以前，电力系统以30万千瓦、60万千瓦、100万千瓦等大容量火电机组为主。现在，很多小容量主体已经形成规模，不能忽略它们的存在。”上述研究人士分析。

■■新型储能调峰补偿价格偏低

同时，此次发布的华东区域“两个细则”对新能源调节和功率预测也要求较高。

根据“两个细则”，华东并网运行管理中对新能源最低功率预测精度的具体要求为：中期功率预测（0-10天）风电为75%，光伏为80%；短期功率预测（0-3天）风电为93%，光伏为95%；超短期功率预测（15分钟-4小时）风电为96%，光伏为97%。

在新能源占比日益增高的电力系统中，新能源功率预测准确度将影响电力系统的平衡和安全。因此，新能源场站功率预测越精准，调度运行机构越能提前调节电网各项需求，就越能平抑新能源功率波动风险。但业内人士表示，“两个细则”对新能源功率预测的要求可能会超出大部分新能源场站的能力，新能源场站功率管理将面临巨大挑战。

“此外，‘两个细则’指出，以调峰为主的新型储能的调峰补偿标准为160元/兆瓦时，低于南方区域标准，也远低于新型储能的度电成本。”华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇说。

有业内人士测算，若独立储能仅参与调峰辅助服务，补偿价格约在1.5元/千瓦时才能回本。

“华东区域多地调峰、调频市场已经启动，与火电机组相比，储能调节速度快、性能好、优势明显，可在调频后仍有剩余能力的情况下参与调峰市场。”上述研究人士表示。

■■助力新型电力系统建设

“相比之前的版本，新版‘两个细则’增强了电力辅助服务市场的作用，提高了市场主体的参与度，对辅助服务市场的发展具有引导作用，有利于带动清洁能源发展并激发其主动作为。”聂光辉表示。

“‘两个细则’主要是面向新型电力系统的建设需求。例如，风、光等新能源功率变动较大，因此，华东区域提出了爬坡辅助服务补偿，这是此前没有的。以往主要通过自动发电控制来满足风、光等新能源波动引起的调峰调频需求，将来还需要爬坡辅助服务的参与。”上述研究人士表示。

“火电、水电在系统中带有旋转惯量，但风、光等新能源都是直流电变交流电，会降低系统稳定性。‘两个细则’也把转动惯量作为补偿品种涵盖进来，用于提高系统运行的稳定性。”上述研究人士进一步表示。

“总体来看，新版‘两个细则’压实了更多电源并网主体的责任。各类主体若能够在统一规则下提升调节能力、遵守调度秩序，电网的灵活性将会提升，可再生能源的消纳力度也将增强。此外，辅助服务方面按照‘谁受益谁付费’的原则，疏通了传导和激励机制，也将提高电力系统的可调能力。”电力行业专家王康说。