抽水蓄能电站参与“两个细则”管理分析

潘菊芳

（国网新源控股有限公司，北京市 100761）

1 “两个细则”产生背景

20世纪90年代中后期，我国电力供应紧张的局面得到缓和，电力供需基本平衡，“三公”调度呼之欲出，为促进电力企业提高效率和服务质量，1998年，国务院办公厅转发国家经贸委《关于深化电力工业体制改革有关问题意见的通知》（国办发〔1998〕146号），明确选择上海、浙江、山东、辽宁、吉林和黑龙江等六省（直辖市）进行厂网分开、竞价上网试点。2002年，国家实施电力体制改革，主要进行政企分开、厂网分离和主辅分离。电力体制改革前，发电企业与电网输配电业务同属于国家电力公司，发电企业由电网统一核算成本，存在主体单一、“吃大锅饭”现象，企业自主经营管理意识不强。实行厂网分离后，发电企业从电网企业剥离出来，组成五大发电集团，与其他多种所有制企业共同在发电领域竞争生存。电力体制改革后形成的电力市场在电能量市场上有明确的区分，但由于辅助服务指标量化、成本计算及付费等比较复杂，在我国电网结构比较薄弱的条件下，为保证电网运行安全，仍采用调度指定、无偿提供的方式，导致发电企业提供辅助服务的积极性普遍不高。

基于当时年度计划、节能调度的电能交易模式，为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进厂网协调，2003年，原国家电力监管委员会印发《关于发电厂并网运行管理的意见》（电监市场〔2003〕23号），这份应急性质的文件就是“两个细则”中发电厂并网运行管理规则的雏形，其主要目的是保障电力系统安全运行，内容以安全保障为主，利益协调不多。2006年，原国家电力监管委员会印发《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号），文件主要精神是将厂网通过生产、经营、管理融合起来，使发电企业经济利益同时与电量和辅助服务挂钩，文件要求各区域电监局结合区域电力系统实际和电力市场建设需要，参照制定实施细则，报电监会审核同意后组织实施。“两个细则”基本框架形成，可以说，是市场化的环境和推动市场建设的机构，催生了电力辅助服务管理和交易的制度化。

2 “两个细则”主要内容

“两个细则”包括“发电厂并网运行管理实施细则”和“并网发电厂辅助服务管理实施细则”，由国家能源局统一部署，地方能源监管部门制定具体实施方案，委托电网公司组织实施，发电企业作为具体实施对象参与。“两个细则”管理体系费用机制是发电企业间的内部平衡机制，实行区域统一组织、资金分省平衡方式。在实际执行过程中，电网公司按原有模式调用发电厂，根据实施细则，定期对发电厂实际运行状况进行评估测算，对未满足基本要求的发电厂予以考核，考核所得费用在参加并网管理的发电厂中按上网电量比例返还；对提供优质服务的发电厂给予奖励，奖励所需费用在提供辅助服务的发电厂中按上网电量比例分摊[8]；费用总体保持平衡，由电网公司与发电厂在下一个月电费结算时统一结算。能源监管部门对执行过程进行监督并定期进行信息披露，组织政府有关部门和电力企业，召开厂网联席会，通报相关情况，并根据实际执行情况不断调整完善“两个细则”内容。

2006年的42、43号文内容丰富，涉及发电厂并网运行和辅助服务管理内容、参与对象、计量和考核要求、费用来源和补偿方式、各方职责、监督管理等，足够支撑各区域电监局组织编制实施细则工作。

2.1 发电厂并网运行管理规定

42号文《发电厂并网运行管理规定》主要是规范发电厂并网运行管理，配合《并网调度协议》和《购售电合同》实施，考核以发电企业未达到并网基本要求，对其他发电企业影响程度为出发点。考核内容包括发电曲线偏差、基本调峰、调峰能力、一次调频、自动发电控制、非计划停运、母线电压、调度纪律、二次设备等[1]。

2.2 并网发电厂辅助服务管理暂行办法

43号文《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，首次将辅助服务从电力电量市场中剥离出来进行定义，提出对有偿辅助服务按补偿成本、适当收益原则进行补偿。文件定义，辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，分为基本辅助服务和有偿辅助服务，包括一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等[2]。

2.2.1 基本辅助服务

基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等[2]。基本辅助服务各品种定义详见相关文件，此处不再复述。

2.2.2 有偿辅助服务

有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等[2]。有偿辅助服务各品种定义详见相关文件，此处不再复述。

3 各区域“两个细则”实施及抽水蓄能电站参与情况

各区域电力监管机构按2006年42、43号文要求，根据各区域电力运行特点，启动区域“两个细则”编制和组织工作，经过规则起草、意见征求、修改完善后，结合技术支持系统的建设和运行，报原国家电监会批准、印发，全面开展“两个细则”管理工作。

3.1 华北区域

2008年底，华北电监局发布华北区域“两个细则”，2009年5月在京津唐和河北南网启动试运行，2009年11月正式运行。华北电监局于2017年对“两个细则”进行了修订，目前，参与主体为省级及以上电力调度机构直调的并网发电厂（包括并网自备发电厂）[4]，辅助服务品种覆盖一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、黑启动等[3]。

北京十三陵、河北张河湾和潘家口抽水蓄能电站参与“两个细则”管理多年，十三陵和张河湾电站取得了部分补偿收益，潘家口电站多年来一直存在考核亏损。受电站自身特性影响，《华北区域发电厂辅助服务管理实施细则》中，抽水蓄能电站未纳入有偿调峰、有偿无功调节、旋转备用和AVC服务补偿范围，仅纳入AGC和黑启动服务补偿，其中，AGC服务补偿针对已投用自动发电控制装置机组，按调节深度和调节性能的乘积进行补偿，水电机组调节性能补偿标准按10元/MW计算；黑启动服务补偿针对已在调度备案具备黑启动功能的电站，按厂补偿，标准按6000元/天计算。张河湾电站因自动发电控制装置未投用，无法取得AGC服务补偿；潘家口因黑启动功能未进行联网试验，无法取得黑启动补偿。在并网运行管理考核方面，按电站实际并网运行情况考核，从三家电站多年考核情况观察，主要受到非计划停运、AGC及其他考核。

3.2 华东区域

2010年4月，华东电监局印发华东区域启动“两个细则”试运行文件（华东电监市场〔2010〕84号），2010年5月华东、上海、江苏、浙江、安徽和福建六个调度管辖区启动试运行。华东电监局分别于2011年、2017年等数次对“两个细则”具体条款进行修订，目前，参与主体为省级及以上电力调度交易机构调度管辖范围内火电厂、水电厂和其他类型发电机组（包括自备发电厂），辅助服务品种覆盖一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、热备用、黑启动等。

华东区域除福建仙游外，江苏宜兴、安徽响水涧、琅琊山、浙江天荒坪、桐柏和仙居等六家抽水蓄能电站由华东电网直调，历年来均参与华东电网“两个细则”管理；安徽响洪甸抽水蓄能电站由安徽省调调度，参与安徽省“两个细则”管理，下面对2017年华东电网直调的六家抽水蓄能电站参与“两个细则”管理情况进行介绍。

3.2.1 辅助服务补偿方面

2017年，六家电站取得AGC、黑启动、备用和有偿无功补偿，四类补偿分别占比60.66%、38.37%、0.48%和0.07%。

（1）AGC补偿考虑设备投资成本、运行维护成本及提供AGC服务而增加的成本，由基本补偿和调用补偿两部分组成[5]，基本补偿每月按机组AGC的投运率和可调节容量的乘积补偿240元/MW，调用补偿按发电机组AGC调节容量被调用时增发或少发的电量进行补偿。

（2）黑启动补偿考虑改造时新增的投资成本、运行维护成本和黑启动测试及人员培训费用[5]，按水电标准6万元/月计算。

（3）备用补偿考虑高峰时段机组因备用损失的机会成本，根据备用容量和备用时间乘积[5]，按10元/MWh标准计算。

（4）有偿无功补偿考虑因提供无功服务增加的成本和设备投资成本及运行维护成本，由启停补偿和成本补偿两部分组成[5]，启停补偿按每台机组调相启停一次14元/MW标准计算。

3.2.2 并网运行管理方面

2017年，六家电站因非计划停运、调峰、一次调频、AGC和发电计划（曲线偏差）受到考核，五类补偿分别占比50.17%、29.75%、12.62%、5.15%和2.3%。

（1）非计划停运考核机组因发生非计划停运影响运行的情况，包括正常运行的机组发生突然跳闸和被迫停运、机组停运前未得到电力调度交易机构批准、备用机组不能按调度指令并网发电等情况[6]，考核电量按机组容量与停运时间之积的一定比例计算。

（2）调峰考核分为基本调峰考核和调峰能力下降考核[6]。其中，基本调峰考核发电机组基本调峰能力不能达到额定容量的一定比例（华东43%），考核电量按差额容量和运行时间之积的一定比例计算；调峰能力下降考核发电厂主动或被动改变机组可调出力的上下限，考核电量按上下限容量偏差与影响时间之积的一定比例计算。

（3）一次调频考核分未具备一次调频功能、未投运、投运性能和擅自停用四种情况[6]，未具备一次调频功能的考核电量按该机组当期发电量的0.01%；未投运一次调频的考核电量按每小时0.03%的机组容量计算；投运性能考核指在电网频率越过机组一次调频死区及发生大扰动期间进行一次调频性能的考核，考核标准为机组在电网高频或低频期间的一次调频响应行为，即一次调频电量；擅自停用考核未经电力调度交易机构批准擅自退出一次调频，考核电量按每小时3倍机组容量计算。

（4）AGC考核以机组投入时的平均调节精度和实际测试所得的AGC机组平均调节速率为标准[6]，平均调节速率未满足要求，考核电量按机组出力与AGC调节速率偏差率之积的一定比例计算；AGC调节精度考核电量为日平均调节精度系数小于0.8时，AGC调节精度考核电量与目标出力和实际出力偏差考核电量之和。

（5）发电计划考核按每5min的实际发电量和计划发电量超过允许区间外的偏差量考核[6]。

3.3 华中区域

2009年2月，华中电监局发布华中区域“两个细则”，2010年7月在华中、湖南、湖北、四川和重庆5个调度管辖区启动试运行。华中电监局分别于2011年、2016年两次对“两个细则”具体条款进行了修订，目前，参与主体为华中区域网、省（市）电力调度机构及直调并网发电厂，电网公司所属电厂参与辅助服务和运行考核，但不参与分摊结算；辅助服务品种覆盖一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用和黑启动等。截至2018年底，华中电网运行抽水蓄能电站4座，均未参与“两个细则”管理。

3.4 东北区域

2009年初，东北电监局印发东北区域“两个细则”，2009年3月启动试运行。东北区域“两个细则”参与主体为省级及以上电力调度机构及其统调的并网发电厂（包括自备发电厂），辅助服务品种含一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、旋转备用、黑启动等[7]。东北区域两家抽水蓄能电站均未参与“两个细则”管理。

3.5 西北区域

2008年，西北电监局发布西北区域实施“两个细则”通知（西电监办〔2008〕151号），2009年4月，西北电网、陕西、甘肃、青海和新疆电网启动试运行。为适应风电、光伏等新能源大规模并网，西北能监局分别在2012年、2015年和2017年对“两个细则”具体条款进行了三次修订，目前，参与主体为省级及以上直调的发电厂（包括自备发电厂）和地调直调的风电、光伏和装机容量50MW及以上的水电站；辅助服务品种覆盖调频、调峰、自动发电控制（AGC）、无功调节、自动电压控制（AVC）、备用、黑启动等。截至2018年底，西北电网尚无抽水蓄能电站投产运行，因而也不涉及抽水蓄能电站参与“两个细则”相关情况。

3.6 南方区域

2009年11月，南方电监局发布南方区域实施“两个细则”通知（南方电监办〔2009〕5号），2010年2月在南方、广东、广西、云南、贵州电网全面启动试运行。南方电监局在编制之初就将抽水蓄能电站列出单独考虑，因而抽水蓄能电站未参与“两个细则”管理。

4 电力辅助服务市场建设与“两个细则”管理的关联

2015年以来，新一轮电力体制改革提出要推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制，电力辅助服务补偿机制的完善和深化是改革重要措施，有利于推进电力辅助服务市场化，建立“谁受益、谁承担”的分担共享机制，服务电力交易体制改革，助力完善市场化交易机制。

2017年11月，国家能源局通过国能发监管〔2017〕67号文印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，提出电力辅助服务市场参与主体将进一步扩大；电力辅助服务补偿品种覆盖面将进一步增加；电力辅助服务补偿力度将进一步提高；电力辅助服务补偿机制将进一步完善；电力辅助服务建设市场化。工作方案明确以完善电力辅助服务补偿（市场）机制为核心，分三个阶段全面推进电力辅助服务补偿（市场）工作。第一阶段（2017～2018年）：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平；第二阶段（2018～2019年）：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制；第三阶段（2019～2020年）：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。

“两个细则”中辅助服务管理是首次将辅助服务从电能量市场剥离出来的机制，最早对电力辅助服务进行了量化计量。本轮电力体制改革在此基础上建立新机制，进一步完善电力辅助服务市场，推进市场化交易机制建设。

文件印发后，各区域、省份纷纷启动电力辅助服务市场建设工作，正式运行的电力辅助服务市场与“两个细则”衔接运行，补偿内容中涉及的重复交叉部分，遵照电力辅助服务市场规则运行；无干扰部分照旧运行。与“两个细则”相比，电力辅助服务市场的补偿力度有所提高，参与主体也打破仅有发电企业有格局，加入了储能设施，未来还将引入电力用户，呈现多元化主体趋势发展。

国家能源局综合司《关于2017年四季度电力辅助服务有关情况的通报》显示，截至2017年底，全国除西藏、蒙西地区外30个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共3123家，装机容量共11.63亿kW，占全国电力总装机容量的65.45%。目前，抽水蓄能电站中仅福建仙游、辽宁蒲石河和白山抽水蓄能电站参与本省电力辅助服务补偿，其他省份电力辅助服务补偿均未将抽水蓄能电站列入参与主体范围。

5 抽水蓄能电站参与“两个细则”和电力辅助服务市场的几点思考

结合近年来各区域“两个细则”和电力辅助服务市场实施情况及电力市场和政策环境，针对抽水蓄能电站参与“两个细则”管理和电力辅助服务市场，提出以下几点思考。

（1）客观认识抽水蓄能电站参与“两个细则”管理和电力辅助服务市场。

从企业内部经营观念看，受经营管理模式影响，容量电价制的抽水蓄能电站无需担忧电量效益问题，身处电网中的电站区别于外部独立发电企业，不会过多关注电力市场环境变化，长期以来形成比较淡薄的市场意识，企业内部存在不能客观认识抽水蓄能参与“两个细则”管理和电力辅助服务市场的观念。当前我国能源结构转型深入，电力体制改革不断推进，发电企业市场化是未来发展大趋势。抽水蓄能电站参与“两个细则”管理和电力辅助服务市场，研究应对策略，有利于企业增加认识，了解电力市场概况，跟踪电力体制改革动态，培养市场意识，适应电力市场新需求；相比常规水电、火电机组，抽水蓄能机组参与电力辅助服务市场在机组技术性能上有较大优势，参与“两个细则”管理和电力辅助服务市场有利于激励电站充分发挥自身优势，提高供电可靠性，为电网提供更优质的服务。

从企业外部经营环境看，同为部分发电企业片面认为，抽水蓄能电站属于电网管理企业，承担的是电网应承担的义务，不赞同抽水蓄能电站进入市场瓜分份额；也存在质疑的观点，认为抽水蓄能为系统提供的调频、备用、黑启动等功能已经通过容量电费体现其价值，参与“两个细则”和辅助服务市场取得补偿属于重复给费。事实在，“两个细则”的设计初衷就是设置为一种激励机制，仅以激励方式在电力系统内对提供优质辅助服务的企业进行互给式奖励，与电站容量电费在来源、测算、构成、内容及体量上均属于不同范畴，因此不存在重复给费现象。

（2）短期内无法实现以“两个细则”和辅助服务补偿替代抽水蓄能电站容量电费。

以在建抽水蓄能电站为例，目前一座装机容量120万kW的电站，造价大多超过70亿元，按目前电价测算，容量电费将超过9亿元，同样按目前“两个细则”或电力辅助服务规则测算，年收入上限也不足容量电费的1%，如果企业仅以“两个细则”或辅助服务市场补偿为主要收益，显然是无法维持正常经营的。但是随着电力体制改革的纵深推进，电力辅助服务市场的补偿机制在不断完善，市场参与主体、补偿品种、补偿力度都在不断拓展，有朝一日电力辅助服务市场趋于完善，抽水蓄能电站在电力系统中提供的综合服务，能在各受益方收益中充分体现时，也不排除借鉴国外抽水蓄能电站运营模式，辅助服务收入可以占企业收入3成左右。

6 结束语

“两个细则”管理在创建之初目标明确，实践证明，多年来这种“胡萝卜加大棒”的激励考核机制，在优化电力资源配置、平衡发电企业利益、提高发电企业提供优质服务积极性等方面取得了较好成效。但是受费用机制影响，仍存在一定局限性，倘若能进一步拓宽费用来源，建立受益方增量市场，加强补偿力度，将会更加有效地提升参与主体积极性。

随着国家能源转型和电力体制改革的深入推进、新能源的快速发展，我国电力系统的电源结构、网架结构、负荷特性、供需形势将发生深刻复杂变化，电网资源优化配置能力、清洁能源消纳能力、电力平衡调节能力和安全保障能力等需求将在短期内持续存在，“两个细则”管理也在不断调整，以适应新的需求，更好地服务为新一代电力系统。2015年以来，我国抽水蓄能产业进入蓬勃发展期，抽水蓄能以每年开工5～6个项目的节奏快速推进，“十四五”将迎来投产高峰期，结合当前“两个细则”实施情况，抽水蓄能电站参与“两个细则”管理及电力辅助服务市场仍存在巨大空间，这片空间里的切入点、贴合度及适应程度均有待进一步探索。