5月中旬，国家能源局西北监管局（以下简称“西北监管局”）对青海电网2019年1、2月《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下简称西北“两个细则”）考核补偿情况予以公示。综合两月结果，青海电网下属28家风电站共需缴纳考核费用1073.135万元、223家光伏电站共需缴纳考核费用2298.737万元，合计缴纳金额约为3372万元。

据了解，依据于今年正式生效的西北“两个细则”，火电、风电、水电、生物质能发电、光伏及光热电站均在本次考核范围之内。作为新版考核规则正式施行后的首次考核补偿结果，青海电网所辖风电、光伏电站所缴金额同比、环比均出现显著增长，引发业内关注。

“智能化”、“可控化”成为新能源发展关键词

在业内为这一结果而议论纷纷的同时，西北地区于2019年1月1日开始正式实施的新版“两个细则”再次走到了舆论的中心。而其在考核细度、考核费用力度等方面做出的调整，也开始真正让业内感受到了西北地区引导风电、太阳能等新能源行业向着更加智能化、可控化方向发展的决心。

“西北电网是全国区域电网中考核、补偿、分摊占电费比例最大的电网。”西北能源监管局市场监管处相关负责人向记者表示。根据国家能源局通报的2018年电力辅助服务有关情况，2018年，西北电网以47.1亿元的电力辅助服务补偿总费用位居全国首位。

同时，西北电网还以3.17%的比重高居电力辅助服务补偿费用在上网电费总额中占比的头把交椅。需要注意的是，根据公布的华北、东北、西北、华东、华中、南方这六大区域的有关数据，西北电网在这两方面的比重都明显高于其他地区。

“为进一步调动西北相关企业积极性，我们着手对旧版两个细则进行了完善。”以上负责人指出，于2019年正式施行的西北地区第四版“两个细则”，主要是针对新能源行业突出了责权对等、考核与补偿并重的原则，同时，根据各省辅助服务市场化进程在调峰管理方面进行了规则的适应和调整。

例如，《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》在其《运行管理》一章中就明确要求，“总装机容量在10MW及以上的新能源场站必须配置有功功率自动控制系统（AGC），接收并自动执行电力调控机构远方发送的有功功率控制信号。不具此项功能者，每月按20分/万千瓦考核”。

同时，“风电场、光伏、光热电站的有功功率控制系统可用率应达到99%，每降低1%按1分/万千瓦考核”。而《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》中也对不同类型的发电机组在参加补偿时的各类情况及评分标准进行了明确界定。

依据西北地区新版“两个细则”，2019年1月，青海223家光伏电站共需缴纳考核费用1150.973万元，同比上升78.7%——这一数额，对于正身处走向平价时代关键节点的新能源行业来说，无疑敲响了一记警钟。

在新版“两个细则”的引导下，风电、光伏发电等新能源电站为降低考核考核费用、保证利润空间，必将更积极地加入电力辅助服务的队伍之中，新能源场站的网源友好性有望得到进一步提升，电网系统的安全稳定运行得到进一步保障，并为我国能源绿色转型提供更坚实基础。

2020年底，全国范围基本建立电力辅助服务市场机制

西北电网的举动并非个例。事实上，在国家能源局的引导下，2018年以来，我国各地区都不约而同地对“两个细则”进行了修订，并在其中对电力辅助服务、储能等内容做出了明确划定。

如国家能源局南方监管局就在其2018年初印发的《关于印发南方区域“两个细则”（2017版）的通知》中首次对并网储能电站的方式进行了明确划定。不仅给予了储能电站与传统电厂平等的地位，还明确表示，对调度下的储能电站可给予补偿支持。而国家能源局华东监管局也在其发布的“两个细则”中表示，为适应当前华东电网峰谷差加大、外来电不断增加、新能源发展飞速等特点，把光伏电站正式纳入辅助服务考核范围之内，涉及项目包括发电曲线偏差、调峰、一次调频、AGC、无功调节、黑启动、非计划停运等一系列内容。

记者从国家能源局了解到，近年来，我国电力行业尤其是清洁能源电力发展迅速，电源结构、网架结构发生了重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。同时，我国电力供应能力总体宽松，局部地区弃风、弃光、弃水和系统调峰、北方地区供暖季电热矛盾等问题，也使建立电力辅助服务市场机制的必要性进一步凸显。

目前，电力辅助服务市场机制已在我国东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个地区启动，全国电力辅助服务市场化机制正在形成，在促进电力系统安全稳定运行、促进可再生能源消纳、提升系统调峰调频能力和设备利用效率、推动新技术和新设备发展等方面成效初显。

其中，2018年，东北电力调峰辅助服务市场常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，全网风电受益电量共计179亿千瓦时，有效促进了风电消纳，缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面，促进了电力系统安全稳定运行；福建电力调峰辅助服务市场助推核电平均利用小时同比增加700多小时，未发生弃风、弃水、弃光现象。

国家能源局市场监管司相关负责人在今年1月召开的新闻发布会上表示，下一阶段，我国将进一步扩大电力辅助服务参与主体范围，进一步加大电力辅助服务补偿（市场交易）力度，进一步推动补偿机制向市场竞争机制转型升级，持续完善电力辅助服务补偿机制，以确保2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制。