新年伊始，国家能源局南方监管局印发了《南方区域“两个细则”（2017版）》，这是继2015年南方区域“两个细则”修订以来，对发电厂并网运行管理和并网发电厂辅助服务管理的再次优化，体现了区域能源管理部门和区域电网对未来可再生能源发展和新技术应用的关注和重视。“两个细则”增加了针对风电场、光伏电站和电化学储能电站3个并网运行及辅助服务管理实施细则，丰富了新能源调度运行的管理控制手段。CNESA据此对惠及储能技术应用的政策要点进行解析。

　　一、辅助服务补偿范围扩大，补偿标准有所提高。

　　在《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（2017版）》中，辅助服务被划分为一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、自动电压控制（AVC）、黑启动等7种服务类别，辅助服务提供者也不单纯来自于传统并网发电厂，电力用户可为电力系统提供辅助服务。五省市AGC服务调节容量补偿标准和电量补偿标准是以往补偿标准的4-10倍，其中广东、广西、云南、贵州、海南AGC容量调节补偿分别为12元/兆瓦时、5元/兆瓦时、5元/兆瓦时、10元/兆瓦时和10元/兆瓦时，而电量补偿分别达到80元/兆瓦时、20元/兆瓦时、40元/兆瓦时、80元/兆瓦时和80元/兆瓦时。除云南省外，其他四个地区深度调峰补偿和旋转备用补偿标准均有3-6倍的增长，南方区域备用补偿力度在全国范围内保持领先。

　　具体来看，在调频辅助服务中，除补偿标准有所提高外，考核补偿方式并未发生变化。与华北区域考核补偿方式有所不同，南方区域依系统调节容量和电量对并网发电机组提供的AGC服务给予补偿。而容量补偿和电量补偿分别基于其容量服务供应量（兆瓦时）和实际调节电量（兆瓦时）计算得出，容量服务供应量由当前出力点5分钟（原3分钟）内上下可调容量之和（MW）与调度时长（小时）的乘积决定，一个调度时长仍为15分钟，调节电量则是比计划发电曲线增发减发电量之和。

　　二、光伏电站纳入调度管理，风光考核压力存在。

　　风电场和光伏电站并网运行及辅助服务管理实施细则中明确，30MW及以上地方并网和30MW及以上地市级及以上直调风电场、地市级及以上直调10kV 及以上并网的集中式光伏电站纳入“两个细则”管理范畴。其中，风电场要在计划出力曲线和出力预测等框架内合理调整运行方式，免于遭受考核。在限制出力时段内，其有功出力与调度计划曲线的偏差不可超过1%，超出部分按积分电量的2 倍接受考核。而功率预测被划分为日前预测（日预测）和实时预测（短期预测）两类，风电场对次日0至24 时预测的准确率低于75%要接受考核，对未来15 分钟至4 小时预测的准确率低于85%同样接受考核，而光伏电站对应以上两类预测的最低接受考核要求分别是85%（日预测）和90%（短期预测）。此外，风电场和光伏电站还要对其有功功率变化值或速率进行控制，以免超出限值接受考核。

　　三、储能电站身份再次确立，基本服务和有偿服务并行。

　　在此次发布的南方区域“两个细则”中，明确将电化学储能电站与传统并网发电厂同等对待，可统一纳入并网运行管理和辅助服务管理。

　　·并网直调规模化储能电站纳入管理

　　接受地市级及以上直调的容量在2MW/0.5h及以上的储能电站纳入统一管理，充放电行为统一接受调度，非直调或规模较小储能电站按市场化方式参与服务，且不享受充电补偿。

　　·并网直调储能电站需满足电压、频率和有功功率响应及调节基本要求

　　储能电站须根据电网频率和电压异常情况，合理调整充放电状态并及时响应调度信号；同时，须具备有功功率调节能力，充放电响应时间和转换时间不大于200ms，充放电调节时间不大于1s；此外，电压合格率要达到99.9%，无法满足以上相应要求的要按电站额定容量接受考核。

　　·享受辅助服务和调度充电双重补偿

　　并网直调储能电站可按照《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》提供辅助服务，并获得补偿。但储能电站在执行AGC功能时，还要满足调节速率、调节范围和调节精度三项调节指标要求，三项指标不达标时，合格率分别按50%、25%、25%递减，依其对应时段上网电量接受考核。但在补偿与考核外，直调储能电站按其提供调峰服务，可依调度充电电量得到0.05 万元/兆瓦时的充电补偿。因此，储能在调度下可享受辅助服务和充电调峰服务双重收益。

　　·独立或联合储能电站依市场规则提供辅助服务

　　独立参与或与其他主体联合参与辅助服务的储能电站，价格和补偿按照市场规则或协商确定，此类电站无法享受“细则”下的电量补偿支持。

　　南方区域首次将并网储能电站写入“两个细则”，一是在身份上给予了储能电站与传统电厂同等的身份地位，再次明确给予调度下的储能电站补偿支持，巩固了储能电站在电力系统发电侧的主体地位，辅助服务补偿标准的提升也为各应用领域储能技术提升应用价值提供了保障；二是激励与约束同时存在，并网直调储能电站在两个细则下提供辅助服务，并接受调度补偿，但同样受到考核约束；三是参与方式多种多样，储能电站可独立参与辅助服务市场，联合火电厂、可再生能源和与用户配套参与辅助服务市场，市场化获益水平还取决于五地区辅助服务市场建设速度。在“两个细则”下，身份和价值的确立能够保证储能电站开展示范部署，但并网直调储能电站的经济价值尚有待验证，补偿培养着储能技术在各领域的应用“热忱”，而约束特别是风光发电所面临的考核约束也将带动可再生能源与储能的试探性“结合”。

　　2017年10月，国家能源局发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，提出未来10年中国储能技术和产业的发展目标和重点任务。此次南方监管局印发的《两个细则》是地方政府在《指导意见》的纲领指导下出台的配套文件，《两个细则》扩大了新能源并网考核管理范围，明确将电化学储能电站纳入电网调度进行统一管理，为国内储能的商业化发展奠定了良好的市场基础和政策环境。相信随着市场发展的迫切需要，其他细分领域的相关配套政策也将陆续出台。

　　在电力行业的深刻变革中，储能如何把握机遇，借势发展？为帮助储能产业同仁准确把握产业政策走向，挖掘储能发展机遇，储能国际峰会暨展览会2018特设“储能与电力市场”主题论坛，将邀请国家电网与南方电网的知名电力专家介绍最新电改进程,邀请华北电力大学王鹏教授和清华大学陈启鑫副教授等专家解析储能技术在中外电力市场中的地位与价值。参会嘉宾将通过本次论坛了解到在最早开启辅助服务市场的山西省、削峰填谷最受追捧的江苏省，售电侧改革最为活跃的广东省，储能技术将如何接受市场检验。

　　同时，“储能国际峰会暨展览会2018”还设置“共研储能政策机制，推动长效发展”高峰对话环节，主办方将力邀政府高层与政策制定者就《指导意见》以及地方政府出台的相关配套政策进行深入剖析，围绕《指导意见》落实的具体措施、储能未来政策机制构建、细分领域配套政策等进行解读，加快推进相关政策机制的建立、以及市场化路径的开拓，欢迎拥有独到观点的产业同仁参与。