风电、光伏等新能源的主要特点是间歇性、波动性和随机性，自身不具备调峰能力，随着大量新能源电力馈入电网，给电网带来了巨大的安全运行压力，在目前的技术条件下，仅仅依靠新能源是无法满足电力系统正常运转和安全供电的，因此必须利用火电、水电等传统可调节的能源进行调峰，才能保证电网安全稳定运行。
图1 不同类型电源的调峰能力
当多种能源共存时，需要平衡各方的利益，在提高新能源的消纳能力的同时，势必会减少传统电力的出力，给与新能源一定的市场空间，但是同时，传统电力又承担着电网的调峰；当新能源出力不足时，传统电厂需要增加出力。
因此，传统电力不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动，在调度运行管理层面，必须要加强对新能源出力的可调、可控及出力预测管理，如AGC/AVC、光功率预测系统。
西北能监局着手对旧版两个细则进行了完善，并于2018年年末发布了新版《西北区域发电厂并网运行实施管理实施细则》、《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（简称“两个细则”)，其定期公布两个细则的考核和补偿结果。
2、两个细则的内容概况
“两个细则”包括发电厂并网运行管理实施细则、并网发电厂辅助服务管理实施细则。其中，并网运行管理细则为罚分部分，辅助服务管理细则为奖分和分摊部分。
电力市场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。包括:一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动等，有偿辅助服务应予以补偿。
据辅助服务管理细则规定，并网发电企业结算金额=1000×（∑有偿辅助服务补偿分数-∑并网运行管理考核分数）+分摊费用，即每分对应金额为1000元。
3、传统电力对新能源的影响-新疆为例
2019年8月，国家能源局新疆监管局发布了《关于公示2019年5月份新疆电网“两个细则”考核补偿情况的通知）。根据考核结果，2019年5月新疆区域参与电力辅助服务补偿的发电企业共521家（含光伏电厂290家），补偿费用约9883万元。其中，风电、光伏合计分摊费用2827万元，净支出合计约为4835万元。
通报显示， 2019年5月电力辅助服务，从补偿和分摊费用的对比来看，火电实现净收入，而风电、水电、光伏为纯支出，尽管火电分摊费用达到2536万元，占全部分摊费用的比重为41.2%，但是获得补偿后，实现净收入5258万元。
因此辅助补偿费用是火电比较重要的经济利益点，补偿费用增加后，提高了各参与电厂的积极性。发电量比重较小的风电、光伏分摊费用比重分别达到35.7%和10%。
表1 2019年5月新疆区域考核结果
由于火电企业承担了大量的辅助服务义务，一方面增加了这些发电企业的运行成本，另一方面影响了发电量，影响了火电企业的经营效益。在新的电力辅助服务市场化的利益分配体系下，基于”谁受益谁买单，谁污染谁治理”的原则，风电和光伏需要共同承担辅助服务的分摊部分。
从各地电监局出具的文件看，这部分的系统安全成本不再由火电企业独立承担或承担绝大部分，电力系统内所有的电源需要共同公平分担，新能源电力也不再只享受发电权利而不承安全义务。
图2 2019年5月新疆区域补偿分数和兑现金额（元）
2019年1月-5月，风电、光伏为纯支出，分别为13986万元和5415万元，火电实现净收入19336万元，发电量比重较小的风电、光伏分摊费用比重分别达到33%和10%。
表2 2019年1月-5月新疆区域考核结果
其中考核罚款较多的项目主要是光功率预测（上传率、准确率等）、AGC响应和调节功能、无功电压考核、自动化系统和设备等等，其中光功率预测被考核罚款的金额占比50%以上。
图3 2019年1月-5月新疆区域分摊分数
图4 2019年1月-5月新疆区域兑现金额（万元）
对于光伏电站来讲，几乎没有可以提供的辅助服务项目，也就是说，即使光伏电站运行都满足了细则要求没有被考核，但是也还要扣除分摊的辅助服务的费用。如下表所示。
表3 2019年4月部分电站考核结果
尽管如此，新能源发电企业也不应该抱怨，辅助服务市场化能提升电力系统对风电和光伏等新能源消纳的积极性和消纳空间，有利于实现辅助服务责任在不同发电企业之间的公平分摊，整体来看，这对风电和光伏等新能源也是有利的，可以减少弃风弃光，提高风电和光伏发电设备利用小时数，提升风电和光伏经营效益。
如甘肃省，截至2019年5月底，通过省内省外两个调峰辅助服务市场，甘肃新能源增发13亿千瓦时，弃风弃光率降低6.9个百分点，在促进新能源消纳的同时，充分体现了传统电源提供电力辅助服务的价值和意义。
4、小结
在“两个细则”的引导下，光伏发电企业通过不断对设备性能、运行管理上下功夫，在降低考核考核费用、保证利润空间的同时，光伏发电的友好性也得到了进一步提升，电网系统的安全稳定运行也得到进一步的保障。
基于近几年外送通道的扩建、电网调度管理提升和技术进步，最主要的是在辅助服务机制的激励下，火电机组积极参与调峰，从一定程度上提高了光伏发电的消纳能力，实现了弃光量和弃光率的“双降”，2019年上半年，全国弃光率仅2.4%，同比下降1.2个百分点，新能源消纳情况呈现持续好转态势。
