近年来，新能源赛道的投资热度持续高涨。[1]在投资热度的加持下，新能源行业也呈现出迅猛发展的态势。[2]随着风电和太阳能的装机容量增速跑赢全国累计发电装机容量，新能源装机规模占全网比重持续增长。在新能源消纳逐渐提高的背景下，火电等传统发电方式的出力将相应减少，但仍承担着电网的调峰功能，辅助服务市场建设面临新的挑战，国家对发电厂运行管理及电力辅助服务的规则也因此持续更迭细化。在此背景下，国家能源局及各区域电力监管机构先后制定并发布了全国及各区域《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》（简称“两个细则”或“双细则”，本文以“双细则”述之），将新能源作为并网主体纳入考核，以平衡电力系统内所有电源的出力和利润分配，并承担电网的安全责任。“双细则”的推行在提高新能源消纳空间方面发挥着至关重要的作用，但因需要给予提供电力辅助服务的火电等传统发电主体相应分摊补偿，从而会减少新能源发电企业的收益，成为对新能源电站投资收益产生影响的X因素，并已逐渐引起新能源电站投融资市场相关主体的关注。

笔者根据在新能源投融资领域的经验，就“双细则”机制的形成发展、具体监管考核机制以及对新能源电站投融资的影响进行梳理和探讨，以供行业内人士及相关投融资机构参考。

1. 什么是“双细则”

“双细则”是国家能源主管部门对发电厂并网运行和电力辅助服务的管理实施细则。2021年，为满足新型电力系统的建设运行需要，国家能源局修订并发布《电力并网运行管理规定》（简称《规定》）以及《电力辅助服务管理办法》（简称《办法》），新增了对新能源、新型储能等并网技术的指导及管理要求。[3]《规定》对并网主体提出考核要求，即对传统能源和新能源在内的发电侧并网主体涉及电网安全稳定运行的设备参数、技术指标、运行管理等事项需要进行考核，不符合要求的并网主体需承担考核费用；《办法》对并网主体设置补偿机制，即并网主体需对其他由发电侧并网主体等为响应电力调度指令、调节负荷从而维持电力系统的安全稳定运行而提供的电力辅助服务[4]进行补偿。考核和补偿的具体指标则在各区域能监局分别根据《规定》和《办法》制定的实施细则（即“双细则”）中进行了具体的规定，相关考核和补偿机制被业内称为“双细则”机制。

2. “双细则”的形成和发展

2002年以前，在我国垂直一体化的电力体制下，发电侧并网主体（发电厂）等与电力系统（电网）是一体的，发电厂与电网由国家电力公司统一管理，因此，我国电力辅助服务基本是无偿提供的。[5]

随着2002年厂网分开，国家电力公司管理的资产按照发电和电网两类业务划分，并分别进行资产、财务和人员的重组。[6]发电厂由独立的发电企业进行管理，不再与电网一体化运作。原国家电力监管委员会于2006年印发《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），明确辅助服务的调用应遵循"按需调度"的原则，由电力调度交易机构根据发电机组特性和电网情况，合理安排发电机组承担辅助服务。各区域能监局相继在前述《规定》和《办法》的基础上制定了实施细则，开启了“双细则”监管机制，我国电力辅助服务由此从无偿提供进入计划补偿阶段。

近年来，随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式已不能满足电网运行需求。在调峰空间极为有限的条件下，东北地区率先开展电力调峰辅助服务市场探索。2014年10月，东北电力调峰辅助服务市场启动运行，这是国内首次以市场方式开展电力调峰辅助服务尝试。2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出以市场化原则“建立辅助服务分担共享新机制”以及“完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制”。2017年，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的通知，要求进一步还原电力商品属性，完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制。随后，我国多个省份及地区开始了电力辅助服务的市场化探索。由此，电力辅助服务开始从计划补偿方式向市场化方向转变。

截至目前，国家能源局已于2021年修订形成了最新的《规定》和《办法》，以及各区域能监局对“双细则”进行了更新，以使辅助服务更好地应用于现今的电力市场。

1. “双细则”运作结构

“双细则”是一套用以对发电侧并网主体所提供的辅助服务进行奖惩的机制。根据《办法》，电力辅助服务的提供方式分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务。其中，对并网主体提供的基本电力辅助服务无需补偿；对并网主体提供的有偿辅助服务进行补偿，在并网主体不能提供基本辅助服务时接受考核并收取考核费用，具体如下图所示：

2. 适用范围

根据《中华人民共和国电力法》，并网运行必须符合国家标准或者电力行业标准。根据《电力监管条例》，电力监管机构对发电厂并网、电网互联以及发电厂与电网协调运行中执行有关规章、规则的情况实施监管。作为电力监管机构，国家能源局在上述法律法规的指引下，出台《规定》和《办法》，明确“双细则”机制的适用范围如下：

各区域能源主管部门在《规定》和《办法》的基础上，形成适用于当地的“双细则”并对适用范围进行相应细化。我国西北太阳能、风能资源较为丰富，新能源项目装机容量也较大，故以国家能源局西北监管局下发的“双细则”为例，其适用范围如下：

3. 辅助服务内容

根据《办法》，辅助服务主要包括以下种类：

以《西北辅助细则》为例，辅助服务又进一步分为基本辅助服务和有偿辅助服务，其中，基本辅助服务包括基本调峰和基本无功调节，有偿辅助服务包括一次调频、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、有偿无功调节、有偿调峰分为深度调峰和启停调峰、旋转备用、调停备用、黑启动、稳控装置切机服务。

4. 考核内容

根据《办法》，考核主要包括以下种类：

5. 补偿和考核收费机制

关于补偿，电力辅助服务的提供方式分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务，其中：基本电力辅助服务由并网主体义务提供，无需补偿；有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供[7]，具体补偿机制由国家能源局派出机构通过制定相关细则和市场交易规则建立。[8]

关于考核收费，未按照约定提供有效电力辅助服务的，依照相关细则或市场交易规则进行考核[9]，并网主体运行管理考核原则上采取收取考核费用的方式[10]。

（1）补偿

关于补偿，《办法》主要作出了以下原则性规定：

根据《西北辅助细则》，对有偿辅助服务的补偿，实行打分制，按照分值计算相应补偿费用。

《西北辅助细则》针对各种有偿辅助服务以及相应的技术参数设置了相应的补偿计算公式，以一次调频服务补偿为例：

“第十四条 一次调频服务补偿：（一）并网同步发电机组一次调频服务补偿按照一次调频月度动作积分电量进行补偿。并网同步发电机组一次调频服务补偿按照一次调频月度动作积分电量150分/万千瓦时补偿。一次调频月度动作积分电量：电网频率超出50±0.033Hz（水电机组按 50±0.05Hz 计算）时起到恢复至50±0.033Hz（水电机组按 50±0.05Hz 计算）时止，实际发电出力与起始实际发电出力之差的积分电量，高频少发或低频多发电量为正值，反之，高频多发或低频少发电量为负值。一次调频月度动作积分电量为当月每一次电网频率超出50±0.033Hz（水电机组按50±0.05Hz计算）时一次调频电量的代数和。（二）新能源场站一次调频服务补偿按照场站改造成本、月度一次调频实际贡献原则进行补偿。”

其他有偿辅助服务补偿的计算公式详见《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。

（2）考核收费

关于考核收费，《规定》主要作出了以下原则性规定：

 《西北运行细则》在安全管理、运行管理、检修管理、技术指导和管理等方面设置了较为详尽的考核标准，举例：

“第七条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、继电保护故障信息子站，故障录波器、通信设备、自动化系统和设备、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合能源监管机构及西北区域电力调控机构有关安全管理的规定。以上制度不完善者，应限期整改，逾期未完成整改者，按10分/项每月考核。……电力调控机构抽查或抽检时发现风电场、光伏发电站风电机组、光伏逆变器以及动态无功补偿设备等高、低压故障穿越能力不满足相关技术要求，而风电场、光伏发电站没有提前汇报电力调控机构时，按每次20分/万千瓦考核。……风电场、光伏电站AVC月投运率按全厂统计考核，投运率应达到98%，每降低1%按2分/万千瓦每月考核。……”（详细内容请见《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》）

（3）结算

电网企业、电力调度机构、电力交易机构根据相关规定向并网主体结算费用。[11]以“西北双细则”为例，考核和补偿的分值均折算为电费，每分对应金额均为1000元。

此外，由于补偿费用的来源是考核费用、发电机组调试运行期差额资金的50%以及其他资金，当前述费用来源不足以覆盖所需支付的补偿费用时，需发电企业按照上网电量的比例进行分摊。

因此，最终结算公式为：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。[12]

1. “双细则”对新能源电站投资的影响

由于“双细则”项下补偿和考核收费机制的存在，新能源电站的投资收益评判将不仅仅考虑电价及发电量因素，更需通盘考虑传统能源和新能源的发展趋势及新能源电站项目波动较大所导致的“双细则”补偿和考核收费支出的影响。受“双细则”的考核分摊影响，新能源发电企业持有项目的收益空间受到挤压，项目投资回报的不确定性增加。同时，随着新能源规模持续扩大，而火电等传统发电主体因受制于能源转型压力未来增量有限，考核费用比例上涨的可能性较大，叠加电力市场化交易对电价的影响，新能源投资回报被压缩。[13]此外，在太阳能、风能输出功率波动较大的地区，新建或收购项目的收益测算难度也会增加，给新能源投资收益带来较大不确定性。

2. 新能源电站投资主体如何应对“双细则”

笔者认为，针对“双细则”带来的不确定因素，新能源电站的投资主体可采取以下应对措施：

对新能源电站开发运营参与方而言，由于“双细则”主要是针对电站运行管理的各项指标、参数等提出的要求，实质为对电站运维能力的考验。如果运维团队能够尽可能精确执行相关标准或响应调度需求，则可以减少考核费用或提高补偿金额，从而提高电站收益，反之，则会使电站收益受损。

对新能源电站投资并购参与方而言，在实施投资并购过程中需要充分识别“双细则”对被投项目的影响，并采取必要应对措施化解相应风险，具体包括：

（1）通过尽职调查对当地“双细则”的具体规定和执行情况进行充分发掘，包括对补偿的条件和考核的指标进行梳理，从而最大程度掌握补偿和考核的费用的区间；

（2）在收益模型测算中对“双细则”的影响进行充分考虑，包括当地新能源资源的丰富程度及波动性等因素，并结合当地的“双细则”考核指标进行测算；

（3）在收购项目中，要求转让方或运维方就“双细则”考核事项进行特别承诺，例如要求转让方承诺考核费用不超过某一上限，并对超过上限的部分进行担保；

（4）在收购协议或运维协议中设置相应联动机制，当考核费用超出某一上限时，可以通过扣减应付其他方的款项从而弥补支付考核费用的损失。

简言之，在“双细则”机制的监管下，新能源电站作为并网主体要支付考核费用或者承担补偿义务，从而影响新能源电站的收益。随着新能源平价上网时代的来临、新能源电站收益进一步压缩的背景下，新能源电站投资及开发主体对“双细则”的监管要求的把握和适应，以及是否做好相关应对措施，对新能源电站收益的影响也显得尤为关键。新能源电站投资开发参与方需要时刻关注电力市场和监管的发展变化，应对新能源电站投资的新挑战，防控投资风险，以期获得稳健的投资回报。