中国电力系统“双细则”政策演进与实施深度研究报告 (2024-2025年度)

第一章 执行摘要与核心发现

1.1 研究背景与报告范畴

中国电力行业正处于构建新型电力系统的关键转折期。作为保障电网安全稳定运行、维护电力市场公平秩序的基石，“两个细则”（《电力并网运行管理实施细则》与《电力辅助服务管理实施细则》）在2024年至2025年间经历了历史上最为密集和深刻的修订浪潮。本报告基于截至2025年12月31日的最新政策文件、监管公告及行业数据，对全国六大区域及重点省份的最新版“双细则”进行了穷尽式的梳理与深度剖析。

本次研究的核心对象覆盖了国家能源局及其派出机构（东北、西北、华东、华中、南方、华北等监管局）发布的最新规范性文件。研究发现，这一轮政策修订并非简单的参数调整，而是对电力系统管理范式的重构。传统的“源随荷动”管理模式正在向“源网荷储互动”的多元协同模式转变，行政化的考核机制正逐步让位于市场化的价格信号引导。

1.2 2024-2025周期内的四大系统性变革

通过对数十份政策源文件的交叉比对与文本分析，本报告识别出贯穿各区域新规的四大核心趋势：

1. 考核主体的全面扩容与身份重定义：

新版细则无一例外地打破了传统发电厂的单一视角。独立新型储能（电化学、压缩空气、飞轮）、虚拟电厂（VPP）、负荷聚合商乃至电动汽车充电网络，被正式确立为与火电厂平等的“并网主体”。例如，东北区域2024年新规明确将新型储能纳入并网运行管理 1；华中区域2025年版细则规定纳入管理的直控型可调节负荷容量门槛为5MW 2。这意味着，所有具备调节能力的资源都必须接受电网的统一调度纪律约束。

1. 新能源管理的精细化与去特权化：

随着新能源装机占比的攀升，对其“被动适应”的宽容时代已结束。西北区域对AGC/AVC配置的强制性考核 3、东北区域引入的功率预测“三段式考核” 1、以及多地对新能源一次调频性能的强制要求，标志着新能源正被要求承担与常规电源同等的系统责任。这不仅是技术要求的提升，更是通过高额考核分值（如西北的40分/万千瓦）倒逼新能源企业提升涉网性能。

1. 辅助服务费用的疏导与“谁受益谁承担”：

费用的来源与去向是本轮修订的焦点。华中 4、江苏 5 等地明确了辅助服务费用向用户侧疏导的机制，或者在跨省跨区交易中建立受端分摊机制。这从根本上改变了过去“发电侧零和博弈”（即“羊毛出在羊身上”）的内卷格局，开始向“用户付费”的现代电力市场机制过渡。

1. 储能补偿机制的理性回归：

南方区域2024年底的重大修订 6 是一个明显的信号。通过调整独立储能的调峰补偿标准（从固定高价转为与平价上网电价挂钩），政策制定者正在挤压储能投资的“政策套利”泡沫，迫使储能项目从依赖行政补贴转向参与现货市场套利，同时也为“配建储能”闲置问题提供了基于循环次数的补偿激励。

本报告将分章节详细阐述各区域的具体政策条款、技术参数变化及其背后的监管逻辑，旨在为电力企业、投资者及政策研究者提供一份详实的操作指南与战略参考。

第二章 全国各省/区域最新“双细则”政策文件总览

为了满足用户对政策源文件的直接查阅需求，本章对本次调研收集到的最新有效政策文件进行了系统性整理。下表按区域划分，涵盖了发布时间、发文单位及核心源文件链接信息。

表 2-1：全国主要区域及省份最新“双细则”政策文件索引表

第三章 东北区域：高比例新能源下的“三段式”考核变革

3.1 政策修订背景与核心逻辑

东北电网是中国最早面临高比例风电消纳挑战的区域电网之一。2024年9月4日，国家能源局东北监管局正式发布了新版《东北区域电力并网运行管理实施细则》和《东北区域电力辅助服务管理实施细则》。此次修订的根本动因在于“东北电网电源结构、运行特性的显著变化”。

随着新能源装机占比的进一步提高，电网对于能够提供转动惯量、快速爬坡以及精确功率预测的资源需求急剧增加。2010年版的老细则已无法覆盖新型储能、源网荷储一体化项目等新主体，且原有的考核粒度已无法满足电网精细化调度的需求。因此，2024版新规的核心逻辑在于：从“粗放式管理”转向“全时段、全主体、高精度”的闭环管控。

3.2 关键条款深度解析

3.2.1 功率预测的“三段式”考核机制

这是东北区域新规中最具创新性的技术变革。传统的功率预测考核往往只关注短期准确率，而新规将其细化为三个时间维度，构建了立体的考核体系 ：

• 中期预测（Mid-term）
  ：
• 考核周期
  ：10日内。
• 考核指标
  ：整体偏差情况。
• 管理意图
  ：这主要是为了配合电网的中长期开机方式安排。如果中期预测偏差过大，会导致电网在安排火电开机组合（Unit Commitment）时出现偏差，要么造成弃风弃光，要么导致备用不足。
• 短期预测（Short-term）
  ：
• 变革点
  ：由传统的“三率考核”（准确率、合格率等）调整为“误差带外偏差电量”（Deviation       Energy Outside Error Band）考核。
• 机制解析
  ：这是一个更为合理的市场化机制。它承认新能源发电的固有不确定性，划定一个豁免考核的“合理误差带”。只有当预测偏差超出这个带宽时，才会对超出的电量进行惩罚。这实际上是将“预测不准”的外部性成本内部化——如果你的预测不仅不准，而且偏差极大，你就必须为由此产生的平衡成本买单。
• 超短期预测（Ultra-short-term）
  ：
• 技术要求
  ：以15分钟为步长，预测未来4小时的功率。
• 滚动机制
  ：对单一时间点进行16次滚动预测。
• 管理意图
  ：这是为了应对风光出力的瞬时波动，配合实时调度（Real-time Dispatch）和AGC指令下发。

3.2.2 新能源一次调频的强制化

在传统电网中，风电光伏通常不承担一次调频（Primary Frequency Regulation）义务，甚至被视为频率波动的“捣乱者”。东北新规彻底改变了这一局面：

• 新增考核
  ：明确新增新能源机组的一次调频考核管理      。
• 技术含义
  ：这意味着风电场和光伏电站必须预留一定的有功功率储备，或者配置储能设备，以便在电网频率偏离50Hz时，能够在数秒内自动调整出力进行支撑。这对于电力电子设备占主导的电网频率稳定至关重要。

3.2.3 辅助服务品种的扩容：无功与转动惯量

新规在辅助服务品种上进行了显著扩充 ：

• 无功管理
  ：不仅考核发电机的进相/滞相能力，还特别增加了风电、光伏场站内动态无功补偿装置（SVG/SVC）的考核管理。这直接针对新能源场站电压支撑能力弱的痛点。
• 转动惯量（Rotational Inertia）
  ：东北区域率先将“转动惯量”列为有偿辅助服务 。在低惯量系统中，能够提供物理惯量（如火电、核电）或虚拟惯量（如构网型储能）的主体将获得经济补偿。这是一个极其前瞻性的条款，为未来“构网型技术”的市场化定价奠定了法律基础。

3.3 实施影响评估

东北新规的实施，对于该区域的并网主体产生了深远的经济影响：

1. 新能源企业成本增加
   ：由于必须配置更精准的功率预测系统（可能需要购买更昂贵的商业气象服务）以及进行一次调频改造，运营成本将显著上升。
2. 储能价值凸显
   ：对于能够提供快速调频和惯量支撑的独立储能电站，新规提供了明确的盈利渠道。
3. 火电灵活性变现
   ：具备深度调峰和快速爬坡能力的火电机组，将通过“爬坡”和“启停调峰”等新设交易品种获得更多补偿收入。

第四章 西北区域：能源基地的“铁腕”纪律

4.1 区域特征与监管痛点

西北电网（覆盖陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆）是中国的新能源主产区。与东北不同，西北电网不仅要解决本地消纳，还承担着巨大的“西电东送”外送任务。外送直流通道的稳定性对送端电源的调节性能提出了极高要求。因此，西北区域的“双细则”呈现出“重考核、严纪律、高标准”的特征。

4.2 严厉的AGC与AVC考核体系

2024年7月更新的西北区域细则中，对于有功（AGC）和无功（AVC）控制系统的考核标准之严，堪称全国之最 。

4.2.1 AGC（自动发电控制）的“双重打击”

根据文件 ，西北能监局对AGC的考核不仅覆盖新能源场站，还延伸到了其“站内配建储能”：

• 强制配置
  ：总装机容量在10MW及以上的新能源场站及其配建储能，必须配置AGC系统，并自动执行远方调度指令。
• 高额罚分
  ：
• 新能源场站
  ：若不具备功能，每月按      40分/万千瓦 考核。
• 配建储能
  ：每月按      5分/万千瓦时 考核。
• 数据透视
  ：以一个100MW（10万千瓦）的风电场为例，如果AGC系统故障或未投运，一个月的罚分将达到40×10=400分。在“双细则”中，1分通常对应1000元人民币（具体分值取决于当月资金池），这意味着单月罚款可达40万元，这种惩罚性力度足以迫使业主将AGC系统的可靠性置于最高优先级。

4.2.2 AVC（自动电压控制）的闭环要求

对于AVC，西北规则同样不留情面 ：

• 投产即闭环
  ：新投运场站（含光热、抽蓄、新能源）必须在投产后     30日内 与调度AVC系统闭环运行。
• 三率考核
  ：考核内容包括调度管理、投运率、调节合格率。任何一个环节的缺失都将导致扣分。

4.3 一次调频与反事故措施

西北电网对于电网安全的底线思维在“反事故措施”条款中体现得淋漓尽致 ：

• 一次调频擅退
  ：并网主体擅自退出机组一次调频功能，按     10分/小时 考核。这意味着如果一台机组偷偷退出调频功能一天，将被罚款240分（约24万元）。
• 反措整改
  ：对于涉及一、二次设备的反事故措施，如果因自身原因未按期完成整改，按     60分/月 考核。这显示了监管机构对于设备隐患的零容忍态度。

4.4 甘肃省的市场化衔接

作为西北区域的先行者，甘肃省在2025年9月发布的《电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》 中，展示了如何将“双细则”与市场机制融合。

• 市场成员扩容
  ：明确将虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业纳入市场主体。
• 交易品种
  ：除了传统的调峰调频，还纳入了爬坡和黑启动。
• 兜底机制
  ：明确“未纳入本规则的辅助服务，按西北区域‘双细则’执行”，确立了“市场为主，细则兜底”的原则。

第五章 华中区域：费用疏导与用户侧责任的觉醒

5.1 2025年新规的里程碑意义

2025年8月，国家能源局华中监管局发布了新版《华中区域电力并网运行管理实施细则》和《电力辅助服务管理实施细则》。作为连接南北、承东启西的枢纽电网，华中区域（河南、湖北、湖南、江西、四川、重庆）的新规在“费用传导”机制上迈出了关键一步。

5.2 辅助服务费用的用户侧疏导

长期以来，中国的辅助服务费用主要在发电侧内部进行分摊（即“大锅饭”）。华中区域2025年新规明确打破了这一格局 ：

• 疏导原则
  ：在电力现货市场连续运行地区，调频、备用辅助服务费用（不含电量费用）向用户侧疏导。
• 定价机制
  ：用户侧承担的费用比例由地方价格主管部门确定。
• 深层影响
  ：这一条款将辅助服务成本显性化，传递给了最终用户（主要是工商业用户）。这符合国际电力市场的通行做法，即谁使用了电网的可靠性服务，谁就应当付费。这将极大地扩充辅助服务市场的资金池，从有限的“发电侧零和博弈”转向无限的“用户侧增量买单”。

5.3 补偿力度的结构性调整

为了应对华中电网（特别是东四省和川渝藏地区）日益严峻的频率控制压力，新规进行了针对性的参数调整 ：

• 调频补偿扩容
  ：针对一次调频动作次数显著增加的现实，将补偿次数上限由50次提高至70次。这直接增加了优质调频机组的收入上限。
• 备用补偿机制
  ：明确旋转备用总补偿容量不超过系统最大负荷的5%。
• 无功补偿
  ：针对风光不发有功时提供的无功支撑（如夜间的SVG运行），明确给予补偿，解决了新能源场站“夜间出力无回报”的问题。

5.4 并网主体的门槛设定

华中细则对于新主体的准入标准给出了清晰的定量指标 ：

• 独立新型储能
  ：容量不低于     2MW/2MWh。这一门槛相对较低，有利于分布式储能项目的聚合参与。
• 可调节负荷
  ：直控型负荷（含聚合商）容量不低于     5MW，且持续时间不低于1小时。这为负荷聚合商参与市场设定了最小规模要求，避免了过于碎片化的资源增加调度难度。

第六章 南方区域：储能市场的“价格矫正”与理性回归

6.1 2024年底的“急刹车”

2024年12月18日，国家能源局南方监管局发布的《南方区域“两个细则”主要修订条款》，在储能行业引发了剧烈震动。这次修订被广泛视为对前期过热的独立储能投资的一次“价格矫正”。

6.2 独立储能调峰补偿的大幅下调

在此次修订前，南方区域（特别是广东）的独立储能调峰补偿标准极高，吸引了大量社会资本涌入。新规对补偿公式进行了根本性的修改 ：

• 旧标准
  ：按 8 × R5 进行补偿，且 R5     为固定值（如广东0.099元/kWh）。
• 新标准
  ：
1. 系数由8提高到12（看似增加）。
2. 关键变化
   ：R5 的定义变更为“当地平价新能源项目上网电价除以12”。
• 财务测算
  ：

• 以广东为例，原补偿标准约为      8 × 0.099 ≈0.792 元/kWh（充电电量）。
• 新标准下，若平价上网电价为0.453元/kWh，则 R5       = 0.03775。总补偿为 12 ×       0.03775 = 0.453 元/kWh。
• 降幅
  ：每千瓦时补偿下降了约      0.34元（降幅超过40%）。

• 政策意图
  ：监管机构意在表明，独立储能不应长期依赖高额的容量性补贴（“双细则”补偿实质上具有容量补贴性质），而应通过参与现货市场的峰谷价差套利来生存。

6.3 配建储能的“盘活”激励

与打压独立储能补贴相反，新规对“配建储能”给予了新的关怀。长期以来，强制配建的储能因缺乏调用机制而沦为摆设。

• 新机制
  ：光伏/风电场站内配建的储能，若满足“等效全电量日平均循环次数大于1”，其充电电量可按 2 ×      R5 的标准获得调峰补偿 。
• 意义
  ：这鼓励新能源业主主动调用配建储能进行削峰填谷，而不是将其作为仅仅满足并网要求的静态资产。

6.4 云南市场的特色创新

云南省在2025年12月单独发布了《云南调频辅助服务市场实施细则》和《黑启动辅助服务市场实施细则》。

• 黑启动（Black Start）
  ：鉴于云南水电占比极高，水电作为黑启动电源具有天然优势。将其独立为市场品种，有利于体现水电在极端大停电场景下的“保底”价值。
• 调频市场
  ：针对高山峡谷地形和复杂的交流外送断面，建立独立的调频市场，利用水电快速调节特性平抑波动。

第七章 华东区域：长三角的精细化治理与成本共担

7.1 江苏省的“公平分摊”算法

江苏作为受端电网，每年接纳大量的区外来电（如锦苏直流、雁淮直流等）。本地机组为了消纳这些外来电，承担了巨大的调峰调频压力。2025年版的《江苏电力并网运行管理实施细则》 引入了复杂的数学公式来解决这一公平性问题。

7.1.1 跨省跨区来电分摊公式

新规明确：跨省跨区来电参与AGC、有偿调峰、转动惯量、爬坡、AVC、备用、黑启动等项目的费用分摊，但不参与有偿无功调节分摊。

• 分摊公式：

其中，C_i为外来电需承担的费用，Q_total为落点在江苏且由江苏消纳的月度电量。

• 政策逻辑
  ：这意味着“外来电”不再是“由于电”，它必须像省内机组一样承担系统运行成本。这实际上增加了外来电的落地成本，保护了省内机组的公平竞争环境。

7.1.2 补偿标准的具体化

江苏细则还明确了具体补偿价格：

• 黑启动
  ：抽水蓄能     6万元/月，其他电厂 8万元/月 。
• 无功考核
  ：对于未按规定投入AVC功能的，每月每万千瓦考核 1万元 。

7.2 浙江省的结算试运行与现货融合

浙江省在2025年12月发布的细则处于“结算试运行”阶段 。其特点在于与现货市场的深度耦合。

• 价格构成
  ：明确市场化用户用电价格包括“系统运行费用”（含辅助服务费）。
• 考核返还
  ：在的结算表中，可以看到详细的“考核结算费用”与“补偿结算费用”列支，以及“盈余分摊”机制。这表明浙江已经实现了“双细则”资金流的全自动化结算，并与月度电费单直接挂钩。

第八章 省级试点：山西与山东的创新实践

8.1 山西：宽频振荡与净额结算

山西作为电力现货市场的排头兵，其2025年版细则 包含了两项重要创新：

1. 宽频振荡风险考核
   ：针对风电场经串补送出可能引发的次同步振荡（SSO）问题，新增了专门的考核管理条款。这是对新型电力系统特有稳定性问题的制度性回应。
2. 费用返还机制变革
   ：原规则是考核费用全额返还。调整为：“冲抵后”的风电月度总考核费用按上网电量比例返还。即先用考核费支付补偿费，剩下的再返还。这减少了资金在账面上的无效流转。

8.2 山东：10kV并网主体的纳入

山东省2025年9月发布的细则将管理的触角延伸到了配电网末端：

• 分布式管理
  ：明确将接入     10千伏及以上 的分布式光伏电站纳入管理。这意味着大量的工商业光伏将不再是“法外之地”，必须接受调度指令。
• 管辖权划分
  ：明确了省调、地调、县调的分级管理权限，解决了分布式电源“看不见、管不着”的难题。

第九章 综合研判与未来展望

9.1 “双细则”演进的底层逻辑

纵观2024-2025年的政策变迁，我们可以清晰地看到中国电力辅助服务管理的三条演进主线：

1. 技术中性（Technology Neutrality）：

政策不再以“火电”、“水电”等燃料类型区分主体，而是以“并网点电压等级”、“调节能力”、“响应速度”等技术参数作为准入和考核依据。无论是煤机、储能还是虚拟电厂，只要能提供惯量，就能获得惯量补偿；只要能调频，就能获得调频收益。

1. 外部性内部化（Internalization of Externalities）：

过去被忽略的成本（如风光预测误差、外来电的调峰需求）正在被精确计量并定价。东北的“三段式”考核和江苏的“跨省分摊”都是这一逻辑的体现。

1. 从“惩罚”到“交易”：

虽然考核（惩罚）依然存在，但越来越多的服务（如爬坡、惯量、黑启动）被定义为有偿产品。山西和甘肃的规则表明，未来的方向是将“双细则”中的有偿服务逐步剥离，转化为独立的辅助服务市场交易品种，由市场出清价格，而非政府定价。

9.2 市场主体应对策略建议

• 新能源企业
  ：必须加大在功率预测技术和一次调频改造上的投入。单纯追求装机规模而忽视涉网性能的粗放模式将面临巨额罚款风险。
• 储能投资商
  ：需重新测算收益模型。依靠“双细则”高额调峰补贴的时代已过，未来的核心能力在于现货市场交易策略和毫秒级的频率响应能力。
• 负荷聚合商
  ：政策窗口已全面打开（如华中5MW门槛、江苏准入条件）。当下是布局虚拟电厂业务，接入省级负荷管理平台的最佳时机。

综上所述，2024-2025年版的“双细则”构建了一个更加严密、公平且市场化的电网运行规则体系，为中国如期实现“双碳”目标和构建新型电力系统提供了强有力的制度支撑。