酝酿、迁延多时的西北区域“两个细则”已于近日正式发布。新版两个细则将于2019年1月1日正式执行，现行的2015版本届时将结束历史使命。
所谓“两个细则”，是指《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。
新版细则规定：
辅助服务补偿所需总费用与并网运行管理考核总费用依照并网发电企业并网考核与辅助服务补偿分值计算，每分对应金额均为1000元。并网发电企业结算金额=1000 x(Σ有偿辅助服务补偿分数—Σ并网运行管理考核分数)+分摊费用。
相比2015版本，西北区域两个细则新版本在考核精度和罚款力度上有所加强，与此同时，也提高了补偿的种类和标准。
西北区域地域广袤，光伏、风电、光热等新能源项目众多。长期以来，弃风、弃光、波动性大等问题一直是阻碍行业前进的绊脚石。新版两个细则对新能源多有着墨，这也因此备受行业瞩目。
如新版《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》第十九条规定：
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)……不具此项功能者，每月按20分/万千瓦考核。
按照1000元/分的考核力度，一个10MW的新能源场站，如果不加装AGC，每月将被罚款两万元。
第三十二条则规定，风电场、光伏电站应按照国家相关规定，具备风电或光伏功率预测功能，不具备此功能者，需限期整改，逾期未完成整改者按每月500分考核。
第三十三条要求，风电场、光伏电站应按时向电力调控机构报送短期功率预测曲线，风电场提供的日预测曲线最大误差不超过25%, 光伏电站提供的日预测曲线最大误差不超过20%,若未达标，则按偏差积分电量0.2分/万千瓦时考核。
西北区域电网覆盖陕西、甘肃、青海、宁夏和新疆五省区，是我国供电面积最大、主网电压等级最高(750KV)的区域电网。西北电网呈现出装机过剩、新能源装机持续增长、灵活调峰电源严重不足等特点。
新版两个细则的推出，也意味着西北电力辅助服务市场建设进入到一个新的阶段。
西北能监局新版两个细则的修编思路主要围绕“安全管理类”、“涉网性能类”和“调峰管理类”展开。
其中，黑启动等安全管理类各项分值都被提高。涉网性能类方面，调度管理考核各项分值也扩大一倍。在调峰管理类中，除旋转备用补偿外，其余调峰管理项目将根据各省辅助服务市场化实施进程适应性修改。
当前，西北各省电力辅助服务市场相继启动。宁夏、甘肃、新疆电力辅助服务市场已进入运行。今年又陆续启动了西北跨省调峰电力辅助服务市场建设和青海省电力辅助服务市场建设工作。一个整体、跨区域、彼此联结的西北电力辅助服务市场正呼之欲出。
在这种情况之下，储能在西北区域的应用势必将大幅扩大。
西北能监局市场监管处有关人员曾在今年的西部论坛上介绍，新版两个细则与电储能关系比较密切的主要有以下几点：
一是调峰，各省有偿调峰市场补偿标准不尽相同，但是储能单纯实现调峰任务时回收投资成本周期较长;
二是AGC调频服务，西北电网的实际情况导致目前火电厂的AGC投入逻辑以跟踪联络线为主，并未采用类似于华北电网的kd值计算贡献的模式，是按积分电量进行考核和补偿;
三是新能源并网运行管理，为保障系统安全稳定运行和新能源电量消纳，对新能源调度运行必须越来越完善，同时对为系统做出贡献的新能源电厂应该体现适度补偿。
有业内人士表示，针对新的考核办法，新能源企业除了直接提高设备运行水平满足要求外，第二个办法就是加储能装置优化场站运行能力，既减少相关考核量，又增加补偿收益。
国网冀北电科院新能源研究所所长刘辉做过一个测算，预留备用的风电虚拟同步机调频性能与火电机组相当，但经济性较差。以100MW风电场预留10%的容量为例，其年经济损失达2500万元。如果集中加装储能，需增加风电场投资2—3%，对于100MW风电场，储能投资约2650万元，仅略大于一年的弃风损失。
从“两个细则”导向来看，虽然没有明确要求新能源电站必须配置储能装置，但显然，对部分场站增加储能装置是更为经济、有效的办法，一方面可以减少弃风限电的损失，另一方面，也可通过参与电力辅助服务获得补偿。
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