本文以科普视角，重点解释能源类公募REITs中常见的“两个细则”术语，帮助投资者更好地理解能源REITs资产层面的运行逻辑。

“两个细则”的来龙去脉

在“碳达峰、碳中和”目标的驱动下，近年来光伏、风电等清洁能源在装机规模和发电量上都取得了显著增长，电源结构和电网潮流特性发生了前所未有的变化。电力系统运行管理的复杂性也因此大幅提升，系统安全稳定运行的难度也进一步增加。

面对负荷波动、突发故障以及可再生能源波动性等多重挑战，为了维持电力系统的稳定性和可靠性，市场经济环境下这就产生了额外的隐形成本。两个细则的实质，就是解决就是电力系统的安全稳定运行的成本分摊问题，也是对于电力系统运行稳定性两个指导性政策文件落实情况的具体表现。

2006年，国家能源局和国家电监会发文

2006年由国家能源局和当时的国家电监会发布的《关于印发<发电厂并网运行管理规定>的通知》（电监市场〔2006〕42号）（“42号文”）和《关于印发<并网发电厂辅助服务管理暂行办法>的通知》（电监市场〔2006〕43号）（“43号文”）。

“42号文”主要对并网运行发电厂涉及电网安全稳定运行的相关指标进行考核，实施方式为扣减电量或收取考核费用。

“43号文”明确电力调度机构遵循“按需调度”原则，根据发电机组特性和电网情况，向并网发电厂提供基本辅助服务和有偿辅助服务。实施方式为按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用，不足部分按统一标准由并网发电厂分摊，分摊的权重根据发电厂所在电网区域的实际情况确定。

2021年，国家能源局发文

在2021年国家能源局在“42号文”和“43号文”的基础上，修订发布了《发电厂并网运行管理实施细则》（“并网运行管理细则”）和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（“辅助服务管理细则”），也就是今天我们常说的“两个细则”。

在没有开展电力市场化改革,尤其是没有开展电力现货市场长周期运行的时代，电力系统安全稳定运行的成本主要体现在用户侧的打包综合价格中，其价、量以及承担的主体都不透明，对于造成成本需求的主体和提供技术服务支持的主体也都无法差异化对待。在电力现货市场长周期结算（试）运行以后，这部分成本的价值就通过两个细则进行体现。

并网运行管理细则

电网或电力系统是一种精密复杂且需要实时平衡的物理系统，功率和电量必须与需求曲线实时匹配。如果市场主体未能完全符合并网运行管理细则的要求，就无法按约定履行并网义务，此时电网需通过其他技术手段进行弥补。

“并网运行管理细则”对所有涉及电网安全稳定运行管理的各类市场主体进行管理和考核，并规定了信息披露和监管管理的具体要求。

实际上并网运行管理细则对于发电侧并网主体（也就是发电厂）的运行管理要求的非常详细，包括继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和电力系统稳定器、调速系统和一次调频系统、二次调频、调压、直流系统、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉及网源协调的有关设备和参数等，规划、设计、建设和运行管理等技术细节均有明确规定。

辅助服务管理细则

电力系统是个实时平衡的系统，当系统的各项实际参数与需求出现不匹配时，就需要调动其他的系统资源进行弥补，这个过程就叫做辅助服务。

电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，各类发电侧并网主体、用户侧并网主体所提供的服务。

电力辅助服务的种类分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务：

• 有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务

• 无功平衡服务即电压控制服务，电压控制服务是指为保障电力系统电压稳定，并网主体根据调度下达的电压、无功出力等控制调节指令，通过自动电压控制（AVC）、调相运行等方式，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布所提供的服务

• 事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务

对市场主体的经济性影响

并网运行管理细则的实施方式是单向的考核扣减，也就是仅对未能履行义务的主体进行扣减，不涉及奖励和补偿。实操中，并网的发电主体（发电厂）需要提前向电网报送自身在未来特定时段提供的发电量和可被调度发电能力（功率），并确保该报送在被调度时点的有效性。在电力系统运行过程中，一旦出现临时性的差额就需要立即调用具备灵活调节能力、快速启停的电源予以补足。相应的也就会造成额外的成本，这部分成本就应当由造成这部分需求的市场主体来承担，也就形成了我们在生产报表上看到来自“两个细则”中第一个细则的考核成本。

与并网运行管理细则有所区别，辅助服务管理细则的实施方式为按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用。不足部分按统一标准由并网发电厂分摊，分摊的权重根据发电厂所在电网区域的实际情况确定。

实际上，辅助服务管理细则对辅助服务做了两个层面的要求，一个是基础的调节能力，也就是基本辅助服务，不能满足要受到考核；另一个是额外的调节能力，也就是有偿辅助服务，提供服务可以获得补偿。

我们熟悉的光伏、风电等清洁能源的又被称为“间歇性可再生能源”，由于发电能力受外部自然环境变化制约的原因，往往很难保证持续兑现对电力系统的“承诺”，曾长期被视为人人喊打的“垃圾电”。在电力市场化改革初期，这些清洁的可再生能源或者因为对系统冲击过大而被浪费（弃风、弃光），或者由那些具备稳定发电预期和灵活调节能力的火电机组无偿承担系统的额外调节成本（调峰、调频等），造成了市场的不公平和浪费。所以，在两个细则实施后，风电、光伏等间歇性可再生能源因自身的不稳定性，往往成为辅助服务的需求方，承担考核费用；而火电等具备灵活调节能力的电源，则扮演辅助服务的提供方，享受相应的补偿。

由于两个细则费用分摊的基本逻辑是在发电侧内部自行平衡，因此所有电厂都会收到考核补偿和考核扣减，度电补偿/考核=总补偿/考核费用÷上网电量。发电厂最后拿到的账单中，会体现两个细则净收入的概念，实际上就是两个细则补偿与考核的差额。因此，在两个细则的第二个细则中，有些项目会体现为收入，有些项目则会体现为成本（负收入），甚至有些项目在不同时段也会有所差异。

未来趋势展望

随着配备储能等灵活调节能力的项目逐渐成为主流，未来也不排除出现具备更强主动调节和适应能力的可再生能源项目。

此外，国家发改委于2024年2月发布了《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，强调按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。并且在辅助服务费用传导机制方面，对于用户侧承担辅助服务成本做了原则性的规定。

因此，在可见的未来，用户侧也将承担一定比例的辅助服务成本。当然，在“碳中和、碳达峰”大背景下，间歇性可再生能源在电力系统电源结构的占比也持续增大，用户侧虽然也会参与辅助服务成本的分摊，并不一定意味着特定项目两个细则在度电金额上绝对下降。