（来源：北极星光伏学社）

国家能源局及各区域监管局发布的《电力并网运行管理实施细则》《电力辅助服务管理实施细则》（简称“两个细则”），既为电站并网立了“规矩”，也直接决定着企业的“钱袋子”。小宛老师汇总了全国及六大区域的“两个细则”政策文件原件，后台回复关键词【两个细则】，即可下载！

一、全国“两个细则”：为新能源并网立“顶层规矩”

国家能源局发布的“两个细则”，从全国层面搭建了电力并网与辅助服务的基本规则，核心围绕**“更安全的并网”与“更高效的辅助服务”**两大目标展开。

1. 并网运行

电站需具备精准的功率预测能力（包括“短期预测”<次日0-24时>和“超短期预测”<未来15分钟-4小时>），确保并网功率与申报计划的偏差在合理范围；同时，电站要接入电网调度系统，实现AGC（自动发电控制）、一次调频等功能的实时响应，保障电网频率、电压稳定。

2. 辅助服务

过去，辅助服务多是电站的“义务”；如今，逐步转向“补偿+考核”的市场化机制——新能源电站参与调峰、调频、备用等辅助服务，可获得经济补偿；若未达标，则面临考核罚款。

二、六大区域“两个细则”各有侧重

我国区域电网结构、新能源占比、负荷特性差异显著，华中、华东、华北、西北、南方、东北六大区域的“两个细则”，在考核指标、处罚力度、补偿标准上各有特点。

（一）华中区域（河南、湖北、湖南、江西等）：对功率预测“锱铢必较”

华中区域新能源装机增长快，电网调峰压力大。细则核心要求：

• • 功率预测：超短期（未来15分钟-4小时）预测准确率需≥90%，短期（次日）准确率≥95%；误差每超1个百分点，按偏差电量×0.15元/千瓦时考核。

• • 调峰考核：新能源电站需预留不低于装机容量10%的调峰空间，未达标部分按深度调峰补偿标准的2倍扣减电量。

案例：湖北某100MW光伏电站因短期预测准确率仅88%，单月被罚款12万元，占当月上网收益的15%。

（二）华东区域（上海、江苏、浙江、安徽、福建）：聚焦“多能互补”与涉网安全

华东是我国经济核心区，用电负荷高且集中，细则突出两大特点：

• • 辅助服务市场融合：鼓励光伏、储能、虚拟电厂联合参与辅助服务，补偿标准较其他区域高10%-20%（如深度调峰补偿达0.2元/千瓦时）。

• • 涉网安全“零容忍”：数据采集系统必须物理隔离，违规接入互联网最高罚款10万元。

案例：江苏某200MW光伏电站因数据工作站违规连WiFi，被处罚款5万元，同时暂停并网资格3天，损失发电量约10万千瓦时。

（三）华北区域（北京、天津、河北、内蒙古西部）：向“新能源高占比”电网倾斜

华北新能源（尤其是风电、光伏）占比超30%，细则对“调节能力”要求更严：

• • AGC响应速度：要求新能源电站AGC响应时间≤45秒（全国平均为60秒），可用率≥99.5%，未达标按0.2元/千瓦·次罚款。

• • 一次调频强制要求：2025年起，新建新能源电站必须具备一次调频能力，响应时间≤30毫秒。

案例：内蒙古某风储光伏电站因AGC可用率98.2%，单月被罚款8万元；后加装10MW/20MWh储能系统，不仅满足了AGC要求，还通过辅助服务月赚15万元。

（四）西北区域（陕西、宁夏、新疆、青海、甘肃）：考核最严，罚款力度最大

西北是我国新能源基地（如青海光伏、甘肃风电），电网消纳压力大，细则堪称“最严考核”：

• • 功率预测“单点考核”：任一时刻功率偏差超10%即触发考核，单日超5次则加倍罚款。

• • 调峰考核与弃电挂钩：新能源弃电率每超1%，调峰考核罚款增加20%；同时要求光伏电站配建不低于15%装机容量的储能。

案例：青海某100MW光伏电站2024年因短期预测多次超标，单月罚款超70万元，占上网收益的22%；2025年配建储能后，罚款降至不足5万元，还通过调峰补偿盈利30万元。

（五）南方区域（广东、广西、云南、贵州、海南）：突出“市场化”与“灵活性”

南方区域水电、火电、新能源并存，细则更强调市场机制：

• • 辅助服务竞价：调峰、备用等服务进入电力市场竞价，新能源电站可通过“报价-中标”获得更高补偿。

• • 分布式光伏“差异化考核”：户用光伏等小容量项目考核标准放宽（功率预测误差允许≤20%），集中式电站则与大电网同标准。

案例：广东某50MW分布式光伏电站因考核标准宽松，几乎无罚款；而同区域某200MW集中式电站因AGC不达标，月均罚款6万元。

（六）东北区域（黑、吉、辽、蒙东）：针对“极寒”与“低负荷”场景

东北冬季极寒、负荷低谷特征明显，细则注重“极端场景适应性”：

• • 低温运行能力：要求新能源电站在-30℃环境下仍能稳定并网，且功率波动≤5%。

• • 深度调峰考核：冬季负荷低谷时，新能源需参与“负调峰”（即主动降功率），补偿标准为0.18元/千瓦时，未达标则按0.25元/千瓦时扣减。

案例：黑龙江某风电光伏电站因冬季低温下功率波动达8%，被罚款10万元；改造保温与控制系统后，2025年冬季考核达标，还通过负调峰获得补偿12万元。

三、“两个细则”下的“考核雷区”与真实代价

从全国案例看，新能源电站最易踩的“考核雷区”集中在以下几点，且违规代价高昂：

1. 功率预测偏差：最常见，罚款占比超60%

全国超70%的新能源电站罚款源于功率预测不准。如西北某电站因预测误差超15%，单月罚款超百万；华东某电站因预测系统老旧，半年罚款累计200万元。

2. AGC/一次调频不达标：从罚款到暂停并网

未安装AGC系统或响应不及时，不仅面临0.1-0.3元/千瓦·次的罚款，还可能被暂停并网资格（如宁夏某30MW电站因AGC故障，被暂停并网1周，损失发电量15万千瓦时）。

3. 涉网安全违规：“小疏忽”引发“大罚单”

数据采集系统违规连网、未装防火墙等“小问题”，可能触发2-10万元罚款（如南方某电站因工作站装微信，被罚2.5万元），还会影响企业信用评级。

四、新能源企业如何破局？四大应对策略

面对“两个细则”的考核压力，新能源企业需从技术、市场、合规、区域布局四方面发力：

1. 技术升级：让电站“更聪明”

• • 功率预测：引入AI气象模型+多源数据（卫星云图、地面气象站），将预测准确率提升至95%以上（如青海某电站升级后，准确率从80%跃至93%，年省罚款超80万元）。

• • 调节能力：配建储能（10%-20%装机容量），或聚合分布式资源组成虚拟电厂，快速响应AGC、调峰需求（如江苏某虚拟电厂聚合50个分布式电站，月赚辅助服务补偿300万元）。

2. 市场参与：从“被动考核”到“主动赚钱”

关注各区域辅助服务补偿政策，积极参与调峰、调频竞价。例如：

• • 东北冬季“负调峰”补偿高，新能源电站可主动降功率赚补偿；

• • 华东虚拟电厂补偿“溢价”，适合聚合小电站参与。

3. 合规管理：把“风险”挡在并网前

定期开展涉网安全检查（数据隔离、防火墙部署），确保AGC、功率预测系统通过电网验收；新建电站提前匹配区域细则要求（如西北电站优先配储能）。

4. 区域差异化布局：选对“战场”

• • 分布式光伏优先布局南方区域（考核宽松）；

• • 集中式电站在华东、华北区域可通过辅助服务市场赚补偿；

结尾

“两个细则”既是电网安全的“守护者”，也是新能源市场化的“推进器”。对新能源企业而言，与其怕考核“踩雷”，不如把细则要求转化为技术升级和市场盈利的“指南针”。在新型电力系统的浪潮中，那些既合规又会“赚钱”的电站，才能真正行稳致远。