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作者：清能互联 咨询部
随着煤电燃气等同步机组加速退役，风电、光伏等“看天吃饭”的清洁能源占比激增，电网“抗干扰韧性”正遭持续侵蚀。随着系统“惯性赤字”持续吞噬安全边际，辅助服务作为保障系统安全的关键机制迎来了新考题。
本篇开始，将围绕辅助服务展开分析，通过4篇系列文章分品种从需求确定、交易方式、成本分摊等关键维度深入剖析系统安全的兜底框架。本文将首先带领读者纵览新能源高比例渗透下NEM中的主要辅助服务类型，并聚焦于非市场辅助服务的核心机制与当前改革动向。
一、辅助服务“双轨制”，市场活力与刚性保障并行
NEM为系统构建了“基础保险”与“实时急救”两道安全防线。
非市场辅助服务作为基础保险，专注电压稳定、系统崩溃恢复等结构性安全问题，通过长期合约锁定关键资源，构筑覆盖主要安全需求的底层保障。
市场辅助服务则如同急救队，纠正实时运行功率偏差，平抑频率波动，依托竞价交易形成价格信号，激励市场主体提供秒级/分钟级快速响应资源，强化系统实时平衡能力。
二者通过“时间分层”与“功能互补”紧密结合——合约机制筑牢安全底线，市场机制释放调节弹性，共同构建电力系统可靠性的核心框架。
图1 NEM辅助服务类型
注：市场辅助服务包含2种调节频率控制辅助服务（Regulation FCAS）和8种应急频率控制辅助服务（Contingency FCAS），这部分内容将在后续文章中展开讨论。
非市场辅助服务主要包括系统重启、网络控制与支持和过渡性服务三大类，一般由发电商、综合资源提供商IRP、输电运营商TNSP等市场主体提供。
提供电力系统全黑状态或遭遇重大供电中断后实现电力系统快速、有序恢复的服务。
子类型
系统重启标准SRS
AEMO基于输电网物理结构和技术可行性，将NEM电力系统被划分成不同的州电网。每个州电网须由AEMO配备相应的SRAS，以满足系统重启标准SRS。
SRS规定了每个州电网在发生重大供电中断后，恢复电力供给所需容量、时间窗口以及可靠性要求。
表1 州电网系统重启标准
注：整体可靠性要求是指州电网在规定时间内恢复至目标供电水平的概率，其评估需综合考虑单个SRAS设备可靠性，SRAS的地理分布、电气连接以及能源来源多样性等因素。*表示AEMO在考虑输电网地理特征下，为某些区域设置的额外要求。如：昆士兰州Bundaberg以北的区域需在发生重大供电中断后的4小时内可独立重启至少825MW的容量，整体可靠性至少达80%。（资料来源：SRAS Guideline）。
采购方式
AEMO每年对SRAS进行评估，判断储备规模和采购计划，并通过NMAS report 披露相关信息。
采购方式包含公开的竞争性招标或直接邀标。SRAS提供商也可主动投标，但AEMO无义务接受。AEMO在充分评估SRAS提供方的技术资质、SRAS设备可靠性以及整体可靠性的条件下，通过建模确定所需采购SRAS量，选择满足SRS且长期成本最低的组合。
成本分摊
相关的成本回收市场参与者CRMP（包含已注册的发电商、IRP和用户）对SRAS总成本进行分摊，其中50%按照发电量（ASOE）比例分摊，剩余50%按照用电量（ACE）比例分摊，在此基础上结合区域受益因子RBF确定最终分摊金额。区域受益因子RBF限定了分摊范围（仅实际受益区域CRMP进行分摊），其值量化了相关区域从特定非市场辅助服务中受益的比例，取值范围为0~1。从特定非市场辅助服务受益的所有区域的RBF之和为1。
通过控制输电网的有功功率和无功功率，确保电力系统安全与供电可靠性，提升输电网经济性的服务。
子类型
采购方式
TNSP是NSCAS的主要采购方。AEMO发布年度NSCAS报告，判断不同区域是否存在NSCAS缺口。缺口由TNSP通过与发电商、综合资源提供商IRP签约或自建项目（如升级设备）等方式填补。对于RSAS，若TNSP无法填补缺口，进而影响电力系统安全时，AEMO作为兜底方直接采购。
成本分摊
NSCAS通过稳定电压、提供惯性等关键服务降低失供风险，同时优化网络传输能力，显著提升供电安全性和经济性。这些系统性改善最终惠及全体电力用户，因此相关成本按ACE占比分摊，体现“谁受益谁付费”原则。相关CRMP（包含已注册的IRP和用户）按照ACE占比，结合区域受益因子RBF进行分摊。
2024年3月，为实现电力系统安全脱碳，新增过渡性服务以解决能源转型中的两类需求：一是覆盖现有安全框架无法满足的关键安全缺口，减少指令性调度（direction）干预，编织转型“安全网”；二是为新技术推广或现有技术新应用提供“试验温床”，积累零排放电力系统安全运行经验。
子类型
采购方式
与系统重启相同，AEMO可公开竞争性招标或直接邀标，潜在过渡性服务提供者也可主动邀约。AEMO采购过渡性服务时，须发布文件说明采购目的。如2024年12月，AEMO发布文件说明在维多利亚州和南澳大利亚采购过渡性服务以解决电力系统低负荷运行期间的电力系统安全问题。
AEMO需额外报告年度系统安全过渡规划（Transition Plan for System Security），披露能源转型背景下电力系统安全的未来管理路径，包含过渡性服务的安排与规划，从而为行业提供清晰的安全管理蓝图与实施指导。
成本分摊
过渡性服务有效填补了能源转型过程中的“安全漏洞”，保障电力用户获得可靠、经济的电力服务。因此，成本分摊同样遵循“受益者付费”原则，以ACE占比为权重进行分摊。
系统重启SRAS、网络支持与控制NSCAS与新增的过渡性服务，共同构成NEM应对系统故障、确保电网安全运行的“刚性”安全底座。然而，在能源转型过程中，系统安全框架暴露出三大结构性短板：一是“被动式”采购机制无法满足系统惯性的新动态需求，区域惯性投资失衡；二是惯性与系统强度管理时间错配，阻碍协同效应，降低投资效率；三是“合成惯性”新技术应用空间受限，安全需求重度依赖同步机组。系统安全框架优化迫在眉睫。
三、系统安全框架优化，安全性与经济性兼并
为解决上述问题，2024年3月，AEMC对能源转型过程中的安全框架进行修改，以实现惯性框架、系统强度框架和非市场辅助服务（特别是NSCAS）框架的有效衔接，提升不同机制间的协同效应。
新增系统惯量下限（mainland inertia floor），惯量水平“双保险”
首次明确跨州互联运行时全网需要满足的最低惯量水平，破除传统框架仅考虑州电网脱网情形的“安全盲区”。
新框架下，系统惯量下限与州电网脱网预案（islanding arrangements）形成“事前防御+事后隔离”的双重保障体系，实现区域惯性责任的公平分担和有效衔接，引导惯性投资合理布局。同时，与“事后恢复”机制——SRAS形成协同框架，显著增强电网在高比例新能源下的运行可靠性。
系统惯性和系统强度时间框架同步，统筹规划全局
AEMO将原本惯性需求的预测窗口从5年调整为10年，与系统强度预测同步，为市场主体（特别是TNSP）提供趋势参考，分别在年度惯性报告和系统强度报告中披露。
TNSP有3年的准备期，可统筹规划惯性和系统强度的服务采购和布局，发挥二者协同效应，提升经济效益，减少冗余投资，确保在第3年满足未来的长期需求。这种“10年期预测+3年期执行”滚动式采购（图2），化“被动”为“主动”，既保障转型过程中的安全需求，又为TNSP提供稳定的投资信号。
此外，规则允许TNSP采购合成惯性来满足惯性要求，松绑电力系统对同步机组的惯性依赖，灵活满足新型电力系统的动态需求。
图2 系统强度、惯性和NSCAS采购的时间框架
（资料来源：National Electricity Amendment (Improving security frameworks for the energy transition) Rule 2024）
放宽NSCAS服务范围限制，填补安全真空期
考虑到系统强度和惯性采购框架具有滞后性，因此规则将惯性和系统强度服务的采购纳入NSCAS框架，弥补短期潜在缺口（由AEMO在年度NSCAS报告中披露）。NSCAS作为“备用机制”与长期“前瞻性”规划灵活互动（图3），减少对市场干预的行政指令依赖，支持电力系统平稳过渡转型期。
图3 三大框架的协调互动
（资料来源：National Electricity Amendment (Improving security frameworks for the energy transition) Rule 2024）
本篇绘制了NEM辅助服务种类的全景图，系统梳理三大非市场辅助服务的功能定位、采购机制与成本分摊方式，揭示其在构建系统安全中的重要作用。此外，通过系统安全框架的完善，NEM构建了一个更具韧性、协调性和前瞻性的安全架构。下篇将深入分析调节FCAS的运作机制，涵盖信息披露、市场申报等关键环节，揭示“安全”与“经济”双目标背后的制度智慧。
