中國儲能網(wǎng)訊：2015年3月15日新一輪電力體制機制改革啟動至今，已經(jīng)歷九年有余。本輪電改以批發(fā)側市場化價格形成機制改革為主線，逢山開路、遇水架橋，形成了有別于諸多傳統(tǒng)價格、運行政策的改革政策譜系。2015年以來，特別是2017年電力現(xiàn)貨市場試點工作開展以來，電力市場建設取得了長足的進步，廣東、山西、山東、蒙西、甘肅等地區(qū)已形成了電力市場的雛形。由于電力現(xiàn)貨市場機制在我國是一個全新的事物，起步過程中需要解決的問題層出不窮，所以我國電力市場體系建設采用了漸進式的方式。為減少阻力，大部分電力現(xiàn)貨市場試點地區(qū)采用了集中火力攻“現(xiàn)貨機制關”，其他機制“能不改就暫時不改”的工作安排。我國電力現(xiàn)貨市場建設的設計方案除浙江外，均未考慮同步推進基于電力現(xiàn)貨市場的輔助服務定價機制，仍沿用原國家電監(jiān)會時期建立的輔助服務系列機制。特別是近些年，非現(xiàn)貨試點地區(qū)調峰輔助服務市場的快速發(fā)展，給行業(yè)和社會造成了部分錯覺：仿佛輔助服務市場化機制可以脫離電能量市場化定價機制來設計，可以自成體系。實際上，從電力經(jīng)濟學原理和國內外實踐經(jīng)驗來看，輔助服務市場化機制必須圍繞電能量定價機制設計，服從與電力現(xiàn)貨市場機制的需要，并不能自成體系。
為什么輔助服務市場機制要圍繞電能量定價機制進行設計？
輔助服務的定義是電源、電網(wǎng)和用戶在正常電力的生產(chǎn)、傳輸和使用之外，為電力系統(tǒng)可靠性提供的服務，主要分為有功平衡、無功平衡和事故恢復三類。用于無功平衡范疇的輔助服務受無功調整具有電氣位置的限制影響，而用于事故恢復范疇的輔助服務受需求量小或提供者數(shù)量少造成的競爭不足影響，原則上都不適宜采用市場化方式進行采購。用于有功平衡范疇的輔助服務主要包括調頻、備用（調峰是非現(xiàn)貨市場環(huán)境下一種特殊的輔助服務），系統(tǒng)運行有一定的需求量、能夠提供的主體眾多、受地理位置限制較少，是輔助服務市場建設的主要品種。輔助服務市場機制必須圍繞電能量定價機制進行設計主要有以下五方面原因：
一是從提供主體角度看，通常需要優(yōu)先考慮電能量。
目前，我國提供電能量和輔助服務的主體通常是同一個主體，主要是調節(jié)性電源，專職提供輔助服務的主體很少。對調節(jié)性機組而言，由于提供電能量和提供輔助服務的是同一臺機組，必須對同一臺機組做出容量分配，需要優(yōu)先考慮用于生產(chǎn)電能量的機組容量，輔助服務市場的收益是次之考慮的，即必須開機才能提供輔助服務，而只要開機就會生產(chǎn)電能量。所以對于提供主體而言其關心電能量的經(jīng)濟機制遠勝于關心輔助服務的經(jīng)濟機制。
二是從計量上看，輔助服務的提供量需要基于電能量生產(chǎn)。
由于電能量和輔助服務多由同一臺機組提供，而且并不存在直接計量輔助服務的裝置，計量表計只能記錄出一條功率曲線，包含了電能量生產(chǎn)曲線和輔助服務提供結果。輔助服務的數(shù)量需要通過實際出力曲線減去電能量生產(chǎn)曲線獲得，這個計量過程倒是印證了輔助服務定義中的“正常生產(chǎn)之外”的描述，也說明了輔助服務與電能量之間的關系。
三是從輔助服務市場交易品種看，電能量定價機制決定了輔助服務的交易品種。
在非電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，僅有中長期電力交易，發(fā)用雙方共同采用“基準價+煤電聯(lián)動”方式來定價，定價過程中沒有考慮分時平衡的因素和責任，不能準確反映電力供需，一定程度上需要調峰作為輔助服務品種來“打補丁”；電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)通過供需關系來定價，現(xiàn)貨價格已經(jīng)引導了“高峰高價、低谷低價”，沒中標的電量不允許生產(chǎn)出來，自然只需要調頻和備用兩項輔助服務，不需要設置調峰這一輔助服務交易品種。總而言之，電能量市場采取何種定價方式，直接決定了輔助服務市場需要交易的內容。更何況現(xiàn)貨市場中，出力越低價格越低，而調峰輔助服務中，出力越低價格越高，兩者的基本原則相互沖突。
四是從輔助服務限價上來看，電能量市場的限價水平?jīng)Q定了輔助服務市場的限價水平。
由于大部分發(fā)電主體要考慮在現(xiàn)貨電能量市場和輔助服務市場分配容量，因此要通過科學的方法使現(xiàn)貨市場的限價和輔助服務市場的限價（折算后）保持相當水平，避免因輔助服務市場限價過高，導致經(jīng)營主體分配至輔助服務市場的總容量過高，造成電能量市場價格異常上升，用戶利益受損的“因小失大”。
五是從市場覆蓋范圍來看，我國電力現(xiàn)貨市場模式?jīng)Q定了輔助服務市場與現(xiàn)貨電能量市場兩者的地理范圍要保持一致。
我國的電力現(xiàn)貨市場試點地區(qū)均選擇了集中式市場模式，電力現(xiàn)貨市場基于省區(qū)或區(qū)域（南方）電網(wǎng)統(tǒng)一頻率控制區(qū)設定范圍，與其他電力現(xiàn)貨市場異步聯(lián)網(wǎng)或通過聯(lián)絡線“守口子”。由于輔助服務是為了維持電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的電力產(chǎn)品，留存的容量必須留足且保留在統(tǒng)一頻率控制區(qū)的調度機構手中，而且調度機構不能借用范圍外的調度機構手中擁有的容量來調節(jié)。因此，從這個角度來看，輔助服務市場的范圍與電力現(xiàn)貨市場應當相同。
綜上可見，電力輔助服務機制必須基于電能量定價機制設計，電力輔助服務市場和電能量市場構成了“藤纏樹”的邏輯關系。
如何圍繞電能量市場建設輔助服務市場？
2023年是我國電力市場建設一個具有階段性標志意義的年份，山西、廣東進入正式運行，電力現(xiàn)貨交易機制在兩地不再是試點，而是一種常態(tài)化的電力經(jīng)濟機制，其他地區(qū)也基本認可了電力現(xiàn)貨市場是電力市場的核心機制，這標志著我國的電能量市場化定價具備了初步的基礎。輔助服務是在電能量生產(chǎn)、交易基礎上的附加服務，當電能量市場化定價這棵“樹”基本扎下了“根”，輔助服務這根“藤”也就具備了市場化的基本條件。
今年，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于完善電力輔助服務價格機制的通知》（發(fā)改價格[2024]196號），簡稱《通知》）?！锻ㄖ肥堑谝粋€全國性、綱領性的電力輔助服務市場化定價機制文件，是本輪電改開始以來首個圍繞電能量市場化機制設計而設計的輔助服務市場化機制。《通知》是繼電力現(xiàn)貨交易定價制度、容量電價制度之后出臺的，作為電力商品實物領域市場化電價體系的重要組成部分，厘清了不同電力商品之間的關系，明確了如何圍繞電能量市場建設輔助服務市場機制。
那么，如何落實好《通知》要求，建設電力輔助服務市場機制呢？建設輔助服務市場需要處理好以下六個方面關系：
一要處理好電能量市場和輔助服務市場覆蓋范圍的關系。
對于調頻、備用等關乎電力系統(tǒng)運行可靠性的輔助服務，相應容量必須得到保證，而且保留在統(tǒng)一頻率控制區(qū)省區(qū)（區(qū)域）調度機構的手中，以確保統(tǒng)一頻率控制區(qū)的電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。當出現(xiàn)輔助服務容量不足時，應當通過省間現(xiàn)貨市場購買緊張時段的電能量，替代本地機組生產(chǎn)電能量，確保通過本地機組提供足夠的調頻、備用容量。本質上，目前部分區(qū)域調峰、備用服務交易標的其實是現(xiàn)存交易標的為電能量的部分區(qū)域調峰、備用服務交易機制，其本質只不過是被列入輔助服務“科目”下的省間現(xiàn)貨交易，未來應當正本清源、融入省間現(xiàn)貨交易或建立區(qū)域層面的電能量平衡市場。無論在理論規(guī)律還是實踐操作上，行業(yè)并未出現(xiàn)過本地電力系統(tǒng)所需調頻、備用容量保留在非統(tǒng)一頻率控制區(qū)調度機構手中的情況。因此，未來在全國形成“省區(qū)（區(qū)域）電力現(xiàn)貨市場+市場間現(xiàn)貨交易”的全國統(tǒng)一市場體系后，輔助服務市場并不會建設成為全國統(tǒng)一的輔助服務市場體系，而仍然是會跟隨基于省區(qū)（區(qū)域）電力現(xiàn)貨市場建設形成本地化的輔助服務市場。
二要處理好現(xiàn)貨市場建設和調峰輔助服務市場的關系。
調峰輔助服務市場在我國電能量真正采用供需定價模型定價之前，發(fā)揮了保證系統(tǒng)平衡和穩(wěn)定運行的巨大作用。電力現(xiàn)貨市場通過峰谷價差引導所有發(fā)電機組生產(chǎn)和用戶用電，實現(xiàn)系統(tǒng)平衡和穩(wěn)定運行，這和調峰輔助服務市場功能相同、報價方向相反，兩者都是形成機組組合的影響因素，但是調度機構僅能擇其一而行，否則會形成定價模型上的“合成謬誤”，所以現(xiàn)貨市場運行期間，調峰輔助服務市場需要停止運行。當然，電力現(xiàn)貨市場應當設置合理的上下限價，上限價體現(xiàn)一定的正稀缺性，下限價應當體現(xiàn)一定的負稀缺性，充分發(fā)揮引導所有經(jīng)營主體發(fā)揮“移峰填谷”的作用。而對于具有電能量“低谷借、高峰還”的部分區(qū)域調峰市場和省間現(xiàn)貨市場的替代關系，與省內調峰市場和省內現(xiàn)貨電能量市場的替代關系并無不同，兩者依然是替代關系，這種區(qū)域調峰市場也可采用融入省間現(xiàn)貨交易或建立區(qū)域層面電能量平衡市場的方式進行調整完善。需要注意的是，要避免調峰輔助服務成為調節(jié)電源之間利益關系的政策工具，市場化的價格體系應該是科目清晰，才有利于政府調控和評估產(chǎn)業(yè)政策，“打補丁、找補差”式的機制體系反而會形成一筆糊涂賬。
三要處理好輔助服務成本科目和其他機制的關系。
輔助服務的成本主要包括容量成本、變動成本和機會成本，三個成本分別對應加裝輔助服務裝置（含“三遙”功能）費用、燃料效率及檢修費用、由于提供輔助服務容量不能同時發(fā)電減少的電能量收益。國際上，三個成本科目都進行補償，但是對我國電力行業(yè)來說，短期僅具備補償機會成本的條件。以調頻為例，在容量成本方面，一般國外并不強制機組具備調頻（AGC）功能，完全依靠輔助服務市場的引導，由機組自行選擇是否加裝相應的功能模塊和控制模塊，但是我國通過國家規(guī)章和強制標準，要求并網(wǎng)的電源必須具備相應的功能模塊和控制模塊，因此我國已經(jīng)將調頻功能的固定成本計入投資，通過正在推進的調節(jié)電源容量電價制度進行補償，所以調頻功能對應的容量成本并不需要進行額外再次補償；在變動成本方面，確實應當進行補償，但是國內一方面缺乏長期的實測數(shù)據(jù)，無法在短期內具體量化變動成本，另一方面主要電力企業(yè)近年來能耗和檢修費用持續(xù)降低，因此短期內可暫不考慮變動成本的補償。需要指出的是，機會成本的計量需要電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場的聯(lián)合出清作為基礎?？梢姡o助服務應當在市場中得到補償?shù)某杀痉至?，并非可隨意設置，需要考慮理論規(guī)律，更要考慮我國的具體實際情況。
四要處理好輔助服務市場限價和電能量市場限價的關系。
市場限價是典型的類政府定價措施，其目的是保證市場平穩(wěn)運行和用戶的合理利益。不同市場環(huán)節(jié)之間的限價，實質上有密切的耦合關系，不能切割。例如，電源會分配自身在電能量市場和輔助服務市場投標容量，為實現(xiàn)兩個市場供需的平衡，就要考慮兩個市場的折算價格相當。東部某電力現(xiàn)貨市場試點省份和中部電力現(xiàn)貨市場試點省份的現(xiàn)貨市場上限價均為1.5元/千瓦時，調頻指令周期分別為約0.5分鐘、1分鐘，如果單位調頻容量連續(xù)中標，則一小時內能夠分別中標120次、60次，考慮均能達到性能系數(shù)上限2，以單位里程最高價1.5分/千瓦計算，則折合度電最高收益分別為3.6元/千瓦時、1.8元/千瓦時，均已大于其電能量限價，因此1.5分/千瓦的全國統(tǒng)一調頻服務上限水平并不低。再如，非電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)的調峰輔助服務，調峰每降低一千瓦時電，最高可換取新能源一千瓦時電得到消納，因此調峰的上限價不應高于新能源在當?shù)乜梢垣@得的最高電價，否則會造成新能源在非現(xiàn)貨市場運行地區(qū)中，依然出現(xiàn)負電價、特別是在新能源不能表達發(fā)電意愿、強制被“消納”的情況下，物理消納率大幅大于經(jīng)濟消納率（新能源消納率上升、收益率大幅下降）。市場限價的確定具有很高的技術含量，作為基于電能量市場存在的輔助服務市場，限價制定必須考慮與電能量限價水平協(xié)同。
五要處理好不同市場主體之間承擔輔助服務費用的關系，尤其是市場用戶和未參與市場電量分擔輔助服務費用的關系。
受電能量價格構成不同，輔助服務費用疏導對象也不同。對于未運行現(xiàn)貨市場的地區(qū)，電能量價格依舊為扣除容量電價的電能量與輔助服務商品的綜合價，盡管有一定構成不合理的因素存在（原定價成本構成時異境遷），但是考慮到由于缺少只有現(xiàn)貨市場才能提供的分時電量價格，也就是缺少真正能夠衡量各主體所提供/消耗的電力商品價值的“尺子”，沒有現(xiàn)貨市場不能準確根據(jù)供需確定分時電量價格，客觀上無法向用戶側準確地進行疏導，考慮目前電力現(xiàn)貨市場機制的快速普及態(tài)勢，因此在未開展電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)暫不向用戶側疏導輔助服務費用是合適的制度安排。而在電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，電力商品在實物層面被明確區(qū)分成分時電量（私有商品）、輔助服務（系統(tǒng)商品）和有效容量（系統(tǒng)商品），三者各自有各自的定價市場或機制。輔助服務作為電力系統(tǒng)公共商品，用戶在購買分時電量的時候，并未為輔助服務進行付費，所以應當是市場用戶以及未響應現(xiàn)貨市場電能量價格信號的主體共同承擔輔助服務費用。在電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，未采用現(xiàn)貨價格結算的電量相當于仍執(zhí)行原有綜合價，應當與市場用戶一同承擔輔助服務費用。反之，對于那些參與現(xiàn)貨電能量市場出清結算的市場主體，例如新能源則不應當承擔輔助服務費用。對于新能源而言，參加電力現(xiàn)貨市場出清結算后，僅在市場中出售電量，沒有提供輔助服務，但是也未消耗調頻、備用輔助服務，所以參與電力現(xiàn)貨市場出清結算的新能源不必承擔輔助服務費用。
六要處理好外送/受電與合理承擔與輔助服務經(jīng)濟責任的關系。
我國跨省區(qū)送、受電有“點對網(wǎng)”“網(wǎng)對網(wǎng)”等多種交易方式，但是除了上都、托克托、錦界、府谷、陽城等少數(shù)火電廠機組外，基本都是網(wǎng)對網(wǎng)接線方式。電力現(xiàn)貨市場的范圍是由接線方式?jīng)Q定，而非交易方式?jīng)Q定，這也影響了輔助服務市場的經(jīng)濟責任范圍的劃分。一般來說，從我國的外送/受電合同約定來看，送端電源的交割點是在通道送端的關口，外受電買方（絕大部分為受端電網(wǎng)企業(yè)）購電交割點在通道受端關口。對于大部分“網(wǎng)對網(wǎng)”接線方式下的外送電電源而言，在送端省內，其實是有兩個不同身份，除了在電源上網(wǎng)點作為電源的身份，同時在送出關口還作為“負荷”，與其他用戶一樣表現(xiàn)為在送端電網(wǎng)“取出電”。因此，對于送端電源來說，不僅可以作為電源，在送端省提供輔助服務而獲得收益，同時也需要與送端省內用戶一樣，享受“同等待遇”，即承擔作為“負荷”時所需要分攤的系統(tǒng)運行費，而這部分成本應當計入跨省跨區(qū)送電成本，最終仍由受端承擔。對于外受電亦然，在受端省與所有電源享受“同等待遇”，承擔可能仍未向用戶側疏導的輔助服務費用，計入購電成本后仍最終由用戶承擔。對于送端電源而言，可以視為送端市場負荷（用戶）的一部分（不影響其作為電源在送端省內提供輔助服務而獲得收益）；對于外受電買方而言，與受端省份發(fā)電機組一樣表現(xiàn)為在受端電網(wǎng)“注入電”，可以視為受端市場發(fā)電的一部分。因此，應由送端電源/外受電買方在送端關口/受端關口承擔送/受端省份輔助服務經(jīng)濟責任。即對于送端省份而言，未向用戶側疏導輔助服務費用的，跨省區(qū)送電量不分攤輔助服務費用；向用戶側疏導輔助服務費用的，跨省區(qū)送電量視為省內負荷公平分攤輔助服務費用，并將該部分費用計入跨省區(qū)送電成本傳導至受端。對于受端省份，未向用戶側疏導輔助服務費用的，該跨省跨區(qū)電量在受端等同于電源共同分攤受端省內的輔助服務費用；運行現(xiàn)貨市場并將輔助服務費用向用戶側傳導的，跨省跨區(qū)電量參與現(xiàn)貨市場出清結算的不分攤輔助服務費用，未參與的電量需要同其余未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量公平分攤輔助服務費用。其中跨省跨區(qū)外受電量的分攤輔助服務費用，計入跨省跨區(qū)交易買方的購電成本。
盡管已經(jīng)有山西、廣東兩個省份現(xiàn)貨市場已轉入正式運行，但我國的電力市場建設總體上仍處于初級階段，未來市場建設仍存在很多亟待改革的地方。萬里長征僅走出了第一步。電力現(xiàn)貨市場機制地理上擴圍、推動全部電源和用戶參與市場、建設輔助服務市場和市場化的容量回收機制、放開外送受電計劃以及完善省間市場交易機制，每一塊都是難啃的“硬骨頭”?！案母锊皇且痪淇赵?，要靠實事求是，一步一個腳印地走下去?！蔽覈碾娏κ袌鼋ㄔO也是如此，輔助服務市場機制需要遵循規(guī)律，圍繞電能量的市場化定價機制改革，一步一個腳印地走下去！
