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，已歷時九年有余。本輪電改以批發(fā)側(cè)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(shè)取得了長足進步，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改革與建設(shè)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)集中火力攻“現(xiàn)貨機制關(guān)”，其他機制“能不改就暫時不改”。我國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的設(shè)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(wù)定價機制，仍沿用原國家電監(jiān)會時期建立的輔助服務(wù)系列機制。特別是近些年，非現(xiàn)貨試點地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)市場化機制可以脫離電能量市場化定價機制來設(shè)計，可以自成體系。實際上，從電力經(jīng)濟學(xué)原理和國內(nèi)外實踐經(jīng)驗來看，輔助服務(wù)市場化機制必須圍繞電能量定價機制設(shè)計，服從于電力現(xiàn)貨市場機制的需要，不能自成體系。
為什么輔助服務(wù)市場機制要
圍繞電能量定價機制進行設(shè)計
輔助服務(wù)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(wù)，主要分為有功平衡、無功平衡和事故恢復(fù)三類。用于無功平衡范疇的輔助服務(wù)受無功調(diào)整具有電氣位置的限制影響，而用于事故恢復(fù)范疇的輔助服務(wù)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(wù)主要包括調(diào)頻、備用（調(diào)峰是非現(xiàn)貨市場環(huán)境下的一種特殊輔助服務(wù)），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(wù)市場建設(shè)的主要品種。輔助服務(wù)市場機制必須圍繞電能量定價機制進行設(shè)計，主要有以下五個方面原因：
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(wù)的主體通常是同一個主體，主要是調(diào)節(jié)性電源，專職提供輔助服務(wù)的主體很少。對調(diào)節(jié)性機組而言，由于提供電能量和輔助服務(wù)的是同一臺機組，必須對同一臺機組進行容量分配，需要優(yōu)先考慮用于生產(chǎn)電能量的機組容量，輔助服務(wù)市場的收益是次之考慮的因素，即必須開機才能提供輔助服務(wù)，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(guān)心電能量的經(jīng)濟機制遠勝于關(guān)心輔助服務(wù)的經(jīng)濟機制。
二是從計量上看，輔助服務(wù)的提供量需要基于電能量生產(chǎn)。由于電能量和輔助服務(wù)多數(shù)由同一臺機組提供，而且并不存在直接計量輔助服務(wù)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(wù)提供結(jié)果。輔助服務(wù)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，這個計量過程也印證了輔助服務(wù)定義中的“正常生產(chǎn)之外”的描述，也說明了輔助服務(wù)與電能量之間的關(guān)系。
三是從輔助服務(wù)市場交易品種看，電能量定價機制決定了輔助服務(wù)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)用電雙方共同采用“基準(zhǔn)價+煤電聯(lián)動”的方式來定價，定價過程中沒有考慮分時平衡的因素和責(zé)任，不能準(zhǔn)確反映電力供需關(guān)系，一定程度上需要調(diào)峰作為輔助服務(wù)品種來“打補丁”；電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)通過供需關(guān)系來定價，現(xiàn)貨價格已經(jīng)引導(dǎo)了“高峰高價、低谷低價”，沒中標(biāo)的電量不允許生產(chǎn)，自然只需要調(diào)頻和備用兩項輔助服務(wù)，不需要設(shè)置調(diào)峰這一輔助服務(wù)交易品種?？偠灾娔芰渴袌霾扇『畏N定價方式，直接決定了輔助服務(wù)市場需要交易的內(nèi)容。更何況現(xiàn)貨市場中，出力越低價格越低；而調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)限價上來看，電能量市場的限價水平?jīng)Q定了輔助服務(wù)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(wù)市場之間分配容量，因此要通過科學(xué)的方法使現(xiàn)貨市場的限價和輔助服務(wù)市場的限價（折算后）保持相近的水平，避免因輔助服務(wù)市場限價過高，導(dǎo)致經(jīng)營主體分配至輔助服務(wù)市場的總?cè)萘窟^高，造成電能量市場價格異常上升、用戶利益受損。
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(wù)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)貨市場的范圍一般基于省區(qū)或區(qū)域（南方）電網(wǎng)統(tǒng)一頻率控制區(qū)而設(shè)定，不同電力現(xiàn)貨市場之間的關(guān)系是異步聯(lián)網(wǎng)或通過聯(lián)絡(luò)線“守口子”。由于輔助服務(wù)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調(diào)控權(quán)力必須保留在統(tǒng)一頻率控制區(qū)的調(diào)度機構(gòu)手中，而且調(diào)度機構(gòu)不能借用市場范圍外的調(diào)度機構(gòu)手中擁有的容量來調(diào)節(jié)。因此，從這個角度來看，輔助服務(wù)市場的范圍與電力現(xiàn)貨市場應(yīng)當(dāng)相同。
綜上，電力輔助服務(wù)機制必須基于電能量定價機制來設(shè)計，電力輔助服務(wù)市場和電能量市場構(gòu)成了“藤纏樹”的邏輯關(guān)系。
如何圍繞電能量市場
建設(shè)輔助服務(wù)市場
2023年是我國電力市場建設(shè)中一個具有階段性標(biāo)志意義的年份，山西、廣東電力現(xiàn)貨市場進入正式運行，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(rèn)可了電力現(xiàn)貨市場是電力市場的核心機制，這標(biāo)志著我國的電能量市場化定價具備了初步的基礎(chǔ)。輔助服務(wù)是在電能量生產(chǎn)、交易基礎(chǔ)上的附加服務(wù)，當(dāng)電能量市場化定價這棵“樹”基本扎下了“根”，輔助服務(wù)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(guān)于完善電力輔助服務(wù)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(lǐng)性的電力輔助服務(wù)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來設(shè)計的輔助服務(wù)市場化機制?！锻ㄖ肥抢^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(lǐng)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(guān)系，明確了如何圍繞電能量市場建設(shè)而設(shè)計輔助服務(wù)市場機制。
那么，如何落實好《通知》要求，建設(shè)電力輔助服務(wù)市場機制呢？建設(shè)輔助服務(wù)市場需要處理好以下六個方面關(guān)系：
一要處理好電能量市場和輔助服務(wù)市場覆蓋范圍的關(guān)系。對于調(diào)頻、備用等關(guān)乎電力系統(tǒng)運行可靠性的輔助服務(wù)，相應(yīng)容量必須得到保證，而且調(diào)控權(quán)力必須保留在統(tǒng)一頻率控制區(qū)省區(qū)（區(qū)域）調(diào)度機構(gòu)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(dāng)出現(xiàn)輔助服務(wù)容量不足時，應(yīng)當(dāng)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)的電能量，確保通過本地機組能夠提供足夠的調(diào)頻、備用容量。本質(zhì)上，目前部分區(qū)域調(diào)峰、備用服務(wù)的交易標(biāo)的，其實交易的都是電能量，其交易機制本質(zhì)只不過是被列入輔助服務(wù)“科目”下的省間現(xiàn)貨交易，未來應(yīng)當(dāng)正本清源、融入省間現(xiàn)貨交易或建立區(qū)域?qū)用娴碾娔芰科胶馐袌?。無論在理論研究還是實踐操作上，行業(yè)并未出現(xiàn)過本地電力系統(tǒng)所需調(diào)頻、備用容量保留在非統(tǒng)一頻率控制區(qū)調(diào)度機構(gòu)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(wù)市場并不會隨之建設(shè)成為全國統(tǒng)一的輔助服務(wù)市場體系，仍然是基于省區(qū)（區(qū)域）電力現(xiàn)貨市場建設(shè)而形成本地化的輔助服務(wù)市場。
二要處理好現(xiàn)貨市場建設(shè)和調(diào)峰輔助服務(wù)市場的關(guān)系。調(diào)峰輔助服務(wù)市場在我國電能量真正采用供需定價模型之前，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(dǎo)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(diào)峰輔助服務(wù)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(diào)度機構(gòu)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(diào)峰輔助服務(wù)市場需要停止運行。當(dāng)然，電力現(xiàn)貨市場應(yīng)當(dāng)設(shè)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(yīng)當(dāng)體現(xiàn)一定的負(fù)稀缺性，充分引導(dǎo)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”功能的部分區(qū)域調(diào)峰市場和省間現(xiàn)貨市場的替代關(guān)系，與省內(nèi)調(diào)峰市場和省內(nèi)現(xiàn)貨電能量市場的替代關(guān)系并無不同，兩者依然是替代關(guān)系，這種區(qū)域調(diào)峰市場也可采用融入省間現(xiàn)貨交易或建立區(qū)域?qū)用骐娔芰科胶馐袌龅姆绞竭M行調(diào)整完善。需要注意的是，要避免調(diào)峰輔助服務(wù)成為調(diào)節(jié)電源之間利益關(guān)系的政策工具，市場化的價格體系應(yīng)該是科目清晰的，這樣才有利于政府調(diào)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(wù)成本科目和其他機制的關(guān)系。輔助服務(wù)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(yīng)加裝輔助服務(wù)裝置（含“三遙”功能）費用、燃料效率及檢修費用，以及由于提供輔助服務(wù)的容量不能同時發(fā)電而減少的電能量收益。國際上，對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(diào)頻為例，在容量成本方面，一般國外并不強制機組具備調(diào)頻（AGC）功能，完全依靠輔助服務(wù)市場的引導(dǎo)，由機組自行選擇是否加裝相應(yīng)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(biāo)準(zhǔn)，要求并網(wǎng)的電源必須具備調(diào)頻的功能模塊和控制模塊，因此我國已經(jīng)將調(diào)頻功能的固定成本計入投資，通過正在推進的調(diào)節(jié)電源容量電價制度進行補償，所以調(diào)頻功能對應(yīng)的容量成本并不需要進行額外補償；在變動成本方面，確實應(yīng)當(dāng)進行補償，但是國內(nèi)一方面缺乏長期的實測數(shù)據(jù)，無法在短期內(nèi)具體量化變動成本，另一方面電力企業(yè)近年來能耗和檢修費用持續(xù)降低，因此短期內(nèi)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(wù)市場的聯(lián)合出清作為基礎(chǔ)。可見，輔助服務(wù)應(yīng)當(dāng)在市場中得到補償?shù)某杀痉至?，并非可隨意設(shè)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(wù)市場限價和電能量市場限價的關(guān)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)之間的限價有密切的耦合關(guān)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(wù)市場的投標(biāo)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(dāng)。東部地區(qū)某電力現(xiàn)貨市場試點省份和中部某地區(qū)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(diào)頻指令周期分別為約0.5分鐘、1分鐘，如果單位調(diào)頻容量連續(xù)中標(biāo)，則一小時內(nèi)能夠分別中標(biāo)120次、60次，考慮均能達到性能系數(shù)上限2，以單位調(diào)頻里程最高價1.5分/千瓦計算，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(diào)頻服務(wù)上限水平并不低。再如，非電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)的調(diào)峰輔助服務(wù)，調(diào)峰每降低1千瓦時電量，最高可消納新能源1千瓦時，因此調(diào)峰的上限價不應(yīng)高于新能源在當(dāng)?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)，依然出現(xiàn)負(fù)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(shù)含量，作為基于電能量市場存在的輔助服務(wù)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(dān)輔助服務(wù)費用的關(guān)系，尤其是市場用戶和未參與市場電量分擔(dān)輔助服務(wù)費用的關(guān)系。受電能量價格構(gòu)成不同影響，輔助服務(wù)費用疏導(dǎo)對象也不同。對于現(xiàn)貨市場未運行的地區(qū)，電能量價格依舊為扣除容量電價的電能量與輔助服務(wù)商品的綜合價，盡管有一定構(gòu)成不合理的因素存在（原定價成本構(gòu)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)貨市場就不能準(zhǔn)確根據(jù)供需確定分時電量價格，因而客觀上無法向用戶側(cè)準(zhǔn)確地進行疏導(dǎo)。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(cè)疏導(dǎo)輔助服務(wù)費用是合理的制度安排。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(wù)（系統(tǒng)商品）和有效容量（系統(tǒng)商品），三者有各自的定價市場或機制。輔助服務(wù)作為電力系統(tǒng)公共商品，用戶在購買分時電量的時候，并未對輔助服務(wù)進行付費，所以應(yīng)當(dāng)由市場用戶以及未響應(yīng)現(xiàn)貨市場電能量價格信號的主體共同承擔(dān)輔助服務(wù)費用。在電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，未采用現(xiàn)貨價格結(jié)算的電量相當(dāng)于仍執(zhí)行原有綜合價，應(yīng)當(dāng)與市場用戶一同承擔(dān)輔助服務(wù)費用。反之，對于那些參與現(xiàn)貨電能量市場出清結(jié)算的市場主體，例如新能源則不應(yīng)當(dāng)承擔(dān)輔助服務(wù)費用。對于新能源而言，參加電力現(xiàn)貨市場出清結(jié)算后，僅在市場中出售電量，沒有提供輔助服務(wù)，但是也未消耗調(diào)頻、備用輔助服務(wù)，所以參與電力現(xiàn)貨市場出清結(jié)算的新能源不必承擔(dān)輔助服務(wù)費用。
六要處理好外送/受電與合理承擔(dān)輔助服務(wù)經(jīng)濟責(zé)任的關(guān)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(wù)市場經(jīng)濟責(zé)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(guān)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(guān)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(nèi)，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(guān)口還作為“負(fù)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(wù)而獲得收益，同時也需要與送端省內(nèi)用戶一樣，享受“同等待遇”，即承擔(dān)作為“負(fù)荷”時所需要分?jǐn)偟南到y(tǒng)運行費，而這部分成本應(yīng)當(dāng)計入跨省跨區(qū)送電成本，最終仍由受端承擔(dān)。對于外受電亦然，在受端省應(yīng)先與所有電源享受“同等待遇”，承擔(dān)可能仍未向用戶側(cè)疏導(dǎo)的輔助服務(wù)費用，計入購電成本后最終仍由用戶承擔(dān)。對于送端電源而言，可以視為送端市場負(fù)荷（用戶）的一部分（不影響其作為電源在送端省內(nèi)提供輔助服務(wù)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(yīng)由送端電源/外受電買方在送端關(guān)口/受端關(guān)口承擔(dān)送/受端省份輔助服務(wù)經(jīng)濟責(zé)任。即對于送端省份而言，未向用戶側(cè)疏導(dǎo)輔助服務(wù)費用的，跨省區(qū)送電量不分?jǐn)傒o助服務(wù)費用；已向用戶側(cè)疏導(dǎo)輔助服務(wù)費用的，跨省區(qū)送電量視為省內(nèi)負(fù)荷公平分?jǐn)傒o助服務(wù)費用，并將該部分費用計入跨省區(qū)送電成本傳導(dǎo)至受端。對于受端省份，未向用戶側(cè)疏導(dǎo)輔助服務(wù)費用的，該跨省跨區(qū)電量在受端等同于電源，需共同分?jǐn)偸芏耸?nèi)的輔助服務(wù)費用；運行現(xiàn)貨市場并將輔助服務(wù)費用向用戶側(cè)傳導(dǎo)的省區(qū)，跨省跨區(qū)電量參與現(xiàn)貨市場出清結(jié)算的不分?jǐn)傒o助服務(wù)費用，未參與現(xiàn)貨市場出清結(jié)算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?jǐn)傒o助服務(wù)費用?？缡】鐓^(qū)外受電量分?jǐn)偟妮o助服務(wù)費用，計入跨省跨區(qū)交易買方的購電成本。
盡管山西、廣東兩個省份現(xiàn)貨市場已轉(zhuǎn)入正式運行，但我國電力市場建設(shè)總體上仍處于初級階段，未來市場建設(shè)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(shè)輔助服務(wù)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”。“改革不是一句空話，要靠實事求是，一步一個腳印地走下去?！蔽覈娏κ袌鼋ㄔO(shè)也是如此，輔助服務(wù)市場機制需要遵循市場規(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。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2024年4期
