电力中长期规则中辅助服务亮点 不止电能一条路

前言：2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称基本规则）。基本规则中不仅对电能量中长期交易进行了系统的考虑，还针对辅助服务指导性的市场化要求，为需求侧资源和独立辅助服务提供者进入市场指明了方向，是对“9号文”中“建立用户参与的辅助服务分担共享新机制”的具体践行。其中，“独立辅助服务提供者“的新概念和调峰责任分担范围的扩大，值得关注。同时，基本规则引发了辅助服务补偿机制的变革，国内现有的补偿机制面临重大挑战和变革。

（来源：微信公众号电力市场研究  微信号：EMRI_WeCanFly  作者：易明）

辅助服务是指为了保证电力系统安全、电力交易和电力供应，由发电商或其他提供方提供的除正常电能生产之外的其它服务。根据系统需要，不同国家和地区对辅助服务的定义、分类和标准有各自的约定，但总体而言包括有功服务、无功服务和事故恢复服务。我国现行的辅助服务主要在发电环节，分为基本辅助服务和有偿辅助服务两大类。对基本辅助服务不进行经济补偿，对有偿辅助服务基于成本进行经济补偿。

其中，基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等；有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、旋转备用、有偿无功调节、黑启动等（基本辅助服务和有偿辅助服务的划分在不同区域制定细则时会有所差异）。

需要说明的是，调峰是典型计划机制“单一买方”背景下的辅助服务，系统调峰问题在建立现货的国家和地区是靠竞价上网的方式解决的，由于目前我国尚未建立电力现货市场机制，调峰仍然作为辅助服务的一个重要组成部分，与调频、备用服务一起作为有功服务获取。应该讲基本规则对于辅助服务机制的描述新意颇多：

1、为什么要引入独立辅助服务提供者，现有辅助服务供给不够充分吗？

辅助服务的供给可分为两个层次，即“吃饱饭”和“吃细粮”。在国内可再生能源穿透率较高的“三北”地区，风电光伏的小时、日内、乃至季节性的波动都大幅增加电网调峰调频的需求，然而“三北”地区电源又是以调节性能相对较弱的火电机组为主，优质调峰调频资源稀缺。

另外，即使在一些调峰调频能力能够满足电网控制目标的地区，也存在火电过度调节导致煤耗增高、设备疲劳等负面影响，有很大的效率提升空间。因此，通过从规则层面允许诸如电储能、需求侧资源等独立辅助服务提供主体，能够使新技术、新模式进入电力系统，促进辅助市场提供主体间的竞争活跃度，在一定程度上缓解辅助服务“吃不饱”和“吃粗粮”的现状。

2、基本规则引进全新的辅助服务主体是个什么鬼？

基本规则虽然描述的交易方式仍然是现行中长期交易机制的改良，但是在辅助服务领域却大踏步的突破，在政策文件中引入了“独立辅助服务提供者”的概念。如第九条所述，独立辅助服务提供者应“按规则参与辅助服务交易，签订和履行辅助服务合同”，且“服从电力调度机构的统一调度，按调度指令和合同约定提供辅助服务”。

迄今为止，国内还没有电网和发电企业之外，第三方作为独立主体提供辅助服务的先例，因此独立辅助服务提供者按什么样的规则参与交易，合同如何约定，调度指令又如何制定、执行和考核，都是下一步执行过程中必须详细考虑的新问题。

3、独立辅助服务提供者包括谁，又可以提供哪些服务呢？

按照第十五条，独立辅助服务提供者的市场准入条件规定：“(一)具有辅助服务能力的独立辅助服务提供者，经电力调度机构进行技术测试通过后，方可参与;(二)鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与”。有别于传统的发电企业，独立辅助服务提供者的“独立性”体现主要在其单独参与辅助服务交易，而非利用参与电能量市场后的剩余可调容量提供服务，也就是独立辅助服务提供者原则上不参与电能买卖，仅从事辅助服务。

从这一角度，需求侧资源和电储能设备无疑是符合这一条件的，而主要发电容量用于生产自用的自备电厂，其参与电能量市场程度较低，也可以作为稳定的独立辅助服务提供者。前文所述的各种辅助服务，理论上均可以由独立的辅助服务提供者提供。例如，需求侧响应资源可以按约定在系统上备用不足时降低负荷，从而提供一定的旋转备用服务；化学电池和飞轮装置可以提供高质量的调频服务；调相机虽然不产生有功功率，却可以提供电压支撑，进行无功功率的调节等等。

4、引入独立辅助服务提供者后，对辅助服务补偿考核机制提出了更高的要求。

首先，独立辅助服务提供者的经营风险更大。独立辅助服务提供者的全部收入均来自于辅助服务交易，无法通过电能量交易弥补其在辅助服务交易中的损失。没有像传统发电企业一般“失之东隅，收之桑榆”的机会，而是在“单吊一张牌”。对经营者而言，其投资主要集中在某几个辅助服务的专用设备上。因此，如果从辅助服务补偿考核机制中得不到足够的市场预期，独立辅助服务提供者很难鼓起勇气参与其中。

其次，独立辅助服务提供者的加入，会促进辅助服务产品的标准化。在垂直一体化的电力工业体系下，辅助服务只要按照全局需要按需调用即可；随着厂网分开，不同发电企业之间需要区别辅助服务提供的多寡，“亲兄弟明算账”，但由于辅助服务提供者主要为传统水火电机组，相对同质，对辅助服务的技术要求可以用负荷率、持续时间、积分电量等较为简明的指标描述。但在引入了独立辅助服务提供者后，辅助服务资源趋于多元化，需要能够区分并兼容多种资源之间的技术经济特性和运行约束，这就要对辅助服务进行更精细的刻画和更普适的抽象，最终形成标准化的辅助服务产品。标准的辅助服务产品，还有利于辅助服务在更大范围内的获取和互济，基本规则中关于跨省跨区交易辅助服务的规定也可以更好的落地。

此外，还需要体现辅助服务效果的差异。相同的辅助服务产品在获取后，实际调用过程中由于提供者技术性能的差异，也会呈现不同的效果，应在规则上予以甄别，从而体现出不同辅助服务资源实际价值的区别。以二次调频服务（即国内目前的AGC服务）为例，电储能装置可以将秒级变动的调度信号追踪到几乎100%满足，而传统发电机组则远远无法达到这样的效果。两者在效果上的差异如果得不到体现，显然不会有人愿意投资到成本较高的电储能装置上来，不利于系统应对越来越多可再生能源接入带来的随机性和波动性。

目前辅助服务仍执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则，但扩大了提供主体的范围，规则提出“鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务”，“积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡”。虽然仍采用“按需调用，事后补偿”的方式，但逐步体现出了辅助服务效果的差异，为高性能高成本的辅助服务资源，尤其是持有电储能装置的独立辅助服务提供者提供了发展空间。

5、基本规则积极探索的辅助服务竞价交易机制是辅助服务市场吗？

辅助服务与现货市场是强耦合关系，因为备用和调频两种辅助服务主要存在于现货市场当中，在基本规则描述的交易模式没有日内时序电价的背景下，实际上无法发现辅助服务的真正价格。基本规则起草者思路是清晰地，提出“鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主体”而不是时髦的“辅助服务市场”，说明起草者承认基本规则描述的辅助服务仍然是“补偿机制改良，准市场化改革”。

一方面，对于调峰、自动发电控制、备用等有功服务，提出由电力调度机构根据系统运行需要确定各项服务总需求量，再由各主体通过竞价的方式提供辅助服务，这是一个“重大突破”——在国内的电力监管（管制）历史上首次提出辅助服务的“总需求量要预先提出，而非事后统计”；另一方面，对于受节点限制、不适合开展短期集中竞价的无功和黑启动服务，也提出在该类服务提供主体较多的地区，可以通过竞价方式统一购买以满足系统所需，比如长期招标的方式。这将成为辅助服务市场化的种子，逐步脱离行政定价的管制模式，形成由市场形成辅助服务价格的机制。

6、对于广受关注的调峰服务，基本规则也明确的将其责任分担范围扩展到电力用户和跨省区交易主体之上。

从市场公平的角度出发，对于标准化的辅助服务产品，不同的提供者应一视同仁。因此基本规则约定：“电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。”“跨省跨区交易涉及的送端地区发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务情况获得或者支付补偿费用。跨省跨区交易曲线调峰能力未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行;达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。”

在现货市场建立之前，考虑到不同用户用电特性对系统调峰的影响，基本规则对用户参与调峰服务责任的分担方式给出了指导。笔者从基本规则读出三种处理方式：一是执行峰谷电价；二是约定发用电曲线；三是事后计算调峰贡献。峰谷电价本身就体现了电力价格的分时特性，结合用户弹性可以在一定程度上解决调峰问题，当然指定的峰谷电价与实际调峰需求肯定有所偏差，这就要求最终形成现货价格来解决。基本规则规定“用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度”，采用按贡献度补偿和考核调峰的方式。

“对于电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。”这是在九号文提出建立“用户参与的辅助服务分担共享新机制”的要求之后，市场规则中首次提出用户参与辅助服务的具体方式。

后记：基本规则涉及辅助服务的内容，实质上也是对现行辅助服务补偿机制面临挑战的一种“主动应对”。现行辅助服务补偿机制依托于原国家电力监管委员会2006年11月7日印发的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号）（以下简称43号文），43号文实质上有六项前置条件。一是各地“核定上网电价”中已经包含一定比例的辅助服务费用。二是辅助服务补偿的范围界定在发电环节。三是发电环节资金内部平衡，不发生资金外流。四是辅助服务随上网电量一同出售，与上网电量一同结算。五是计划经济体制下不考虑容量（冷备用）补偿。六是电网优先保证与其有资产关系的机组（主要是留在电网体制内的一些水电机组）无偿并充分发挥调节作用。

43号文制定于2006年，各区域实施细则制定于2008年，很多内容已经不适应电力系统现行机制的大背景，主要面临以下挑战：一是电力直接交易未相应出售调峰产品。二是系统共用的备用、调频未与用户个体使用的调峰分开。三是大部分地区未采用“按效果计量”的辅助服务调节方式。四是缺乏现货交易，辅助服务在“多买多卖”格局下不能准确定价。五是容量（冷备用）补偿尚未提上日程，可再生能源装机富余地区的火电企业生存困难。六是简单将竞价这一调用形式视为“辅助服务市场”，扭曲了相关概念。七是跨省区辅助补偿机制仍未全面建立。八是一些区域调峰调频等优质辅助服务资源稀缺。同时，辅助服务在实际调用过程中，还存在执行不到位、种类不全、主体不全等管理问题。

基本规则的印发实质上开启了对这些挑战的解决之路，想来起草者下一步一方面需要认真梳理现货交易与辅助服务补偿、直接交易与辅助服务补偿之间的关系，尽快修订43号文。另一方面要加强宣贯，澄清对辅助服务补偿认识上的误解。当然，最核心的还是进行整体规划，配合现货交易建立辅助服务市场机制。

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