深度好文 | 谷峰：我国辅助服务补偿机制与市场化——从配合计划机制到现货市场

回顾我国辅助服务补偿机制建设工作，现行全国性辅助服务补偿机制酝酿于2004年，《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》出台于2006年，各区域实施细则印发于2009年，全国范围内落地1于2010年前后。该机制立足于计划体制下的电量分配机制，本质为发电侧辅助服务补偿机制，主要辅助服务品种包括调频(AGC)、调峰、无功、备用、黑启动等五种。2013年，东北地区出现了以竞价方式确定调峰承担主体的尝试。2015年中发9号文印发后，以竞价方式确定承担主体的调峰辅助服务补偿机制，被国内部分地区定义为“辅助服务市场2”的主要内容，尝试先于电能量市场建设“辅助服务市场”。实质上，现有的“辅助服务市场”试点，总体仍是辅助服务补偿机制，并未形成电能量市场化背景下的辅助服务市场化交易。未来的辅助服务市场建设，仍需要服从于电力现货市场建设，对辅助服务补偿机制进行“脱胎换骨”的改革。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”；作者：谷峰）

1来路崎岖与效果明显

我国辅助服务补偿机制的由来，与上轮电力体制改革密切相关。2002年，国发5号文推动厂网分开改革，对于新生的原国家电监会，从何处入手建立厂网界面的经济关系和监管制度缺乏直接经验可以借鉴。厂网分开两年后，原国家电监会组织了“厂网间突出问题调研”，这次调研覆盖了全国大部分省(区、市)电力企业，成为了原国家电监会为期近十年厂网界面监管工作的前奏，工作成果包括后续出台的辅助服务补偿机制、厂网间电费结算制度、信息披露与报送制度、电力调度与交易监管机制等。当时建立辅助服务补偿机制的初衷，是为了解决调研发现的辅助服务相关的两方面问题，一是电网企业以“喂鸡还需一把米”名义3保留的调峰调频专用机组承担辅助服务较少，主要从事发电业务盈利;二是各独立发电企业承担的辅助服务任务量苦乐不均，有“鞭打快牛”之嫌，以及与调度机构“远近亲疏”之分，独立发电企业意见较大。对于电网企业保留的调峰调频机组利用不充分问题，原国家电监会提出的解决办法分远近两个措施，近期措施是加强监管，要求电网企业保留机组必须在“第一顺位”无偿、优质的提供调峰调频服务，远期措施是剥离电网企业拥有的常规机组。对于发电企业之间辅助服务方面的“鞭快”与“亲疏”问题，原国家电监会有关部门认为属于公平问题，需要建立一套机制，即辅助服务补偿机制。

今天看来似乎发电侧的辅助服务补偿机制顺理成章，倒退15年，辅助服务在国内连具体、权威的概念都没有，方方面面顾虑重重。设计者需要回答好电力调度机构、电力企业和价格管理部门的问题，才能实现“设计闭环”。

首先是是否改变调用辅助服务的方式?由于电力调度机构承担全部安全责任，电力调度机构认为不能干预调度人员的决策过程。设计者考虑到当时电量计划分配、计划调度的机制没有变化(没有电力现货市场)，建立辅助服务补偿机制如给调度人员额外增加压力，安全责任无法厘清，同时对解决问题也没有直接好处。因此，辅助服务补偿机制被设计为事后的经济补偿，不影响电力调度机构“按需调用”4。

其次是谁来出钱?道理上讲，辅助服务成本是电力成本的一部分，“羊毛出在羊身上”，自然而然应当用户承担，但是原国家电监会并没有调整用户侧电价的职能，如想迅速推开，只能是电力企业暂时承担。其中，电网企业明确表示不承担(无出处)，考虑到辅助服务补偿机制当时最为紧迫的是解决发电企业之间提供辅助服务的公平性问题，经与主要发电企业协商一致，暂时由发电企业承担。这种做法的立论形成了一个当时主要发电企业认可的假设：“目前核价体系没有明确是否考虑辅助服务成本进入上网电价，那么也可以粗略认为所有电源的核价都考虑了一定比例辅助成本，所以多干活的机组应当拿钱，没干活或少干活的机组把这个比例的电价拿出来”。

最后是如何为辅助服务定价和限价?辅助服务补偿机制在一定程度上是为辅助服务定价，就是确定电价的一部分，而电价管理职能一直属于国家价格主管部门，也不在原国家电监会手中。当时国内刚刚开始推行标杆电价体系，经过协商，价格主管部门同意按照补偿一定辅助服务成本的原则5来定价，由原国家电监会派出机构提出标准，主要发电企业讨论同意的方式6(“集合侃价”)确定补偿标准，“以支定收”由发电企业按照上网电量(或电费)进行分摊，但是为保证对标杆电价不产生大的影响，辅助服务补偿的总费用(上限)不得高于当地总上网电费的1.5%。

从当时情况看，不得不说辅助服务补偿机制是一个设计精妙又接地气的经济制度，用户侧电价没有发生改变，电网企业由于没有经济利益，积极发挥自身在行业内的影响力协助推动，力度合适的补偿标准让发电企业之间实现了公平，解决了“鞭快”和“亲疏”的问题。对辅助服务补偿机制评价最高的是电力调度工作人员，认为该制度减轻了调度人员的工作压力，调动了发电企业提供辅助服务的积极性，机组通过改造切实提高了系统安全稳定运行的能力。

截至目前，各地“辅助服务市场建设试点”基本上7没有脱离上述辅助服务补偿机制的主要机理，费用仍取自发电企业，主要的改良在于个别品种(主要是调峰和调频)不再按照性能排序调用，而是划定性能范围，在性能范围内按照价格由低到高调用机组，但在为保证安全的情况下，仍然可以按需调度，只是按需调度不再是首选原则。

2先天不足与适用局限

辅助服务补偿机制主要用于解决当时“厂网间突出问题调研”发现的实际问题，取得了切实的成绩，但是由于受到当时条件的限制，存在三方面先天不足，并且随着中国电源结构的快速变化，这些不足越发凸显：

一是应承担辅助服务义务的电源类型覆盖不全。《并网发电厂辅助服务暂行办法》起草工作所处时期，我国非水可再生能源在电源结构中的占比微乎其微，“鞭快”与“亲疏”的问题又主要存在于火电和水电企业之中，所以顶层设计是围绕火电和水电展开的，对于其他类型电源并没有考虑(适用范围未涉及)。虽然在各区域细则实施的过程中，部分地区已陆陆续续将其他类型电源列入分摊范围，但是由于顶层设计未加以考虑，出现了很多实施过程难以解决的问题。其中最为突出的就是有偿服务和无偿服务的划分标准问题，现行补偿机制只考虑火电和水电机组参与辅助服务的情况下，有偿和无偿的“门槛值”是按照是否引起(水火发电)成本的变化予以区分的，而如果统筹考虑各类型机组均有辅助服务责任，应是各类型机组提供辅助服务能力最弱者的能力上限作为统一的有偿服务起点。门槛值划分的不合理，造成无调节能力机组无偿享受了部分有调节能力机组的辅助服务。具体反映在部分地区，某一辅助服务的度电价格，竟然远远高于消纳可再生能源(假定的辅助服务对象)全口径度电价格8。更大的麻烦是，长此以往可能会进一步加剧不惜代价消纳可再生能源的做法，使经济性消纳变成了“浪费型”消纳。

二是同一调度关系不同经营关系的主体覆盖不全。辅助服务补偿机制的费用分摊随各电厂上网电费结算进行同步分摊，公用电厂上网电费均由电网企业结算，可以分摊的到辅助服务费用，而自备电厂的情况就要复杂得多。辅助服务补偿机制设计阶段，自备电厂没有蓬勃发展，大部分自备电厂装机容量较公用电厂小，并且拥有自备电厂的用户用电量大于拥有自备电厂的发电能力，造成绝大部分自备电厂没有上网电费结算，电网企业无法直接得到自备电厂的分摊费用，因此同一调度关系的自备电厂并未纳入辅助服务补偿机制，仅山西省进行过自备电厂分摊费用(要求电网代付)的短期尝试。

三是不同调度关系而同一消纳市场的主体覆盖不全。厂网分开之初，跨省跨区电量主要以国家指令计划为主。辅助服务补偿机制设计阶段曾设想将跨省跨区电量一步纳入辅助服务费用分摊。当时主要的跨省跨区电源企业持反对意见，提出因其大部分电量为多省分电，且电价形成机制与省内电价形成机制不同，为受电省标杆电价倒推，应暂时不参加。跨省跨区电量中的跨区电量，主要通过直流输电通道输送，发电企业的大部分辅助服务只能提供给接入端的交流电网，电源企业确实仅能对受电地区的辅助服务承担经济责任。为加快推进辅助服务补偿机制建设，减少出台难度，《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》未将跨省跨区电量应承担的辅助服务义务作为规范的重点。虽然后续国家能源局曾经以国能综监管〔2014〕456号文，印发《积极推进跨省区辅助服务机制建设工作的通知》，要求将跨省跨区电量纳入受电地区的辅助服务补偿机制，即跨省跨区消纳电源应承担受端省份辅助服务费用分摊，在送端交流网内提供的辅助服务可以获得与送端电网内电源相同标准的辅助服务补偿，但在具体实践中，仅苏浙沪三地在部分跨省跨区电量上予以落实。随着跨省跨区电量越来越大，受端省份辅助服务压力越来越大，矛盾越来越突出。

四是仅考虑发电侧辅助服务使辅助服务的经济调用缺乏激励机制。辅助服务补偿机制要求发电侧具备调节能力的机组承担物理提供辅助服务的义务，要大部分发电机组承担辅助服务的经济责任9，但未明确如何量化衡量电力调度机构使用辅助服务的效率，包括使用辅助服务的成本是否能够小于消纳不稳定电源带来的红利。其实，在辅助服务补偿机制设计过程中，原国家电监会确定了“可计量、可监管、可交易”的三步走战略，即首先建立辅助服务是商品的概念，解决计量问题，然后摸索监管的激励相容方式，确定辅助服务使用总量与成本方面对电力调度机构的约束激励指标，最后配合电能量市场化建立辅助服务市场。遗憾的是受到机构更迭影响，原国家电监会的工作仅完成了第一步“可计量”，也就是今天看到的辅助服务补偿机制(“市场”)。电力调度机构使用辅助服务不受任何的经济限制和总量监管，缺乏提高使用效率、降低辅助服务总成本的动力。

除了受当时条件制约以及机构改革，造成“三步走”计划停滞，而使现有的辅助服务补偿机制存在先天缺欠以外，新一轮电改使补偿机制的部分基础性条件10发生了改变。2006年，上一轮电改已经遇到瓶颈，区域电能量市场踟蹰不前，辅助服务补偿机制出台时的背景，已经由基于电能量市场化彻底改为基于计划的电量分配制度。各区域细则制定过程中，组织者近乎“挥泪”否定了当时华东区域提出的考虑电能量机会成本辅助服务定价机制，从后事看当时的判断是正确的，因为电能量市场的建设停滞了将近十年。正因如此，辅助服务补偿机制在新电改背景下，表现出多个亟需调整的方面：

一是辅助服务补偿机制在电力直接交易开展后需要考虑容量备用服务。原有计划体制采用分配电量，同等类型机组利用小时数基本相同，发电机组轮流停机备用，容量备用(冷备用)服务不需要考虑在当时的辅助服务品种当中。因此，现行辅助服务补偿机制除南方区域部分涉及外，其他均未考虑容量备用辅助服务问题。电力直接交易开展后，发电机组之间由于成本不同，竞争中所处地位自然不同，优势机组与劣势机组利用小时数差距将越来越大，而利用小时数低的机组并不能退出运行，因为年度大负荷期间仍然需要这部分容量提供电力，所以这部分机组虽然电量减少，却用大量时间提供容量备用服务，该种辅助服务往往是最贵的辅助服务11。在水电较多送出地区，火电企业生存困难的核心原因之一，就是火电企业为水电企业丰枯季节或特枯年容量备用辅助服务费用没有得到补偿，而这恰恰应当是火电企业(能够列入开机组合)在水电富集地区“活下去、活的好”的合理收益。在受电地区，如果计及当地(由于外来水电丰枯引起)的容量备用费用(目前表现为燃机容量电费)，远程输送丰枯出力差异明显的水电经济性会大打折扣。

二是上网电价的放开使辅助服务补偿机制由发电企业承担的前置假设不再存在。随着上网电价逐步放开，发电侧承担辅助服务费用立论的假设(标杆电价体系考虑了一定比例的辅助服务成本)已经逐渐不存在。实际交易中，发用双方协商形成的电价确实均未考虑辅助服务费用。从经济学来讲，不论辅助服务的成本如何、费用高低，都应当由电力用户承担辅助服务费用。然而，部分地区不断加大发电企业承担辅助服务费用的力度，甚至部分用户提供可中断负荷服务也希望向发电企业收取费用，脱离了当时这个机制建立的边界条件。反对全部辅助服务费用都由用户承担的观点中，有一部分认为可再生能源也消耗了辅助服务，所以应当和用户一起承担辅助服务费用，这种观点偏颇之处在于，用户使用了占比更高的可再生能源，自然应当为此支付相应的费用，既应该包括可再生能源的电能量价格，也应该包括使用这些可再生能源需要的辅助服务费用。另一部分观点认为个别国家现代电力市场环境下，部分辅助服务品种的费用仍由发电企业按上网电量分担，经分析会发现这些国家均采用单边现货市场模式，由于其现货市场中用户为价格接受者，发电企业将度电辅助服务成本自然而然随电能量报价转移到了用户侧。