我国电力辅助服务市场日趋完善

核心提示 电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务。在传统电力计划管理体制下，电力辅助服务主要通过指令的形式强制提供，这种方式难以充分反映电力辅助服务的市场价值，损害了部分主体的利益。随着我国电力市场化改革的持续推进，依靠市场化手段激励各类市场主体提供电力辅助服务已成为必然趋势。

我国电力辅助服务市场的发展历程

伴随着我国电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了无偿提供、计划补偿和市场化探索三个主要阶段。

●无偿提供阶段

2002年以前，我国电力工业主要采取垂直一体化的管理模式，由系统调度部门统一安排电网和电厂的运行方式。系统调度机构根据系统的负荷特性、水火比重、机组特性以及设备检修等方面因素，根据等微增率原则进行发电计划和辅助服务的全网优化。在对电厂进行结算时，辅助服务与发电量捆绑在一起进行结算，并没有单独的辅助服务补偿机制。

●计划补偿阶段

2002年厂网分开后，各发电厂分属于不同的利益主体，无偿提供电力辅助服务难以协调各方利益。在这一背景下，2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），提出“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊”。我国电力辅助服务由此进入计划补偿阶段。

各地也相继出台“两个细则”文件，规定了电力辅助服务的有偿基准、考核与补偿以及费用分摊等规则。“两个细则”规定的计划补偿方式能够在一定程度上激励发电机组提供电力辅助服务，但总体来看补偿力度较低。以华东、华中地区为例，深度调峰补偿价格最高仅为0.1元/千瓦时，对于发电企业的激励作用相对有限。

●市场化探索阶段

随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。国外成熟电力市场一般通过现货市场中的实时平衡市场或平衡机制实现调峰。而当时我国尚未启动电力现货市场建设，亟须利用市场化手段提高奖罚力度，以更高的补偿价格激励发电企业等调节资源参与电力辅助服务。

2014年10月1日，随着东北能源监管局下发的《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（试行）》（以下简称《监管办法》）实施，我国首个电力调峰辅助服务市场（以下简称“东北电力调峰市场”）正式启动，标志着市场化补偿电力调峰辅助服务尝试的开始。东北电力调峰市场深度调峰补偿力度大幅提高，不同档位最高限价分别设置为0.4元/千瓦时、1元/千瓦时，对于火电机组参与深度调峰的激励作用显著提升。

2015年3月，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“9号文”）提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。在“9号文”的顶层设计下，与电力辅助服务市场化建设直接相关的文件密集出台，各地也积极开始电力辅助服务市场化探索。华东、西北、福建、甘肃等省区陆续启动调峰辅助服务市场建设运行。广东、山西等省份已启动调频辅助服务市场。2019年年初，东北电力辅助服务市场升级，首次增设旋转备用交易品种，实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。浙江、华中等省区也在积极探索增设备用辅助服务交易品种。

我国电力辅助服务市场开展情况

尽管我国电力辅助服务包括调频、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等多个品种，但目前在市场建设初期，各地主要围绕调峰、部分地区辅以调频开展辅助服务市场建设。2018年，全国（除西藏外）电力辅助服务补偿及市场交易费用共146.16亿元，其中东北、福建、山西、宁夏、甘肃等正式运行的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元，占全国电力辅助服务总费用的25.1%。

●调峰辅助服务市场

东北调峰辅助服务市场自2014年建成以来运行良好。2018年，东北区域常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，全网风电受益电量共计179亿千瓦时，有效促进了风电消纳，缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面，促进了电力系统安全稳定运行。华东、华北、西北调峰辅助服务市场已进入试运行。2018年，福建、甘肃、宁夏调峰辅助服务市场正式运行，山东、江苏、新疆、重庆等调峰辅助服务市场进入试运行，计划于今年正式运行。今年，山西调峰辅助服务市场已启动试运行，河北、上海、安徽、陕西、青海等调峰辅助服务市场计划启动试运行。

当前，我国正在运行的调峰辅助服务市场基本沿用了“两个细则”，补偿费用主要来自于发电企业，并未传导至用户侧，只是将按照性能调用机组改为在一定性能范围内根据价格从低至高调用机组，并按照市场价格进行补偿。具体来看，与原有的并网发电厂辅助服务管理实施细则相比，各省区推行的调峰辅助服务市场主要呈现以下特点：

一是不再设定统一的补偿价格，加大调峰补偿力度。允许机组自主报价，价格上限大幅提高，例如东北设定的报价区间远远高于之前西北、华北等区域电网实施细则中的补偿力度，有利于进一步激发火电机组调峰积极性。

二是结合系统运行特点，扩展了调峰参与主体。大部分省区调峰辅助服务提供主体主要是火电、水电等各类具有灵活调节能力的常规电源，部分地区纳入外来电主体、售电主体、需求侧响应、储能等。

三是一般采用卖方单向报价、集中竞争、统一价格出清的交易方式。调度方根据按需调用、按序调用、价格优先的原则进行调用，最后将调峰费用按照电量或电费比例分摊给对系统调峰辅助服务贡献不大的发电机组。

四是多数市场交易品种相对单一。目前多数调峰辅助服务交易主要集中在深度调峰及启停调峰两个品种。另外，现有的所有市场规则均趋向聚焦负备用调峰，对发电机组下调能力要求明确，但是对机组上调顶峰需求未作明确市场定位。

●调频辅助服务市场

2018年，山西调频辅助服务市场进入正式运行；山东、福建、广东调频辅助服务市场启动试运行。2019年，福建、甘肃调频辅助服务市场计划进入正式运行；四川调频辅助服务市场计划进入试运行。

各省区在推动调频辅助服务市场化基础上，在市场主体、交易方式等方面呈现不同的特点。

在调频参与主体方面，各地区差别较大。山东主要将满足条件的火电机组纳入市场主体。山西除传统火电机组外，还纳入了满足相应技术标准的新能源机组、电储能设备运营方、售电企业、电力用户。广东允许储能电站等第三方辅助服务作为独立主体或者与发电机组联合作为调频服务提供者进入市场。

在交易方式方面，多采用集中竞价、统一出清、边际价格定价的方式开展。在调用时多采用价格优先原则，且在出清或调用时一般对调频性能因素进行了考量。在调频标的方面，山西、山东等主要考虑调频容量，广东同时考虑了调频容量和调频里程。

我国电力辅助服务市场建设展望

●推动调峰辅助服务市场有序衔接

一是实现调峰辅助服务交易带发电权转移。当前部分市场规则要求开展调峰辅助服务交易后相关主体仍需“偿还”电量。考虑到目前开展的调峰交易本质上带有发电权转移属性，建议完善相关规则，参与调峰辅助服务交易的市场主体自动完成相应电量的发电合同转移，以降低交易结算压力。

二是推动省内调峰市场向更大范围调峰市场整合。目前区域电网及省内调峰市场与现货市场存在对于场内资源的重复调用，各市场在交易时序和交易空间上的衔接也存在一定困难。建议将省内调峰市场逐步整合至区域乃至全国范围内调峰市场，在更大范围内实现调峰资源共享的同时，提高市场运行效率。

三是逐步实现调峰辅助服务市场与现货电能量市场融合。调峰辅助服务本质上对发电机组出力的调节，与现货电能量市场紧密耦合。建议逐步推动调峰市场与现货市场融合，利用实时市场价格信号引导火电机组参与深度调峰，不断优化市场运行效益。

●推动建立跨省区备用辅助服务市场

近年来，随着特高压电网和清洁能源快速发展，电力电量平衡格局已经从分省就地平衡向分区甚至全网统一平衡转化。国家电网公司经营区域内，省级电网送受电占比不断提高，甘肃、新疆、山西等10个送出型电网，最高外送电量占比达30%；北京、上海、浙江等15个受入型电网，最高受入电量占比达61%。加之新能源装机比例高、出力波动大，部分省份备用资源严重不足，在省级层面难以建立有效的备用辅助服务市场，需要在更大范围内进行备用资源共享。

建议推动建立跨省区备用辅助服务市场，充分利用送受端电网错峰效益，实现大范围备用资源互济，缓解电网运行备用容量短缺，从而提高电网整体运行效益，进一步提升新能源消纳水平。

●建立健全省内调频辅助服务市场

考虑到我国分省平衡的电网调度管理模式，建议推动建设以省级电网为基础的调频辅助服务市场，以市场化经济手段激励各类机组、储能、需求侧响应等各类市场主体参与调频辅助服务，丰富电网安全平衡调节手段和资源。随着现货市场建设的推进，应逐步推动调频辅助服务与现货电能量市场联合优化出清，进而进一步实现系统整体效率最优。

●持续优化辅助服务交易品种

新能源出力具有间歇性、波动性、难以预测等特点。随着新能源占比的不断提升，电力系统运行呈现新的特点，对于电力辅助服务的需求将进一步增加。需要结合电力系统运行实际需要，推动电力辅助服务市场交易品种创新。可适时引入爬坡类产品、系统惯性等辅助服务交易品种，满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，例如燃气机组、抽水蓄能等，并通过市场化定价方式对此类机组进行经济补偿，进一步促进新能源消纳。

（作者单位：国网能源研究院）