电力辅助服务市场之“鉴往知来”-北极星售电网

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在上篇文章【小硕观察】有一种市场叫电力辅助服务市场中，我们回顾了国内电力辅助服务一路走来的历程。今天，小硕将结合海外、国内其他省份以及四川电力辅助服务市场的主要产品种类和运营机制，围绕“相似”和“差异”，探索未来四川的电力辅助服务将走向何方?

（来源：微信公众号“硕电汇” 作者：小硕团队）

海外电力辅助服务市场品种与模式

海外的辅助服务市场通常是以调频、调压、备用、黑启动和电力平衡等作为主要交易品种。其中，强制性要求提供的辅助服务，按照固定费用补偿。竞争力度较强或需求随时间不断变化的品种，如调频、备用等辅助服务，会通过集中竞价的方式购买。其余本地化的辅助服务，如黑启动、无功调节等辅助服务，则是签订长期合约。

目前，海外大部分国家已处于向新能源转型的成熟期，因此在提供传统辅助服务的基础之上，不断结合自身需求，推出了灵活爬坡能力产品来保证电力系统的稳定运行。例如，美国的CAISO、MISO市场分别推出了不同的爬坡产品FRP、RCP来应对过高的可再生能源发电比例问题；美国的PJM市场为了解决光伏发电的波动，也研发出了对应的调频产品（RegD）。

就市场模式而言，分为两种：

一是以美国、澳大利亚等集中式电力市场为代表的联合优化方式。

二是以欧洲的分散式电力市场为代表的独立交易方式。

前者是辅助服务市场和电能量市场联合出清，例如在美国PJM市场中，机组将参与辅助服务的信息连同电能量报价一同向PJM提供，每5分钟将两个市场联合出清一次；后者则是将辅助服务市场与现货市场完全解耦，例如欧洲的电力交易机构负责现货电能市场，调度运行机构负责辅助服务市场。

由于各个国家的电力市场模式不同，辅助服务费用分摊方式可以分为三类：

第一类是发电企业之间分摊，如阿根廷等国家，表面上是发电侧承担，但实际上电厂在进行报价时就考虑到了提供辅助服务的成本，从而隐性地传递给了电力用户。

第二类是终端用户承担，国外大多数国家均采用这种方式。欧洲的电力用户主要分担输电费用和系统专项调度费用，而美国市场将调频和备用服务义务按比例分配给负荷服务商，通过提供、签订合约、购买服务等方式来履行义务。

第三类是发电企业和终端用户按比例共同分担，目前国外只有澳大利亚使用此方式分摊调频服务费用。

国内电力辅助服务市场交易与模式

我国电力辅助服务市场中交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用和黑启动等，在辅助服务市场建设初期，大部分省市多以开展调峰市场为主，调频为辅，近1~2年来，备用市场才逐步诞生。新“办法”推出后，增加了爬坡、转动惯量、稳定切机以及稳定切负荷的服务，将原来的发电主体从火电、水电、风电和光伏企业也扩大到了核电等其他清洁能源。与此同时，正式将储能和可调节负荷纳入了提供辅助服务的市场主体之中，其中，江苏作为能源消费大省，做出了表率带头作用，储能设施已经无缝融入了调峰和调频的辅助服务市场。

国内外电力辅助服务市场的产品种类最大的不同在于调峰是我国特有的辅助服务，国外市场中不存在。在电力市场建设初期缺乏现货市场的情况下，调峰作为“补丁”措施起到了一定的过渡作用。国外成熟的现货市场中，往往通过实时电价和平衡机制来引导发电企业主动调整发电出力达到调峰的目的，再设置调峰市场只会画蛇添足。所以随着电力体制改革的深化和现货市场建设的完善，调峰服务很有可能会逐渐退出市场。

另外，不同产品种类对应的交易方式也有所不同。在调频市场中，以自动发电控制服务（AGC）为主，采用集中竞价的交易模式，以发电单元的调频里程报价按照“价格优先、性能优先”的原则出清。而在调峰市场中，调峰服务又分为深度调峰、深度调峰容量市场、启停调峰、可调节负荷等。由于调峰服务品种复杂多样，所以交易通过一方报价另一方摘牌、双向报价、集中竞价、滚动出清、统一边际价格出清等多种方式开展，按照需求和报价顺序进行出清。对于黑启动市场来说，我国目前只有四川和贵州的黑启动辅助服务市场是采用了竞价的方式，西北区域的黑启动市场按照积分电量机制设置上限，东北区域等其他多数区域则是跟“两个细则”中对应的黑启动调用机制一致。

关于费用分摊机制，我国是由发电侧按比例分摊，而新“办法”实施后，则是依照“谁提供，谁获利；谁受益；谁承担”的原则由所有受益主体共同分摊辅助服务费用，一定程度上减轻了发电企业的负担。

四川电力辅助服务市场将走向何方？

目前四川电力辅助服务市场主要面临产品种类，运行方式和补偿费用分摊机制三方面的挑战。第一，参与辅助服务市场的产品种类单一。调峰市场只有川渝一体化的降荷调峰，且未开展备用辅助服务市场。第二，辅助服务市场与电能量市场没有明确联合也没有完全解耦。调峰市场的费用实行优先结算，与当月电费同步进行，而AGC和黑启动市场是由省调每月月初提供交易执行和考核情况，电力交易中心提供结算依据。第三，AGC和黑启动辅助服务的费用依旧是发电企业按比例分摊。

那么，结合省外海外的经验，政策改革以及未来现货市场的运行，四川电力辅助服务市场未来可能会迎来哪些变化呢？

现货市场即将正式起步，但在短期时间内难以有效的引导发电企业灵活调整出力，所以依旧需要靠调峰实现电能平衡。四川的AGC市场中，所有机组面对的是统一的报价范围，实际上可以按照机组性能进行分档报价，在同一性能范围内，按照价格由低到高调用。除了对调频里程按照合格贡献率进行补偿，还可以参考广东调频市场将调频容量也纳入补偿范围，一是使机制更加完善，二是进一步激励机组参与调频市场。同时还可以学习欧洲市场，根据响应时间，响应速率，调节方向等划分出更多层次的服务种类。

四川电力辅助服务市场与电能量市场具有一定的耦合性，从海外市场经验得知，两个市场联合出清的交易机制将会有效的提高市场效率，使辅助服务费用合理化，也是降低终端用电用户电价的重要手段，所以联合出清是一个理想的发展方向。

最后，费用分摊机制将随着新“办法”的全面实施而升级。辅助服务保障了整个电力系统的稳定安全运行，受益群体应该是系统中的所有主体，因此辅助费用未来会由发电企业、电力用户等所有受益主体分摊。这一点从现在每月国网代理购电公布的分项构成中已经“初见端倪”。

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