政策解读 | 从费用规模角度看辅助服务市场新模式

辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。我国辅助服务一般包括一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。大部分地区开展了调峰、调频的辅助服务市场，通过市场竞价的方式确定辅助服务的提供方和价格。本文介绍了国内辅助服务的费用规模，对比美国辅助服务市场情况，进一步探讨辅助服务价格新模式。

（来源：微信公众号“电联新媒”  作者：俞潇 孙硕）

我国辅助服务市场费用规模现状

辅助服务与电能量关系紧密，辅助服务价格与电能量价格互为机会成本，伴随着电能量的市场化，辅助服务也由原来的非市场化补偿机制转化为市场化定价机制。目前，各地区辅助服务市场主要交易品种为调峰、调频，部分地区也将备用纳入辅助服务市场交易范畴，各地做法不尽相同。例如甘肃将调峰、调频纳入辅助服务市场交易范畴，贵州开展调峰、黑启动辅助服务市场交易，广东开展调频辅助服务市场交易；此外各区域还有自己的辅助服务市场，例如南方区域备用辅助服务市场、华中省间电力调峰及备用辅助服务市场等。长期以来，调峰是我国最主要的辅助服务品种，2022年度单项费用近200亿元，2023年度单项费用将近250亿元，占当年辅助服务总费用的六成以上，调频、备用辅助服务费用则占总费用的三成左右。其中，调峰是指通过一段时间内调节机组出力，使发电出力跟踪负荷的变化，实现系统电力电量的总体平衡，而现货市场连续运行地区不需要将其列为单独辅助服务品种，可以通过价格信号的引导由供需两端自动实现调节。

影响辅助服务费用规模的主要因素包括需求提出、辅助服务定价等，目前各地辅助服务市场设计中的计价公式、价格限制等约束并不相同。在计价公式方面，有时存在提供相同辅助服务但补偿标准有差异的情况，例如在某地区的调频市场中，火电、储能和新能源三种类型电源的补偿系数分别设置为1∶0.8∶0.7，另一地区的备用市场中，燃煤机组补偿标准为15元/兆瓦时，水电机组补偿标准为5元/兆瓦时，此外，部分地区调频市场按照调节速率K1、响应时间K2、调节精度K3三个分项参数确定综合调频性能指标，少部分地区则通过对调频参数进行加权平均的方式确定参与调频机组的综合调频性能指标；在价格限制方面，各地调峰价格上限在500元/兆瓦时至1000元/兆瓦时不等，调频价格上限在12元/兆瓦至60元/兆瓦不等。市场定价机制不同，导致各地辅助服务的种类和规模都有显著差别，华北地区以调频辅助服务费用为主，东北地区以调峰辅助服务费用为主，而南方地区的备用辅助服务费用高于国内平均水平。

2023年度，我国全社会用电量92241亿千瓦时，长期保持增长，与此同时，辅助服务费用也连续两年实现了增长。据不完全统计，2023年度调峰、调频、备用等主要辅助服务总费用规模接近400亿元，较2022年度辅助服务费用上涨了22%，近3年来年均增长率约为15%。2023年度，各电源主体结算总费用约28000亿元，居民、农业、工商业用户结算费用约47000亿元，无论发电企业还是市场化用户，辅助服务费用都纳入系统运行费科目中，由电网企业定期向用户和发电企业结算，对现货市场未连续运行地区的发电企业来说，辅助服务费用是除了电能量费用以外影响收益的主要费用之一。

国外辅助服务市场典型案例

以美国、澳大利亚、北欧为代表的国家电力市场化建设起步较早，发展更成熟，其辅助服务市场主要产品是调频、备用、黑启动等，市场通过竞价或长期协议的方式交易，更能体现电力辅助服务的实际价值，其辅助服务费用一般占市场总费用的规模较国内占比更小。本部分以美国规模最大的PJM市场和可再生能源比例最高的CAISO市场为例，进行介绍。

2023年，美国全部可再生能源装机容量约为395吉瓦，约占装机总量的22%，根据美国能源信息署（EIA）2023年11月7日发布的预测，2023年美国用电量总计达到40220千瓦时，总电费约6300亿美元，辅助服务费用约为64.7亿美元，折合约0.0016美元/千瓦时，辅助服务占比略高于1%，包含调频、电压补偿、可再生能源并网、运营管理等服务。根据Spherical预测，从2023年到2033年的十年，美国辅助服务市场费用规模将以5.9%的复合年增长率增长，预计2033年将达到114.8亿美元。

（一）PJM

PJM是集中式现货市场，可再生能源装机占比在10%左右，辅助服务费用规模占总电费比例在1%左右。2017年度，美国PJM辅助服务市场总费用为5.08亿美元，占电力市场总费用的1.3%。调频、备用等辅助服务通常与电能量现货市场联合优化出清，实现电力系统运行总成本的最小化。PJM的辅助服务范围很广，所有5分钟内响应的发电和用户侧的调频资源都可以参与调频市场，而能在10分钟内响应的初级备用分为同步备用和非同步备用两类（国内也称为旋转备用、冷备用）。提供同步备用的机组必须是并网机组，并且能够在很短的时间内达到其所申报的出力水平，需求侧资源也可以通过在短时间内减少用电达到提供系统备用的效果。与此相反，未并网的机组才可以提供非同步备用，但机组需在规定时间内达到相应的出力及电压。充分的竞争使美国辅助服务市场能较好地达到均衡，使价格充分体现供需关系。

（二）CAISO

加州独立系统运营商（CAISO）运行的电力市场可再生能源比例很高，截至2020年底，可再生能源装机3806万千瓦，占比47%（含水电装机1404千瓦，占比17%，风光合计约占30%），在极端情况下出现过瞬时97.6%电量来自可再生能源的情况。在这种情况下，相比美国其他市场辅助服务费占比也相对较高，往往占到了总电费的1.5%-3%。2017年度，CAISO辅助服务市场总费用为1.72亿美元，占当年总电费的1.85%。CAISO的辅助服务市场独立于日前市场运营，市场包括调频、旋转备用和替代备用，按小时进行竞价出清，中标供应商根据市场出清的容量和价格提供备用，出清采用分离顺序法和协同优化法。

完善辅助服务价格机制恰逢其时

比对国外电力市场建设实践经验，可以发现美国的辅助服务费用比重较小，因此国外电源投资项目的经济性评价并不必然考虑辅助服务费用，中长期市场、现货市场收益和容量费用才是影响电源投资项目经济性的关键因素。2月8日，国家能源局、国家发改委发布《关于完善电力辅助服务价格机制的通知》征求意见，将对进一步控制辅助服务费用规模产生积极影响。通知有三大看点：

一是进一步明确限价原则。综合考虑调峰需求与调节资源成本、新能源消纳的经济性，调峰市场上限价格按不高于当地平价新能源项目的上网电价来确定；调频性能系数以当地性能最优煤电机组主机对应的设计参数为基准折算，最大上限为2，调频里程出清价格上限不超过0.015元/千瓦时；备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。管住了价格也就管住了市场，通过调峰促进新能源消纳将更加兼顾经济性，调频将更加凸显公平性，原先各地补偿标准和市场限价不统一的情况将进一步优化，从市场定价机制上减少了辅助服务费用规模。

二是规范辅助服务费用传导。按照“谁服务、谁获利，谁收益、谁承担”的原则，非现货地区辅助服务费用不向用户侧疏导，现货市场连续运行地区的调频、备用辅助服务费用由用户和发电主体按比例承担，各项辅助服务费用单独计算、单独列示。在有效控制辅助服务费用规模并充分考虑用户承担能力的基础上，明确了发电主体和用户各自应承担的辅助服务费用科目和比例，将备用也纳入辅助服务费用分摊范畴，进一步明确了市场经济关系，同时有效保障市场主体的知情权，辅助服务费用这笔账越算越清。

三是多措并举确保辅助服务价格管控政策落地。保障各类主体公平参与辅助服务市场，加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场的衔接，健全辅助服务价格管理工作机制，各地区需按通知要求在六个月内重新明确辅助服务价格。发挥政策协同的长效机制，明确了辅助服务价格的监管机构和职权范围，确保辅助服务市场得到持续有效的监管，将管控政策落到实处。

新政的出台将对市场各方带来长久深远的影响，也将进一步完善电力价格形成机制，电力辅助服务市场作为电力市场体系的重要组成部分，也将持续建设完善。