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

三是电力现货市场条件下辅助服务品种相对补偿机制的辅助服务品种和定价方式发生很大改变。电力现货市场配套的辅助服务机制，通常主要品种为调频和备用，调频的价格将包括调频里程的价格和调频服务被调用引发的电量变化(按当时现货价格结算)，备用价格将包括备用服务本身以及提供备用时段损失的机会成本(按当时现货价格计算)，没有电力现货市场，调频服务引发的电量变化和备用时段损失的机会成本无法准确定价，不能准确定价自然调频和备用服务就无法真正市场化。从这个意义上来讲，真正的辅助服务市场化需要以现货市场建设为前置条件。另外，电力现货市场条件下，分散式市场要求发用双方保持发用功率曲线一致，集中式市场如发电机组不愿停机，随着低谷供大于求，价格一路降低，总有一个低价位让承受不了损失的机组降到足够低的功率，因此，与电力现货市场配套的辅助服务机制不需要调峰辅助服务。换句话说，从经济学上讲，电力交易进行过程中，某一主体的货(电)卖不出去，自然就不被允许生产出来，市场环境下何来的电力调峰呢?

3前路艰辛与秉道直行

展望辅助服务机制的未来，到底如何走向市场化?回答这个问题，恐怕还是要回到辅助服务的定义上来，按照原国家电监会电监市场〔2006〕43号文12的定义：“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”，由这个定义能够清楚地知道，辅助服务的定义采用相对定义法，即需要定义正常的电能生产(输送、使用)，才能确定辅助服务的含义;定义了正常的电能生产组织形式变化(由计划到市场)，才能定义辅助服务的生产组织形式变化(由计划到市场)。因此，现代电力市场语境下的辅助服务市场化一定以电力现货市场建设为前提条件，即电力现货市场初期可能暂时沿用辅助服务补偿机制13，但真正的辅助服务市场却不能先于电力现货市场建设成功。从电力现货市场机制建设的情况来看，现代电力市场体系建设需要大量的时间和努力，中近期电力现货市场建设仍将以试点为主，在这些试点地区，辅助服务补偿机制将配合电力现货交易机制建设进行市场化;同时，部分地区在很长的一段时期内并不能完全具备建设电力现货市场为核心的现代电力市场体系的条件，“计划调度+直接交易”的计划改良模式还将长期在我国部分地区存在，受该模式影响，辅助服务补偿机制也将在非电力现货市场试点地区继续完善和改良。不论如何，可以肯定的是，辅助服务的经济机制是各地电力系统运营机制都不可或缺的，在下一步的工作中应抓紧按照所在地区所处市场建设阶段开展工作。

一是把握窗口期尽快随着发用电计划放开将辅助服务费用疏导到用户侧。十几年前机制设计规定发电企业暂时承担，一承担就是十几年，随着无调节能力电源快速发展，居民和三产用电快速上升，辅助服务费用越来越高，但是发电企业却感觉辅助服务成本没有得到补偿，仍在呼吁提高辅助服务付费标准。这种怪现象究其根源是辅助服务的费用出在了发电身上。由于发电侧出钱、发电侧干活拿钱，类似“朝三暮四”的发电侧“零和游戏”，造成全国性的发电集团基本上没有绝对收益的感觉，因为很可能旗下甲电厂赚的就是自己旗下乙电厂的钱;同时，由于是发电企业承担辅助服务费用，新技术和新主体提供辅助服务都需要挂上一个发电企业的“户头”，否则没资格参加“游戏”。例如，世界上的化学储能电站都是独立接受调度指令参加辅助服务市场，而我国参与调频服务的化学储能电站全部是建设在发电企业内部，采用“机组-化学储能”联合调频，这样的“世界独创”并不代表创新，而是为了“落户口才嫁人”。“暂时性”的费用承担方安排，造成化学储能电站无法按照最优的技术模式(独立调度)提供调频服务。“寄生”模式虽然为新技术提供了发展渠道，但也同时在一定程度上限制了其快速发展的可能。特别要强调的是，目前是将辅助服务费用转移到负荷侧的最佳窗口期。辅助服务费用很类似房屋买卖的中介费，买方市场时一定是卖方承担(买房者承担中介费)，卖方市场时一定是买方承担。今后一段时间，我们的电力市场仍处于买方市场(供大于求)，辅助服务费用疏导(向用户侧)后，用户在绝对电价感受方面，不会感受到电价因计入辅助服务费用而发生上升，可是一旦供需恢复平衡或者局部时段局部地区紧张，则用户直接感受到的就是涨价，疏导的难度会大大增加。

二是非现货试点地区继续深入完善已有的辅助服务补偿机制。已经印发的相关辅助服务补偿机制的文件，总体上看前瞻性、拓展性较好，大部分内容仍然适用。目前辅助服务补偿机制建设历经了十几年风雨，行业内为之付出了很多心血，对于已经成型的体系不应轻易做大的调整，但是深入完善工作必不可少。首先，水火风核等各类型机组、公用和自备多种资产形式机组应都纳入辅助服务补偿机制，采用各类型、各资产形式电源在同一补偿账户参与辅助服务补偿机制;将辅助服务补偿账户与并网运行管理账户分开设置，改变“辅助服务由考核引发”的错误概念;尽快将外来电全部纳入受入电网辅助服务补偿机制，外来电享受“特权”实质上也容易增强省间壁垒，通过承担应承担的义务，更有益于扩大省间交易，实现远程来电的“经济性消纳”。其次，将各类型机组中调节能力最差的机组辅助服务水平作为有偿辅助服务的起点，实现不同类型机组辅助服务提供能力衡量上的公平，并通过深入研究，科学确定有偿辅助服务计量公式，在现货市场建立前，引入对系统影响效果或性能参数，使发电机组提供的辅助服务能充分反映其每次动作对系统的连续性影响，将对系统影响的好坏“感性评价”进行量化计算，精确反映提供辅助服务的价值，才能在“干与不干不一样”的基础上解决“干好干坏一个样”的问题。再次，尽快引入容量备用辅助服务项目，让提供容量备用的机组获得其合理合法的收益。目前阶段，容量备用服务应当限制于可以调节机组，主要是火电和具备年调节能力的水电，并且要求该部分火电能够列入年度或多年年度机组组合，对于不能列入的部分机组不予补偿(因其属于过剩产能)。最后，条件合适的前提下可以尝试目前通过竞价选择辅助服务承担主体的“类辅助服务市场”模式，这里的条件合适是指通过竞价选择辅助服务承担主体能够降低该项目的辅助服务费用，如采用了竞价方式大幅增加该项目辅助服务总费用，那句“市场就是涨价”的玩笑话不是一语成谶?

三是现货试点地区应按照电力现货交易的需要设计辅助服务机制。首先，要正确设置电力现货市场环境下的辅助服务交易品种，深度调峰不再作为辅助服务服务补偿机制或辅助服务市场交易内容，市场推动者与设计者要相信价格引导电力平衡的能力。目前，浙江省现货市场详细设计方案直接通过分时电价机制解决峰谷问题，其他已公布的市场详细设计方案均考虑了深度调峰服务，已有现货市场试点方案设计的不同选择，并不能表明调峰可以作为现货市场环境下辅助服务品种。因为不同选择存在的根本原因是，浙江市场是标准的(全部相同调度关系机组)全电量竞价市场，而其他市场详细设计方案采用的是“部分机组计划调度+部分机组全电量竞价”的双轨制模式，由于部分机组计划调度(电力统购统销)仍然存在，所以深度调峰服务难以避免。其次，结合输配电价机制设计等配套政策，设计好电力调度机构使用辅助服务的激励相容机制，建立电力调度机构日前辅助服务总量预测机制，制定辅助服务使用总量和使用效率的量化评价标准，适时引入辅助服务的第三方监管体系，对于低效使用辅助服务产生的不合理费用应由电力调度机构拥有者承担。最后，在采用集中式市场模式的地区，尽早实现调频、备用与电能量的联合优化出清。如分别投标而不是联合优化，用于调频和备用中标的容量不能用于电能量投标，同时调频中标容量不能用于提供备用服务，备用中标容量反之亦然，会造成调频备用容量的冗余，以及三者总成本的非最优。最好的办法还是将电能量、调频、备用进行联合出清，这应该作为集中式市场的目标，即使短期简化，也应给出现货市场和辅助服务市场联合优化的工作日程，用以提高市场效率。

43号文印发十三年，弹指一挥间，创业艰难百战多。至今，管中窥豹仍然可以看到辅助服务补偿机制建立过程中的不易，看得到设计者、推动者清晰的理念和务实的态度。各区域通过辅助服务补偿机制建设，使辅助服务是可以单独计量电力产品的概念深入人心，为辅助服务的可监管和可交易打下了坚实的基础。相信在未来的辅助服务市场建设过程中，市场设计者们能够坚持现代电力市场体系的基本设计理念和原则，设计出符合当地特点、符合基本市场理论的方案。千里之行始于足下，不积跬步无以至千里，中国的辅助服务市场建设一定能够厚积薄发，配合电力现货市场机制一起优化资源配置，为新时代电力行业的高质量发展保驾护航!

备注

1.指真实结算。

2.本文中未加引号的辅助服务市场和辅助服务交易指国际上通行现代电力市场体系下的辅助服务市场和辅助服务交易，下同。

3.酝酿厂网分开工作期间，部分观点认为发电企业独立后提供调峰调频积极性可能不高(执行调度指令速度变慢)，电网企业需保留一部分调峰调频机组。其中，国家电网保留的常规火电机组后来出售给原神华集团，常规水电与抽水蓄能保留至今。

4.电力现货市场背景下，辅助服务是在满足安全约束条件下，按照价格从低到高调用，而非调度按照需求(性能最好)调用。

5. 这条定价原则本身就限制了辅助服务补偿水平。

6.该方式有别于核定辅助服务电价，被戏称为发电企业“集合侃价”。

7.华东区域的省间低谷调峰机制本质是低谷发电权转让，更加适合市场化发展方向，已不在辅助服务补偿机制的原有范畴内。

8.虽然最末一度电辅助服务费用超过该度电(换取的可再生能源最后一度电)的全口径电价(含补贴)，但是由于有偿服务的起点很高，可以无偿享用的辅助服务与最末一度电辅助服务费用进行平均尚可接受，本质是部分提供辅助服务的电源(主要为水火电机组)未拿到应得的全部辅助服务费用。

9.不具备调节能力的机组承担辅助服务经济责任，具备调节能力的机组在提供辅助服务阶段也需要承担辅助服务经济责任。

10.计划电量分配机制和电能量统购统销机制。

11.如不采用容量备用辅助服务付费方式，也可以采用大幅提高现货市场限价方式，通过大负荷时段的高电价获得补偿。考虑到我国现阶段很难接受数倍数十倍的大负荷时段电价，所以容量备用辅助服务付费是较为合适的方式。

12.我国辅助服务概念确立的现行最高效力文件。

13.为简化电力现货市场建设初期的工作，可以选择停止不适应现货市场需要的辅助服务项目维持补偿机制不变。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年3月1日第8期