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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。 |
