电力辅助服务市场发展情况及政策建议

李洁　赵宏

伴随我国电力体制改革和电力市场化改革的不断推进，电力辅助服务市场逐步建立和发展。梳理我国电力辅助服务市场发展和相关政策实施情况，针对存在问题完善相关政策将有益于电力辅助服务市场健康发展。

一、电力辅助服务市场及相关政策情况

（一）辅助服务市场建设

2017年，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管〔2017〕67号），提出实现电力辅助服务补偿项目全覆盖，鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，进一步推进电力辅助服务市场化。2021年底，国家能源局发布修订后的《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》（以下简称“两个细则”），强化了我国辅助服务市场建设顶层设计的全新框架。2023年，国家能源局发布《2023年能源监管工作要点》，进一步要求建立健全用户参与的辅助服务分担共享机制。

2022年，南方、华北、华东、华中、东北、西北先后发布/修订各自区域的“两个细则”；华中、华东分别发布调峰、备用辅助服务市场运营规则；华北、西北分别发布第三方独立主体和灵活调节资源参与调峰辅助服务市场规则。省级层面，山西、安徽、福建、江苏、江西、湖北、湖南、重庆、甘肃、贵州、云南、青海、蒙西电网、京津唐电网等均公布了电力辅助服务市场运营或交易规则。其中，安徽、江苏、陕西、上海、河北、宁夏、湖南、河南、贵州、广西、浙江、京津唐电网等出台了调峰辅助服务交易规则；安徽、福建、江苏、山西、山东、甘肃、青海、湖北、重庆、江西、广东、云南等地区均出台了调频辅助服务交易规则；山西、浙江、蒙西电网出台了备用辅助服务市场交易规则；云南、贵州则出台了黑启动辅助服务市场交易规则。截至目前，我国电力辅助服务管理体系已实现系统全区域覆盖，形成了跨区域、区域省间、省内多层次的辅助服务市场体系。

（二）辅助服务市场品种

我国辅助服务已形成以调峰、调频为主，备用、黑启动为辅，多种辅助服务品种共存的市场体系。区域层面，各区域均开展了调峰、调频辅助服务市场，备用、黑启动辅助服务市场各区域差异较大。其中，华东、南方区域辅助服务市场较为成熟，大部分地区同时开展了调峰和调频辅助服务市场。华东、南方、华中、华北区域部分地区开展了备用辅助服务市场；南方区域部分地区开展了黑启动辅助服务市场。

省级层面，调峰辅助服务品种各地包含内容有所差异。总体来看，基本各地区均包含了深度调峰和启停（或停机）调峰，安徽、上海、宁夏还开展了电储能调峰；江苏、湖南则分别开展了用户侧可调节负荷调峰和紧急短时调峰；贵州调峰品种最为丰富，不仅包括深度调峰、启停调峰和电储能调峰，還包含可调节负荷调峰。为体现“为调峰能力付费”，甘肃、京津唐地区开展了调峰容量市场。调频辅助服务品种主要包括一次调频和二次调频，后者又包含了自动功率控制（APC）和自动发电控制（AGC）两类。备用辅助服务品种则主要包括旋转备用和冷备用两种。国家能源局《2023年能源监管工作要点》指出未来我国要继续探索建设容量、爬坡、转动惯量等辅助服务交易品种。

（三）辅助服务市场参与主体

我国辅助服务市场参与主体不断丰富，新型主体不断涌现，但不同地区辅助服务市场参与主体、不同辅助服务品种参与主体均存在差异。调峰与调频等辅助服务品种市场参与主体不尽相同。调峰辅助服务市场主体主要包含火电（包括火储联合）、储能电站；调频辅助服务品种市场主体主要包含火电、水电、燃气、储能电站（包括新型储能、独立储能、共享储能、新能源配储、抽水蓄能等）、第三方独立主体（包括电动汽车及充电桩、高载能企业等负荷侧调节资源、负荷聚合商及虚拟电厂等主体）等。

与此同时，不同地区对辅助服务提供方准入条件也有所限制。多数地区对参与辅助服务市场主体的装机容量（充电功率）、放电时长和响应时间都有明确要求。

（四）辅助服务市场补偿标准

《电力辅助服务管理办法》明确在补偿机制方面，基本电力辅助服务为并网主体义务提供，无需补偿，有偿电力辅助服务可通过固定方式或市场化方式获得补偿。固定方式按照“补偿成本、合理收益”原则，市场化方式按照“通过市场竞争形成价格”原则进行。市场化补偿方面，补偿方式及补偿标准各不相同。

调峰辅助服务中深度调峰交易一般采用阶梯式、分档报价，按照各档深度调峰电量及对应出清价格进行补偿；启停（或停机）调峰交易则一般分机组申报价格，不同容量等级设定不同报价上限，根据机组报价按台次补偿。不同地区，深调和启停调峰辅助服务报价限价差异较大。储能调峰交易分为放电降功率和充电加功率两种情况分别报价，按照放电电量或充电电量与调峰市场平均出清价格进行结算补偿。

调频辅助服务交易补偿一般包括基本补偿（或者容量补偿）和调用补偿两部分。前者是对辅助服务提供方按照投运率、可调节容量予以固定补偿；后者则是根据“调频效果”进行补偿，即中标单元提供调频服务按照调频里程、调频性能及出清价格获得相应调频里程补偿。调频里程报价方面，申报价格上、下限各地区存在差异。

备用辅助服务市场补偿按照备用容量和补偿价格进行计算。如山西正备用辅助服务市场主体可获得备用中标容量补偿和富余发电容量补偿两部分。浙江旋转备用可获得中标容量补偿（由中标容量、中标价格、中标时长共同决定）和调用容量补偿。

黑启动辅助服务采用集中竞价或挂牌招标方式进行补偿，一般包括能力费或使用费。前者是对市场主体的黑启动能力即容量进行补偿，后者则是对实际调用过程中所投入的燃料、人力等进行补偿。两种补偿均实行报价最高限价政策。

（五）辅助服务市场分摊主体

以往我国辅助服务市场费用主要由发电企业承担，电力用户较少参与分摊。随着各地辅助服务市场交易（运行）规则出台，虽然辅助服务费用仍多在发电侧主体之间分摊，但一些地区已开始将储能和电力用户纳入分摊主体。其中，安徽、上海调峰辅助服务分摊主体纳入储能，浙江、江苏、湖南、甘肃调峰辅助服务则将电力用户纳入。更多地区（包括安徽、福建、湖北、重庆、江西、甘肃、广东）将储能、电力用户（包括售电公司）纳入了调频辅助服务市场费用分摊范围。未来随着政策的不断完善和落地，辅助服务补偿费用将按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则进行分摊，费用向用户侧传导成为趋势。

二、我国电力辅助服务市场存在的主要问题

随着国家层面和各地区陆续印发或修订辅助服务市场政策，辅助服务市场发展迅速。但仍存在以下主要問题：

（一）辅助服务市场成本补偿机制不健全

目前电力调度机构通过辅助服务市场获取灵活电源的成本费用主要由发电企业承担，特别是新能源企业负担较重。这部分辅助服务费通常以“两个细则”考核补偿费和辅助服务市场费用的形式在发电企业之间“零和博弈”，无法有效传导至电力用户。

（二）辅助服务市场与电力现货市场分工不明确

目前相关政策对电力辅助服务主体界定不够明确，灵活调节资源功能定位不够清晰。部分地区明确在电力现货市场开启时不启动调峰辅助服务市场，但在现行管理体制下，电力现货市场价格难以充分体现调峰辅助服务价值。

（三）辅助服务市场交易品种还不够丰富

目前，我国电力辅助服务市场品种主要有调峰、调频、系统备用三类，三者之和占市场份额约为90%。其他能够充分体现新型储能技术特点和优势的辅助服务品种还有待逐步建立，如爬坡、快速调频、转动惯量等交易品种。

三、政策建议

（一）完善辅助服务市场准入规则，建立多元化市场机制

随着大规模可再生能源并网，对电力系统安全稳定运行提出更高要求，对辅助服务总量需求和差异化需求逐步凸显。建议能源主管部门完善辅助服务市场政策，明晰灵活调节资源功能定位，明确参与辅助服务市场的准入条件，对不同类别灵活调节资源制定公平合理的市场准入规则。鼓励各类灵活调节资源以多种形式积极参与电力辅助服务市场，推动独立储能、负荷聚合商、虚拟电厂、独立可调节负荷等多种灵活调节资源参与辅助服务市场。

（二）丰富辅助服务市场品种，发挥各类灵活调节资源技术优势

建议能源主管部门根据辅助服务市场需求不断丰富爬坡、转动惯量等辅助服务品种，细化快速调频等调频辅助服务类别，进一步丰富、细化辅助服务品种和类型，充分发挥各类灵活调节资源的技术特长，满足辅助服务市场差异化需求。

（三）以电力辅助服务成本为基础，建立公平合理的成本补偿机制

建议能源主管部门根据灵活调节资源在不同应用场景下的功能定位，制定分功能分场景、充分体现灵活调节资源调节价值的成本补偿机制。以固定方式或市场化方式进行补偿时，固定补偿上限的制定充分考虑灵活调节资源容量成本，市场化补偿规则制定充分考虑辅助服务品种特点和能量损耗成本。对参与辅助服务市场的灵活调节资源以电力辅助服务费形式对其成本予以疏导，建立电力辅助服务费由电力用户按用电量分摊的成本疏导机制。

（作者单位：国家发展改革委价格成本调查中心）