深度 辅助服务费应先“算清账”再规范传导

  加快能源行业低碳转型是实现能源行业中国式现代化的必由之路，能源转型同时也是一条成本上升型道路，随着新型电力系统的建设，系统的调节成本逐步的提升，辅助服务费用规模也在逐步扩大，仅靠发电侧内部消化已经没办法适应当前发展形势，向用户侧疏导系统的调节费用是顺应能源大势之道。在市场机制下，应改变传统的“吃大锅饭”的思维方法，向用户侧疏导费用并不是简单地将各种辅助服务费用打包后确定一个比例，向用户侧收钱就草草了事，而是应该建立真正的辅助服务市场，理顺价格机制，真正“算清楚账”后再收钱。

  国家能源局2021年12月印发的《电力辅助服务管理办法》对电力辅助服务的定义为：为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务。

  国际上电力市场化程度比较高的美国和欧洲，对辅助服务的定义与国内均不相同。欧洲辅助服务由独立输电组织进行采购，因此欧洲的输电系统运营商联盟将“由独立输电组织签约的，能够保证电力系统安全的一系列功能”均称之为辅助服务。美国针对不一样的辅助服务品种，在规则中规定每种辅助服务的技术需求，将辅助服务定义为：考虑到控制区及其内部输电公共设施的义务，以维持互联网输电系统的可靠运行，从而支持电力从卖方向买方传输的服务。

  从以上定义能够准确的看出，相对于国外，国内对于辅助服务的定义较为细致，对辅助服务作用、服务范围特别是提供主体做了详细的描述；美国辅助服务定义中强调了辅助服务的作用以及提供与使用的经济关系；欧洲定义描述最为模糊，由独立输电组织进行确定并进行采购，但是会制定辅助服务总体费用规模对其加以限制。

  辅助服务根据功能进行分类可分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务（主要分类见表1）；根据是否对市场主体提供的辅助服务进行补偿，辅助服务又分为基本辅助服务与有偿辅助服务，基本辅助服务主要为发电机组必须要提供的义务辅助服务，一般来说包括一次调频、基本调峰等，不对其进行补偿；有偿辅助服务是指市场主体在基本辅助服务之外提供的服务，一般来说包括二次调频（AGC）、备用、调峰和黑启动等辅助服务，目前部分省区对AGC、备用以及调峰进行了相关市场化的探索。



  随着新能源装机的逐步扩大，辅助服务规模也在逐步扩大，煤电等调节电源所付出的调节成本也在激增，新能源企业分摊比例逐步扩大，发电侧整体经营情况下行。新能源发展带来的青山绿水造福了所有公众，发电侧为系统提供大量的调节能力也是为了能够更好的保证用户用电可靠，用户侧作为辅助服务的受益人，原本就应承担起相应经济责任，合理进行辅助服务费用的分摊。

  电力行业组织机构以及电源装机结构的变化影响着辅助服务政策以及费用规模，辅助服务的发展大概能分为无偿提供阶段、计划补偿阶段、按报价调用阶段、现货市场阶段，目前还处于初步的市场探索阶段，距离真正的辅助服务市场还有非常长的一段路要走。

  2002年厂网分开改革之前，我国电力系统调度采用“电网分级调度、准军事化管理”的模式。系统要的各类辅助服务，均由调度运行人员根据系统要，由指定机组无偿提供。由于当时“厂网一家”，发电、电网企业是电力工业中的一个整体，统一核算成本，统一计算利润，且发电企业内部不分彼此，机组辅助服务提供的多少、安全运行水平高低、成本费用的高低都归属整个电力工业，辅助服务采取统一供给、分配的供给方式，既不向发电侧补偿又没有向用户侧进行传导。

  厂网分开改革之后，发电与电网企业的组织运营模式发生转变，发电主体逐渐多元化，并产生竞争关系。这时期，发电主体成为主要辅助服务提供者，原有的辅助服务分配和调用机制难以适应新形势需要。为实现发电环节提供辅助服务的公平，我国开始慢慢地建立辅助服务补偿机制。

  2006年11月出台政策文件《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号），目的是适应市场主体多元化的需要，改变“厂网一体、肉烂在锅里”的局面。由于当时可再次生产的能源规模较小，文件确立了“一变两不变”原则，在全国范围内“明确辅助服务产生的额外成本应得到补偿”，电力调度机构按照性能安排机组调用次序，计量公式的设计也重点鼓励机组超过自身性能指标运行。然而，政策认为标杆电价中已包含辅助服务费用，补偿机制采用的是“生产者付费”，即发电企业内部分摊，不向用户侧疏导，为发电企业内部的零和博弈，因此，在该阶段开始对发电侧进行辅助服务费用补偿，但是没有向用户侧传导。

  2013年以后，新能源已然浮现迅速增加的苗头，电力系统调节能力逐渐紧缺，对于灵活调节资源特别是调峰资源要求比较高。在2015年3月，《中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发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。2018年国家发改委、国家能源局发布《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，提出通过实施火电灵活性提升、推进各类灵活调节电源建设、推动储能技术发展提升系统调节能力，在机制设计上完善电力服务补偿（市场）机制和快速推进电力市场建设，通过弹性电价机制释放系统调节能力。此时，辅助服务费用已经有了向用户侧传导的必要。

  但是部分省市基于电力市场推进较慢的情况，压力之下转而将调峰、调频辅助服务品种的调用方式，由“按性能排序调用”改为“在一定性能指标范围内按‘报价高低’调用”。只在调用环节引入竞争机制，其需求、计价公式、限价等别的环节均未按辅助服务市场要求做优化；黑启动、无功、AVC等其他辅助服务品种的调用方式保持不变，形成了“半竞价、半定价”的模式，辅助服务的补偿分摊机制仅仅进行了初步的市场化探索。

  我国省级现货市场建设启动之后，电力体制机制发生天翻地覆的变化，发电侧上网电价由市场基于成本竞争形成，发电侧上网电价也将完成由原来的单一制综合结算电价向“电能量价格+系统运行的成本”转变，并且现货市场环境下已经能够衡量电能量的真实成本以及辅助服务的机会成本，辅助服务已经具备真正向市场化转变的可能，相应的辅助服务费用也具备向用户侧传导的条件。用户侧也需要感受到系统的调节成本持续不断的增加的经济压力，通过经济信号激励用户向“系统友好型”用电习惯转变，与发电侧形成合力，共同提升电网安全可靠运行能力，优化能源的“不可能三角”。

  电力商品与一般商品不同，电力辅助服务与电力商品也不同，电力辅助服务属于电力商品的“附属商品”，类似于网购商品中的快递费用。在理论上，辅助服务由调度机构基于系统需求统一采购，并按照一定的分摊原则向相关市场主体进行分摊。虽然用户“被动”地承担辅助服务费用分摊，但是并不意味着辅助服务费用可以随意形成。辅助服务市场机制经过多年探索，虽然在某些特定的程度上符合市场化原则，也起到了一定的效果，但是受到以下主要的因素的制约，辅助服务市场机制还未完善，本质依然存在着计划经济体制下的隐性定价的影子，降低了费用疏导的合理性。

  一是辅助服务需求的提出未向市场化进行转变。在当前国内的辅助服务市场中，即便是现货市场运行省份，也尚未实现辅助服务与现货电能量市场的有效联动，辅助服务的需求量依然由调度自行确认，价格基本沿用分机组类型确定模式。目前，辅助服务需求预测机制尚未建立，需求的确定采用“按需调用，事后结算”的方式，直接由调度确定，确定方式较为随意，甚至未向市场主体披露，同时也未按时段区分调频、备用等服务需求量，全天甚至全年都是同一个数值，不能体现系统需求的变化。对于调度而言，辅助服务提供越多就从另一方面代表着手中资源较多，产生了冗余安全资源，但是需求的随意扩大对系统电能量价格和辅助服务价格都会产生一定的影响，使得辅助服务价格偏离实际，且辅助服务费用规模的扩大将提高终端用户的用能价格。

  二是市场主体因“出身”问题受到区别对待。国内提供辅助服务的市场主体没有享受到“同质同价”的待遇，还存在针对不一样类型电源主体在市场准入以及补偿标准中区别对待问题。在市场准入方面，全国大部分省内以及六大区域内省间的辅助服务市场或者补偿机制中，均存在只允许特定类型机组或者不允许特定类型品种参与市场情况。具体表现为水电、核电、抽蓄等类型电源未被纳入准入主体或者明确指出不允许水电、核电、风光等电源类型参与，部分地区还对参与辅助服务的火电机组容量做了限制。在补偿标准方面，在各类型辅助服务中各类型电源补偿标准存在不同，部分省份在结算调频里程费用时，对不一样电源设定不同的调节系数；在备用市场中，华中与西北区域对火电、水电设定不同的补偿标准；在有偿无功调节补偿中，华中与西北对于水电、火电、风光设定不同的功率因数以及补偿价格。另外，部分地区还存在通过提高电储能辅助服务补偿标准扶持特定产业现象，也为辅助服务费用的管理带来了混乱，其费用明显不符合疏导原则。

  三是辅助服务定价公式和核心参数确定始终没有统一标准。定价公式与核心参数确定的不统一在调频辅助服务中体现得尤为明显。调频里程结算费用由调频里程、出清价格以及调频性能系数K确定（部分省份还要乘调节系数），调频性能系数又由调节速率k1、响应时间k2、调节精度k3三个分项参数进行确定，K值越大，机组获得补偿也越高。大部分省份的K值由三个分项参数相乘确定，但是还有部分省份对分项参数进行加权平均，权重设定也同样没有统一标准，使得相同性能的机组在不同省份中执行不同价格。在计算分项参数时，目前各省份调节性能基本全部根据实际性能与自身设计性能进行对比确定，对于设计性能较差的机组，经过改造后额外造成其“调节性能”虚高，从而获得超额的收益。据报道，山西一火电项目配置小容量储能后调节性能居省内第一，日补偿金额可超过七万多元。

  四是市场限价设定缺乏依据。当前国内执行的各类辅助服务限价没有经过成本监审，限价设定缺乏依据，属于对两个细则定价水平的延伸，并且还存在通过调整限价控制辅助服务费用规模情况，与市场化环境下限价设定没有直接关联。各省份调频里程申报限价差异较大，上限最高为100元/兆瓦，最低只有1.2元/兆瓦。为控制辅助服务费用规模，京津唐、山东、蒙西、南方区域运用数学方式（对K值取对数、开根号）对调频性能系数进行折算处理。2020年广东将调频里程价格下限由6元/兆瓦调整为5.5元/兆瓦（火储调频造成辅助服务规模过大），蒙西将申报价格上下限从6-15元/兆瓦调整至2-12元兆瓦，均通过改变限价方式降低辅助服务费用规模。东北区域也存在通过调整调峰限价与分档比例的方式控制费用规模情况。

  五是调峰市场与现货市场冲突且补偿标准过高。受到种种原因影响，调峰市场很难停止，东北区域与河南均计划同时运行调峰与现货市场，近期辽宁宣传称完成电力现货市场与东北调峰辅助服务市场融合试运行；在已经取消省内调峰市场的现货运行省份，也曾有市场主体反映仍需进行省间调峰市场分摊。在调峰补偿标准上，国内大部分省份调峰价格在平均上网电价以上，8毛、1块的价格也屡见不鲜，但是为消纳价值1千瓦时3毛左右的新能源上网电量，却要产生近1块钱的调峰成本，实际上是劣化资源配置的一种体现，也会造成辅助服务费用规模的不断扩大。根据国家能源局数据，2022年煤电企业辅助服务获得补偿收益约320亿元，其中调峰占据200亿以上，2023 年上半年全国电力辅助服务费用已达278亿元，近乎等于2022年全年水平，西北一省份市场主体也表示，今年上半年调峰分摊已经与去年全年水平持平。

  六是辅助服务费用疏导混乱甚至出现“倒流”。近年来煤价高涨也带动了用户用电价格上涨，大部分省份出于稳价考虑，并没有进行辅助服务费用向用户侧疏导，沿用发电侧“零和博弈”方式进行分摊。但是也有省份已经进行了部分辅助服务费用的疏导，甚至存在定向地向用户侧疏导储能与第三方主体的费用，有的省份向用户侧疏导顶峰辅助服务费用，但是用户侧已经通过峰谷电价制度承担了相关经济责任，疏导顶峰费用相当于“重复收费”。更有意思的是，存在省间调峰市场允许电动汽车、大用户、智能楼宇等参与日前市场现象，发电侧反而要向用户支付调峰费用，出现了辅助服务费用“反向”疏导现象。

  很明显的是，受到以上关键因素的制约，哪怕是在当前辅助服务市场中，最终辅助服务费用的形成过程依旧是一笔糊涂账，辅助服务价格机制没有理顺的前提下，就开展下一环节的疏导工作，在经济关系上是站不住脚的。应本着对用户负责的态度，规范辅助服务的市场化形成方式，在形成真实的辅助服务费用之后，经有关部门批准方可向用户侧分摊。建立真正的辅助服务市场机制应该在以下方面进行完善：

  一是辅助服务需求提出应透明规范。辅助服务是典型的系统产品、公共商品，由调度统一购买，用户最终付费，一旦调度缺乏约束，极易导致辅助服务滥用，造成高昂费用。国外辅助服务需求确定主要包含两种方式，英国采取限制辅助服务总费用的方式，超出部分由电网承担；美国采取在规则中确定各类辅助服务技术需求的方式，对不同辅助服务品种进行需求上下限设计。参考国外经验，辅助服务需求的提出、确定等应建立明确的标准和流程，所确定的需求量应保证经过严格的测算并能够满足系统的实际需要。

  二是保证主体公平参与市场。在市场化环境下，各市场主体应该一视同仁，市场不应该限制辅助服务提供主体的类型，既不能歧视某一类型主体也不应该有特殊照顾。应该坚持市场主体公平原则，理应认为所有市场主体都具有能够提供辅助服务的能力（确实没有提供的可认为提供量为零），不应该限制或者某一类型主体或者指定特定主体参与市场。在进行结算或者分摊时，由于不一样机组提供的同等数量的辅助服务在系统中是一样的，应按照技术中立原则，根据提供的实际效果定价，对所有市场主体平等对待，不该根据市场主体的出身进行补偿或者分摊的特殊限制。

  三是具备统一的计价公式以及重要参数确定方式。在市场环境下，市场主体的激励方式应由原本的“对比自身提高灵活调节能力”转变为“与市场中所有主体进行竞争”。在同一市场内，辅助服务的计价公式以及重要参数确定方式应进行统一，系统应根据设定统一标准对各机组提供辅助服务进行定价，各机组也应执行统一的定价公式和重要参数确定方法（比如调频辅助服务性能系数的各分项系数，应由与自身设定值比较更改为与统一标准进行比较），按照所能提供的真实电气性能进行竞争并开展结算。

  四是市场限价要符合市场原则。市场限价并不是简单的制定一个价格，而是需要经过一定的成本测算，限价制定要发挥稳定市场、控制风险作用，能够体现市场竞争活力并反映市场供求关系。同时，既要满足提供主体的意愿，为主体留出一定的竞价空间，保证提供主体获得一定收益，又要考虑用户电价承受能力，保证价格相对稳定并且不会使辅助服务费用规模过大。

  五是调峰市场应适时退出历史舞台。调峰是我国特有的电力辅助服务品种，国外一般通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现系统平衡，因此不需要设置调峰辅助服务品种。但是我国现货市场起步较晚，在没有现货市场的价格信号引导发用双方自发调节的历史阶段，为平衡新能源出力波动，需要设定一种过渡性的经济机制，来激励发电侧下压机组出力，保证系统的安全运行，所以国内设置了调峰这一辅助服务品种。在现货市场运行后，为避免影响最优资源配置的发电计划安排，应停止调峰市场。

  六是费用疏导应科学合规。辅助服务费用虽然可由发用双方或者第三方主体提供，但是辅助服务的受众依然为广大用户，在价格机制梳理完善后，理论上应由全体用户共同承担。但是由于各省区现货市场进展不一，大部分省区因没有现货市场来体现电能量的真实价格，自然无法正确反映出因提供辅助服务产生的机会成本，辅助服务定价缺乏依据，不具备传导条件。在现货市场运行的省份，在对辅助服务的市场化的各环节进行完善后，应由有关部门同时考虑用户终端电价水平，制定相应的疏导方案，经批准后逐步向用户侧疏导辅助服务费用。

  推动辅助服务费用向用户侧疏导，通过市场机制充分挖掘供需两侧的灵活调节能力，在新能源高速发展的今天显得尤为迫切。虽然很着急，但是还请不要急。仅在报价环节进行竞争的“辅助服务市场”并不是真正的市场，空有其形而不含其神。建设真正的辅助服务市场要做到形神兼备，其经济关系才是市场的核心，在需求明确、保证主体公平、统一定价公式、合理设置限价、规范辅助服务品种后，才能建立真正的市场化机制。只有建设真正的辅助服务市场机制后，才真正具备向用户侧疏导费用的条件，需要综合考虑用户侧终端电价水平，在稳价保供的基础上，统一规范、科学合理地将辅助服务费用向用户侧疏导。

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