中长期规则中辅助服务亮点：不止电能一条路

2017-01-17 13:25:58 电力市场研究作者:易明　点击量：评论 (0)

前言：2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称基本规则）。基本规则中不仅对电能量中长期交易进行了系统的考虑，还针对辅助服务指导性的市场化要求，为需求侧

此外，还需要体现辅助服务效果的差异。相同的辅助服务产品在获取后，实际调用过程中由于提供者技术性能的差异，也会呈现不同的效果，应在规则上予以甄别，从而体现出不同辅助服务资源实际价值的区别。以二次调频服务（即国内目前的AGC服务）为例，电储能装置可以将秒级变动的调度信号追踪到几乎100%满足，而传统发电机组则远远无法达到这样的效果。两者在效果上的差异如果得不到体现，显然不会有人愿意投资到成本较高的电储能装置上来，不利于系统应对越来越多可再生能源接入带来的随机性和波动性。

目前辅助服务仍执行各区域辅助服务管理实施细则及并网运行管理实施细则，但扩大了提供主体的范围，规则提出“鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务”，“积极培育电能服务，参与市场竞争，逐步形成需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡”。虽然仍采用“按需调用，事后补偿”的方式，但逐步体现出了辅助服务效果的差异，为高性能高成本的辅助服务资源，尤其是持有电储能装置的独立辅助服务提供者提供了发展空间。

5、基本规则积极探索的辅助服务竞价交易机制是辅助服务市场吗？

辅助服务与现货市场是强耦合关系，因为备用和调频两种辅助服务主要存在于现货市场当中，在基本规则描述的交易模式没有日内时序电价的背景下，实际上无法发现辅助服务的真正价格。基本规则起草者思路是清晰地，提出“鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主体”而不是时髦的“辅助服务市场”，说明起草者承认基本规则描述的辅助服务仍然是“补偿机制改良，准市场化改革”。

一方面，对于调峰、自动发电控制、备用等有功服务，提出由电力调度机构根据系统运行需要确定各项服务总需求量，再由各主体通过竞价的方式提供辅助服务，这是一个“重大突破”——在国内的电力监管（管制）历史上首次提出辅助服务的“总需求量要预先提出，而非事后统计”；另一方面，对于受节点限制、不适合开展短期集中竞价的无功和黑启动服务，也提出在该类服务提供主体较多的地区，可以通过竞价方式统一购买以满足系统所需，比如长期招标的方式。这将成为辅助服务市场化的种子，逐步脱离行政定价的管制模式，形成由市场形成辅助服务价格的机制。

6、对于广受关注的调峰服务，基本规则也明确的将其责任分担范围扩展到电力用户和跨省区交易主体之上。

从市场公平的角度出发，对于标准化的辅助服务产品，不同的提供者应一视同仁。因此基本规则约定：“电力用户参与提供辅助服务需满足各类辅助服务技术要求，并且与发电企业按照统一标准进行补偿。”“跨省跨区交易涉及的送端地区发电企业纳入受端地区辅助服务管理范围，并根据提供的辅助服务情况获得或者支付补偿费用。跨省跨区交易曲线调峰能力未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行;达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。”

在现货市场建立之前，考虑到不同用户用电特性对系统调峰的影响，基本规则对用户参与调峰服务责任的分担方式给出了指导。笔者从基本规则读出三种处理方式：一是执行峰谷电价；二是约定发用电曲线；三是事后计算调峰贡献。峰谷电价本身就体现了电力价格的分时特性，结合用户弹性可以在一定程度上解决调峰问题，当然指定的峰谷电价与实际调峰需求肯定有所偏差，这就要求最终形成现货价格来解决。基本规则规定“用电侧未实行峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度”，采用按贡献度补偿和考核调峰的方式。

“对于电力直接交易双方发用电曲线一致的，对应电量不分摊调峰辅助服务补偿费用;剔除直接交易曲线后的剩余发电曲线，对应电量分摊调峰辅助服务补偿费用。”这是在九号文提出建立“用户参与的辅助服务分担共享新机制”的要求之后，市场规则中首次提出用户参与辅助服务的具体方式。

后记：基本规则涉及辅助服务的内容，实质上也是对现行辅助服务补偿机制面临挑战的一种“主动应对”。现行辅助服务补偿机制依托于原国家电力监管委员会2006年11月7日印发的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号）（以下简称43号文），43号文实质上有六项前置条件。一是各地“核定上网电价”中已经包含一定比例的辅助服务费用。二是辅助服务补偿的范围界定在发电环节。三是发电环节资金内部平衡，不发生资金外流。四是辅助服务随上网电量一同出售，与上网电量一同结算。五是计划经济体制下不考虑容量（冷备用）补偿。六是电网优先保证与其有资产关系的机组（主要是留在电网体制内的一些水电机组）无偿并充分发挥调节作用。

43号文制定于2006年，各区域实施细则制定于2008年，很多内容已经不适应电力系统现行机制的大背景，主要面临以下挑战：一是电力直接交易未相应出售调峰产品。二是系统共用的备用、调频未与用户个体使用的调峰分开。三是大部分地区未采用“按效果计量”的辅助服务调节方式。四是缺乏现货交易，辅助服务在“多买多卖”格局下不能准确定价。五是容量（冷备用）补偿尚未提上日程，可再生能源装机富余地区的火电企业生存困难。六是简单将竞价这一调用形式视为“辅助服务市场”，扭曲了相关概念。七是跨省区辅助补偿机制仍未全面建立。八是一些区域调峰调频等优质辅助服务资源稀缺。同时，辅助服务在实际调用过程中，还存在执行不到位、种类不全、主体不全等管理问题。

基本规则的印发实质上开启了对这些挑战的解决之路，想来起草者下一步一方面需要认真梳理现货交易与辅助服务补偿、直接交易与辅助服务补偿之间的关系，尽快修订43号文。另一方面要加强宣贯，澄清对辅助服务补偿认识上的误解。当然，最核心的还是进行整体规划，配合现货交易建立辅助服务市场机制。

原标题:易明|不止电能一条路，柳暗花明又一村——中长期规则中辅助服务亮点