义乌水电工程~电力辅助服务从1.0时代进入2.0时代

编者按

国家能源局近日修订发布了《电力并网运行管理规定》（以下简称《规定》）、《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》）。本文作者将分多篇文章，从辅助服务领域规则的变迁、辅助服务市场的定位与使命两个方面分析《办法》的内在逻辑与理论背景，再从用户侧、新能源、第三方辅助服务提供者三个角度分别展望电力辅助服务市场的潜在机会。

辅助服务的1.0时代

我国电力辅助服务领域的发展，是一个从无到有、从计划到市场的渐进过程。

2002年以前，我国电力工业主要采取垂直一体化的管理模式，由电力调度机构统一安排电网和电厂的运行方式。电力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，统一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，并没有建立单独的辅助服务补偿机制。

20世纪末，西方电力市场理论被引入国内，国内学者对当时电力市场中的辅助服务开展了广泛研究，辅助服务的概念也逐步被有关部门的决策者和管理者所接受。但考虑到电力辅助服务的复杂性，以及当时我国电网结构相对薄弱的现状，1998年国务院选定的六个“厂网分开、竞价上网”改革试点都未考虑辅助服务交易，辅助服务继续采用无偿提供的方式。

2002年初，国务院发布了《电力体制改革方案》（国发〔2002〕5号），我国电力系统实行了厂网分开，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，为加强并网发电厂考核和辅助服务管理工作，提高电能质量和安全稳定运行水平，原国家电监会制定出台了《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号），要求各地电监局和省电监办结合本区特点，依照电监会两个文件精神，制定本区域的电厂并网运行考核细则和辅助服务补偿实施细则（以下简称“两个细则”），上报国家电监会审核批准后试行完善，择机正式运行。

其中，“辅助服务补偿实施细则”既对并网发电厂提供的有偿辅助服务进行补偿，同时也对因自身原因不能提供有偿辅助服务或达不到预定调用标准的电厂进行考核。随着各区域“两个细则”的纷纷出台，“按需调用，事后补偿”的辅助服务考核补偿机制逐渐形成。在本轮电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中明确提出的辅助服务交易机制“谁受益，谁承担”的原则，经过多年运行已深入人心。

辅助服务面临的新变化

经过十多年的运行，以“两个细则”为基础的辅助服务管理机制规范了市场主体行为、调动了发电企业提供辅助服务的积极性、改善了电网的安全运行指标、普及了辅助服务“可计量、可监管、可交易”的概念。在“两个细则”的实施和不断深化的同时，我国电力系统和电力市场也在经历着快速、深刻的变革，辅助服务管理机制面临着“两新两高两大”的态势。

（1） 新能源

伴随着新能源的迅猛增长，系统辅助服务需求也随之提高，而以往作为辅助服务主要提供者的传统电源并网比例下降，更加剧了辅助服务的供需矛盾。

（2） 新主体

传统上，辅助服务的提供主体主要为水电机组、火电机组和电网设备。近年来，储能装置、需求侧响应等新增资源呈多元化趋势。因此目前对电力辅助服务市场机制的研究也聚焦于如何激励多元化市场主体为电力系统提供充裕的灵活性电力资源，以应对可再生能源发电特性对系统电力平衡和安全稳定运行的影响。

（3） 高质量

随着工业体系的升级和人民生活水平的提高，电力供给的安全性和可靠性要求日益严苛。同时，随着跨省跨区电力资源配置规模和范围的不断扩大，新能源电源装机占比的不断提高，我国电力系统安全稳定运行的新问题、新挑战不断涌现，这对稳定运行机理分析把握和电力系统运行革新等均提出了更高的要求。尤其是在还原电力一般商品属性的改革趋势下，电力商品“实时平衡”的特殊性将集中体现于辅助服务管理机制中，其保障作用进一步凸显。

（4） 高效率

为满足日益增长的辅助服务需求，在传统辅助服务提供者并网占比下降时，除了依靠现货市场压缩辅助服务需求空间，引入更多调节性资源，还要提高辅助服务资源的利用率。以新型储能为代表的高性能辅助服务资源，需要与之配套的调用方式和激励措施，既将好钢用在刀刃上，又把胡萝卜挂到木棍上。目前多地已明确调频服务采用按效果付费的方式，但仍需要完善相应的并网管理规范、交易调度平台以及计量、结算体系等。

（5） 大范围

资源禀赋差异决定了我国逐步形成“构建大电网、融入大市场”的发展格局。随着电力市场化改革的推进和跨省跨区电能交易量的增长，我国区域辅助服务协同机制建设面临一些需要重点解决的问题，主要体现在跨省跨区送电曲线形成方式不明确、送电价格是否包含辅助服务责任不明确、调度权与辅助服务管理和考核权分离等方面。

（6） 大差异

由于存在运行惯例的差异，各区域在制订“两个细则”的过程中有很多个性化考虑。经过多年反复修订后，不同地区在服务品种、技术规范、补偿分摊方式等方面均存在不小差异，这在无形中为跨省区辅助服务资源共享带来一定障碍。尤其是远端电源面临“点对多网”送电的局面，远端电源将难以应对受端地区多样化的辅助服务管理规定。

辅助服务市场化试点的探索

2014年10月1日，《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（试行）》开始实施，我国首个电力调峰辅助服务市场正式启动，这标志着市场化补偿电力调峰辅助服务的开始。

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。此后，各地积极开始电力辅助服务市场化探索。

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》，指出以完善电力辅助服务补偿（市场）机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿（市场）工作，分三个阶段实施。第一阶段（2017年-2018年）：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平。第二阶段（2018年-2019年）：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。第三阶段（2019年-2020年）：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。

目前，上述三个阶段均已完成，全国初步形成了跨区、区域省间、省多层次辅助服务体系。

省级市场层面，除了西藏外其它各省区均已启动辅助服务市场，覆盖了调频、调峰、备用等有功平衡服务的主要品种。四川和贵州还启动了黑启动服务交易，华北、江苏、宁夏、陕西等地相继引入用户可调负荷参与辅助服务市场，不同省区辅助服务交易品种的设置也体现了各省区自身电力系统运行的特点。

区域市场层面，六大区域结合不同特性和实际需求，已陆续启动了调峰、调频、备用为主的区域内省间辅助服务市场，如川渝一体化调峰市场、华东区域备用市场等；云南、四川等大型水电机组送华东的外来电已尝试单列跨区辅助服务权责，为下一步跨区辅助服务市场奠定了基础。

自2019年起，通过辅助服务交易所产生的费用已超过“两个细则”的辅助服务补偿费用。

辅助服务2.0时代开启

基于前述辅助服务领域面临的新变化以及各省区辅助服务改革市场化的探索，2006年出台的《发电厂并网运行管理规定》《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》面临全面调整，以适应电源结构、网架结构、市场环境、技术进步等多方面变化，面向新型电力系统建立用户参与的电力辅助服务分担共享新机制，进一步规范电力辅助服务管理。

此次国家能源局发布的《办法》，是2006年以来国家主管部门对辅助服务管理规则进行的首次修订，也将确立我国电力辅助服务市场顶层设计的新架构。国家能源局发布的官方政策解读将此次修订总结为四个“新”：扩大电力辅助服务新主体、丰富电力辅助服务新品种、完善用户分担共享新机制、健全市场形成价格新机制。除此之外，还有以下修改值得关注：

新《办法》第一个明显的变化是对电力辅助服务定义的修改。旧版对辅助服务的表述为“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，包括∶一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等”，明确了辅助服务的作用、外延范围、提供主体和主要类型。而在新版中，定义表述为“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。”

新《办法》定义不再列举辅助服务具体品种，加入了“促进清洁能源消纳”这一对作用的描述，对提供主体也进行了大刀阔斧的扩充，将原定义中的“电网经营企业”排除在外，仅保留“源”与“荷”，并新增了“储”。提供主体的改变，与市场导向的指导思想一致，将电网经营企业排除在辅助服务补偿和交易之外，有利于各种并网主体参与竞争性市场交易。

第二个显著变化是对辅助服务品种的具体分类，旧版对于辅助服务的一级分类是“基本辅助服务和有偿辅助服务”，而新版则从功能上将其分为“有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务”，而将是否有偿放在第三章用以区别不同的提供方式。这一调整明晰了技术定义和提供方式的区别，为制定更具体的统一技术规范奠定了基础。

辅助服务的分类维度包括服务功能、性能要求、调用时序、设备状态、系统状态、调节方向等。从灵活性质量和效率的角度，具体辅助服务品种的分类，应优先以服务功能和性能要求作为分类维度。新《办法》在服务功能上进行了较为详细的分类，但不排除还有更多类型的辅助服务可以添加。

各项服务的详细技术参数后续将会在各区域和省份出台的“两个细则”和市场交易规则中得以呈现。从大范围辅助服务资源互济的角度，希望能够以国标或者补充规则的形式，对定量的性能要求和计量计算方式加以约定，形成标准化的辅助服务产品体系，便于不同市场之间的高效流通。

新《办法》将已深入人心的“谁受益，谁承担”的原则，扩充为“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”。新加入的前半句，将辅助服务的供需两侧进行了匹配，是对市场化互动的注脚。新的表述对辅助服务提供者按贡献予以激励，对辅助服务消费者按用量予以分摊，明确了市场体系中供需双方角色界定的基本判据。

在很长的一段时间内，市场规则均将辅助服务提供者圈定为水、火电机组，后来加上储能装置和用户侧资源，而将风、光直接作为费用分摊者。但是新《办法》中“谁提供、谁获利”的原则为新能源在某些情况下提供辅助服务获得一定回报提供了可能。

在补偿标准的设定上，以固定补偿方式补偿的服务类型，采用“补偿成本、合理收益”的原则，以市场化方式补偿的，采用“通过市场竞争形成价格”的原则。

在费用分摊范围上，新《办法》指出“为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围”。

新《办法》也对跨省跨区电力辅助服务机制专门加以规定，主要思路是将跨省跨区电能量交易的购售双方纳入到辅助服务统一管理体系之中，并要求双方明确约定辅助服务的责任和费用条款。

此外，关于信息披露和监督管理，新《办法》明确了监管机构、电力调度机构和电力交易机构的权责。电力辅助服务市场的组织与管理由所在地区的国家能源局派出机构负责，交易执行、服务调用、信息采集推送、技术支持系统建设等由电力调度机构负责，电力交易机构则负责信息公示等其他工作。

新《办法》出台前已进行了大量的研讨和调研工作，是系统性深思熟虑之下的成果，立足当前预见了电改过渡期辅助服务面临的形势，在基本概念和核心逻辑上已为辅助服务市场化改革奠定了基础，将有效提升电力系统综合调节能力、推动市场主体多元竞争、促进能源清洁低碳转型，但还需要各地实施细则、市场规则以及其它配套文件的进一步细化，更有待与电力市场其它部分的融合与衔接，未来任重而道远。