中国储能网讯：2月8日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，对辅助服务机制和价格进行规范，将有利于扭转当前辅助服务机制不透明、价格被高估等问题，使电力市场改革回归本源，有利于现货市场机制的加快推进。随着电力商品价格的合理体现，对于新能源、新型储能等主体构成利好。
一、政策重点内容
《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号），对于澄清电力辅助服务不规范现状意义重大，但发布之日时值新春佳节来临，并未引起市场足够关注。笔者认为，该文对于电力并网主体参与辅助服务市场的真实价值进行了正本溯源，调峰、调频等辅助服务市场价值被高估的时代即将结束，而更加透明的现货市场将加快建成。《通知》重点内容如下：
1.总体思路
加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担。加强政策协同配套，规范辅助服务价格管理工作机制。
2.优化调峰辅助服务交易和价格机制
规范调峰辅助服务应用范围。电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。电力现货市场未连续运行的地区，原则上风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，研究适时推动水电机组参与有偿调峰，其他机组在现货市场未运行期间按规则自主申报分时段出力及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调峰出力。区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易，应当及时转为电能量交易。
合理确定调峰服务价格上限。各地按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则，合理确定调峰服务价格上限，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。
3.健全调频辅助服务交易和价格机制
规范调频市场交易机制。调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。合理确定调频服务价格上限。原则上调频性能系数（调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均）最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。
4.完善备用辅助服务交易和价格机制
规范备用市场交易机制。备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制，备用容量需求由电力调度机构根据系统安全经济要求与实际情况确定。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算。合理确定备用服务价格上限。统筹考虑提供备用服务的机会成本（因预留备用容量、不发电而产生的损失）等因素，合理确定备用服务价格上限，原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。
4.规范辅助服务价格传导
合理确定辅助服务需求。各地按照规范透明的原则，科学测算确定辅助服务需求。可结合当地实际探索开展爬坡等辅助服务机制，通过市场竞争确定出清价格、中标机组和中标容量。不得采用事后调整结算公式等方式，确定辅助服务费用规模和价格标准。
健全辅助服务费用传导机制。各地要规范辅助服务费用管理，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批。
规范辅助服务费用结算。由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算，电力现货市场连续运行的地区采用“日清月结”模式。
5.强化政策配套
推动各类经营主体公平参与辅助服务市场。已获得容量电费的经营主体，应当参加辅助服务市场报价。对同时具备发电和用电身份的经营主体，在放电、充（用）电时分别按发电主体、用电主体参与辅助服务市场，同等接受各类考核。现货市场连续运行的地区，推动辅助服务市场和现货市场联合出清。提供辅助服务过程中产生的电量，按照现货市场价格或中长期交易规则结算。
二、辅助服务变革要点
我国实行以“两个细则”为基础的电力辅助服务补偿机制，并逐步过渡到市场化交易机制，辅助服务机制对于维护电力系统安全稳定运行起到了积极的作用。
但由于电力辅助服务物理特性复杂、一般为非标准化商品，难以被广泛理解和监督，导致辅助服务机制存在一定问题，主要包括品种设置不够合理、计价规则不统一、部分地区辅助服务价格过高、机制不够规范透明等问题。在新能源发展突飞猛进的过程中，某些辅助服务被片面夸大，带来电力商品价格被扭曲，亟需从国家层面统一建立健全价格机制，既提升电力系统综合调节能力，也降低各类市场主体成本，更大力度促进清洁能源消纳和绿色低碳转型。通知推动了辅助服务机制多项变革，主要包括：
1.规范调峰、调频、备用等辅助服务运行机制，避免品种和规则设置方面的混乱。对于主要促进电力电量稳态平衡的调峰辅助服务，逐步纳入以现货为核心的电能量市场。电力现货市场连续运行的地区，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。统一调频市场计价方式，调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制，改变了当前有的地方按照里程，有的地方按照积分电量的状况。
2.促进辅助服务市场价格的回归。由于辅助服务不容易定价，部分地区调峰、调频等辅助服务价值被夸大。特别对于调峰服务，由于新能源发展带来负调峰能力的不足，尤其在可再生能源全额消纳的紧箍咒下，为了促进新能源消纳和引导煤电降出力运行，很多地方降出力得到的补偿远高于新能源发电电价，调峰辅助服务价值被明显高估。此次规定，调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价，是对调峰辅助服务价值的准确定义。同样，调频市场上对于动态调节的过度强调，导致更多基于电力电子快速控制但较为昂贵的设备引入，抑制了煤电等调节虽较慢但更具全局稳定性的电源主体参与调频，导致了资源的浪费和不合理激励。此次对性能系数和里程出清价格的限制，防止了片面强调快速调节但其他性能较差的主体进入。
3.规范辅助服务价格传导与规范运行，防止无限制的外部干预。一是强调规范透明的原则，以市场竞争确定出清价格、中标机组和中标容量，不得采用事后调整结算公式等方式。二是规范辅助服务费用向用户侧的传导，用户侧仅分摊电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场连续运行的地区，符合要求的调频、备用辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用，随电费一同结算。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。
4.现货市场建设将更加顺畅。现货市场具有更加透明、高效的定价机制，应成为电力市场建设的核心，但由于某些地区一些主体能通过过高的调峰辅助服务获得超额收益，调峰辅助服务对现货市场形成阻碍。此次《通知》对于现货市场建设形成重大利好，表现在：一是对调峰辅助服务进行限价，能有效扫清调峰辅助服务利益主体对现货市场建设的阻碍；二是完善现货市场规则，适当放宽市场限价，通过现货市场来体现调峰、顶峰等价值，现货市场为电力商品定价的能力增强；三是电力现货市场运行地区才能向用户侧疏导辅助服务费用，电源侧主体参与辅助服务的获利空间不足，更有动力推动现货市场建设。
三、对新能源、储能的影响
《通知》对于各类辅助服务应用范围的规定，以及限定价格上限，推动现货市场建设等措施，预计实施后全国辅助服务费用总规模将减少，经营主体或用户对辅助服务费用的承担也将更加公平合理，将利好新能源、新型储能等主体的发展。
（一）新能源调峰辅助服务成本将下降
新能源的快速发展使电力系统调峰能力日益不足，为了促进调峰能力提升，很多地方倾向于不断提升调峰辅助服务补偿标准和新能源的分摊比例。
并网主体提供调峰服务，带来的新能源增发电量与调峰电量相当，所以高出新能源上网电价的调峰服务价格将偏离其真实价值，产生“隐性负电价”的问题（参见：利好还是利空？负电价揭露的价值真相）。由于全额消纳可再生能源发电的大原则，风电、光伏发电机组不作为调峰服务提供主体，而只能作为调峰成本的被动分摊方。当调峰服务价格设置过高，按照费用分摊规则，火电厂进入深调时段，主要是新能源发电计入分摊基数，而此时的调峰辅助服务成本费用也较高，分摊费用甚至可能高于其发电收入，从而使新能源产生“隐性负电价”。
“隐性负电价”比现货市场的负电价危害更大，因为它是在调峰市场不透明、不对等的情况下，带来的新能源的被动损失，而全社会付出的整体调峰成本更高。据了解，河南、蒙东等地区，仅调峰辅助服务一项，新能源场站的分摊费用就占到了月度收入的10%以上，部分新能源场站分摊费用甚至超过20%。
限制调峰辅助服务价格不高于当地平价新能源项目的上网电价，将避免“隐性负电价”问题，降低新能源不必要的分摊成本；同时通过现货市场建设，能将调峰的价值显性化，实现电力资源优化配置，避免新能源“付费”发电的情况发生，对于降低新能源过高的辅助服务分摊成本作用明显。
（二）新型储能盈利机会增加
尽管很多地方将辅助服务作为新型储能获利的重要来源，但实际中辅助服务机制为电网企业代为采购的单边机制，其准入和价格规则并不透明，对于参与主体也进行了较多限制，如部分地区调峰辅助服务市场主要针对煤电深调，并未向电网侧独立储能进行开放，新型储能进入获利不确定性较大。调峰辅助服务等功能转向现货市场对新型储能构成利好，储能等新型主体拥抱现货市场，在波动市场环境中寻求确定性收益，成为未来的主题。
随着现货市场建设加快，由现货市场体现调峰、顶峰价值，需要放开现货市场限价，使新型储能具有更多的获利机会。一方面现货市场能容纳更多的市场主体，电网侧独立储能以独立主体身份参与，对于新型储能形成普遍的、有效的收益模式；同时，在新能源比例较高的地区，调峰、顶峰需求将同时归并到现货市场功能中，现货市场价格波动将变大，现货市场限价的放开，新型储能获得“稀缺电价”收益的机会将显著增加，这部分新增收益将成为储能电站收益的重要组成部分。
