中国储能网讯：近日，国家发展改革委、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》（发改价格〔2024〕196号，以下简称《通知》），明确电力辅助服务市场是电力市场体系的重要组成部分，充分肯定了辅助服务在保障电能质量和电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳中的积极作用。为进一步适应新型电力系统，规范辅助服务管理，《通知》在辅助服务市场定位、交易及价格机制的统一、适应新型电力系统的新能源消纳机制、需求确定及费用传导等方面作出细致要求，主要有以下四大亮点。
亮点一
进一步明确了辅助服务市场应围绕电能量“主市场”设计
《通知》进一步厘清了辅助服务市场和电能量主市场的关系，致力于推动基于现货市场的联合出清，明确辅助服务目的是保障实现电能的正常生产、传输和使用，进一步厘清了辅助服务市场与现货市场的关系、明确了辅助服务引发的电能量费用性质。
《通知》提出区域调峰、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，实质是进一步指出省内调度无法约束的省间层面实际是不存在容量辅助服务的、其本质均为电能量交易。《通知》明确完善现货市场规则，电力现货市场连续运行地区通过现货电能量市场实现调峰，不再运行调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场。全文多处类似表述体现了辅助服务机制必须围绕电能量机制设计的思想，不应针对电能量机制里能实现的功能再建立相应的辅助服务机制，当电能量机制发生变动或调整（建立现货市场与否），辅助服务必须适应电能量机制的调整而调整。比如，国外通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现系统调峰，没有也不需要调峰辅助服务品种。作为主能量市场的现货市场在我国起步较晚，为平衡新能源出力波动，因此设定了调峰市场作为过渡机制，现货市场运行后已经可以实现高峰高价、低谷低价，进而实现更好的系统调峰效果，不再需要调峰市场作为辅助。基于辅助服务围绕电能量市场设计的思想，辅助服务市场的省间衔接也可基于省间电能量市场设计。《通知》中同时厘清了辅助服务费用和电能量费用的边界，明确提出提供辅助服务过程中产生的电量费用不属于辅助服务，提供辅助服务产生的电量，按照现货市场价格或中长期交易规则结算，结算费用属于电能量市场费用。
亮点二
实现了交易机制及价格机制全国层面的统一
《通知》致力于解决各地的辅助服务交易机制及价格机制的不统一问题，对辅助服务交易机制、计价公式和核心参数给出统一标准。
在《通知》出台前，各地缺乏合理和统一的计价、限价原则，形成一地一原则的局面，且在交易机制、计价公式和限价范围上均有较大差异。以调频辅助服务为例，从交易机制看，有的省份采用基于调频里程和调频容量的两部制，有的采用里程单一制；从调频综合性能系数计算方法看，分项性能指标计算多根据实际性能与机组自身设计性能对比确定，未实现不同类型机组间的基准统一；从费用计算公式看，各地计算公式形式不尽相同，且存在针对不同机组里程按不同系数折算现象；从调频限价上看，各省限价差异较大，限价的科学性有待商榷。
针对以上问题，《通知》对不同省份、不同机组的计价公式以及重要参数确定方式进行了统一，对调峰、调频、备用市场的交易和价格机制进行系统规范，对价格上限原则进行了统一。不同于国外，我国电网运行规则等文件已经强制所有并网电源都要具备APC或AGC功能、同时具备“三遥”能力，造价中已经考虑相关投资，所以基准电价覆盖了这部分成本，而能量市场限价是基于基准电价设计的，已经考虑了二次调频容量费用，因此我国可以不进行二次调频容量费用补偿。所以《通知》明确调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制，调频性能分项参数以当地性能最优煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算，并规范了费用计算方法，明确采用出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算，实现了不同省份、不同机组的统一。同时，《通知》综合考虑辅助服务的变动成本、机会成本以及系统的安全成本，按照既能够保障提供者合理收益、同时避免辅助服务市场过度激励、保障辅助服务费用规模总体可控的整体思路，明确了原则上调频性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元，对各地限价原则进行了统一。按照相似的逻辑，对备用辅助服务、调峰辅助服务交易和价格机制也进行了统一，明确了备用市场服务于系统安全经济要求，标的物应为容量，备用限价基于其机会成本（预留容量不发电的损失）确定，明确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。
亮点三
建立了科学的辅助服务费用传导机制
《通知》致力于规范辅助服务价格传导及费用结算流程，明确需求确定办法及分摊主体，强调经营主体即发电和用户承担的辅助服务费用均需按程序报批，进一步规范了经营主体责任承担方式、保护了经营主体的合理权益。
当前在辅助服务需求提出方面，不同于英国限制辅助服务总费用、超出部分电网承担，或美国在规则中确定各类辅助服务技术需求、并对不同辅助服务品种进行需求上下限设计，我国尚未建立科学的需求预测机制，部分区域甚至全天、全年都是同一个数值，需求过高一定程度上会减少有效发电容量，提升整体发电成本，扩大辅助服务费用规模。在分摊主体方面，“提供”与“分摊”主体没有统一标准，未运行现货地区费用疏导机制欠合理，峰谷电价与顶峰辅助服务的关系未理顺。
《通知》针对当下存在问题，一是明确辅助服务需求测算应科学规范透明，并且禁止事后调整结算公式等方式控制辅助服务费用规模。二是建立更加透明、公开、合理的辅助服务费用传导机制。将现货市场连续运行作为向用户疏导辅助服务费用的前置条件，一方面在现货未连续运行地区，费用疏导缺乏合理性，所以不向用户疏导辅助服务费用。另一方面对于现货连续运行地区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，这种表述可视为发电侧主体全面入市前的过渡措施。三是将用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用中，这也是和《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）要求相一致。同时，各品种辅助服务“日清月结”，并在结算单中单独列示，经营主体可对辅助服务补偿、分摊、考核费用一目了然。
亮点四
全面规范辅助服务市场管理
《通知》进一步规范了辅助服务的市场管理机制，明确了职责分工，确保市场建设的更加透明、公平、高效。明确实行公平的市场准入，从各个环节规范了价格管理流程，同时建立监测监督及报送机制，进一步为电力辅助服务市场的运行保驾护航。
当前国内辅助服务提供主体并未享受到同质同价的待遇，存在不同类型电源主体在市场准入以及补偿标准中存在区别对待的问题。同时，各类辅助服务限价缺乏依据且差异较大。
《通知》明确应一视同仁，既不能歧视某一类型主体也不应该有特殊照顾，特别明确已获取容量电费的经营主体应当参与辅助服务市场报价。《通知》进一步理顺了辅助服务价格管理工作机制，明确国家发改委会同国家能源局进行顶层设计，国家能源局派出机构会同省级价格主管部门提出品种、需求、限价、疏导等方案，并最终经国家发展改革委同意后实施。《通知》聚焦辅助服务资金使用、交易价格、计价关键参数、收益和分摊情况，重点关注对用户电价水平的影响，促进建立完善信息披露和报送制度，切实发挥好市场监测和监督检查作用，并根据监测结果及时纠正和规范各地不符合国家有关规定的辅助服务价格政策和交易规则等，督促指导各地完善机制，促进辅助服务价格合理形成。
《通知》对辅助服务的规范，是对于电力市场体系其中一个方面的改进。电力市场体系涉及电能量机制、容量机制、中长期机制、电力期货市场等的体系化全方面建设，当前在全国统一电力市场建设的关键时期，拥有一体化设计思维，厘清机制间的关系与各自作用及定位，实现机制间的统筹尤为重要。其中，现货电能量市场的建设是其中的重点和核心，其建设思路和进度也关系到其他市场机制的建设效果和建设路径选择。因此，当前一方面要明确电力现货在市场建设中的核心地位，全力推动电力现货市场高质量建设，快速推动各地的现货连续结算运行直至转正式运行，为其他电力市场相关机制的建立提供合理的现货价格信号或“土壤”。另一方面应用“一体化设计”思维推动各种机制的更新完善，促进机制间的统筹衔接。合理设置现货电价上下限，厘清电量和容量的关系，推动部分辅助服务功能通过电能量市场实现，实现不同市场机制间的科学协同；围绕现货电能量市场进行机制创新，促进价格机制的衔接，避免出现因不同机制间的价格设置不合理出现的市场不公。相信辅助服务价格机制的建立健全会促进市场对电力资源优化配置作用的更好发挥，实现辅助服务相关机制间的流畅协同，更好推动新型电力系统建设。
