中国储能网讯：近日，国家发展改革委会同国家能源局联合印发《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》），对于推进辅助服务市场建设，构建协同高效电力市场体系，以市场化手段提升电力系统综合调节能力，助力新型电力系统构建和能源绿色转型，具有重要意义。

  一、建立健全电力辅助服务市场价格机制势在必行、正当其时

  电力辅助服务是指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，由发电侧并网主体等提供的服务。

  （一）我国电力辅助服务主要脱胎自2006年的“两个细则”考核。2006年，原国家电监会印发《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》，提出按照补偿成本和合理收益原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊，并明确由电力调度交易机构负责对辅助服务的情况进行计量和考核。

  （二）2014年以来，各地电力辅助服务市场化探索加快推进扩围。2014年，为缓解热电矛盾以及清洁能源发电上网受限问题，东北能源监管局印发《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（试行）》，我国电力辅助服务开展了第一次市场化探索。2015年，《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》正式将电力辅助服务市场化补偿机制建设列入我国电力体制改革重点任务，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，各地纷纷结合自身特点积极开展电力辅助服务市场化探索，相关政策文件密集出台，推动电力辅助服务市场建设进入加速期。目前，全国除西藏外，已基本实现区域、省级辅助服务市场全面覆盖，具有中国特色的电力辅助服务市场体系初步建立。

  （三）新型电力系统建设呼唤建立健全电力辅助服务价格形成机制。从国际经验来看，随着波动性、间歇性、随机性新能源发电加快发展，为保障电力安全稳定供应，电力系统对辅助服务调节需求将显著增长。以英国为例，近年来由于新能源发电渗透率不断提升等因素影响，英国辅助服务市场规模快速扩张，辅助服务成本也随之加快增长；据英国相关机构预测，2030年英国辅助服务成本在系统总运营成本中的占比将提升至约15%，对用户用电价格产生明显影响。在我国推进新型电力系统建设背景下，电力系统新能源发电渗透率有望持续稳步提升，亟待在国家层面建立健全电力辅助服务市场价格形成机制，重点就需求确定、计价方式、费用分摊、市场协同等进一步细化明确，规范完善各地电力辅助服务市场建设，以市场化手段激发各类资源灵活调节潜力，并引导社会公众逐步接受“全社会为电力系统调节能力买单”的理念。

  在此背景下，《通知》的出台势在必行、正当其时，对于完善辅助服务市场机制设计、规范辅助服务市场运行、助力加快构建协同高效电力市场体系具有重要意义。

  二、适应新型电力系统发展需要，完善电力辅助服务价格机制

  《通知》坚持系统思维、问题导向、市场方向，注重提升辅助服务市场价格机制设计的系统性、科学性，重点围绕科学确定辅助服务市场需求、合理设置有偿辅助服务品种、规范辅助服务市场计价规则、加强辅助服务市场与电能量市场统筹衔接等方面进行部署完善。

  （一）因类施策，科学设置有偿辅助服务品种。辅助服务包括有功平衡、无功平衡及事故应急恢复等服务；其中，无功平衡服务一般由电网及特定主体提供，其成本各国多纳入输配电价疏导；事故应急恢复服务应用概率极低，各国多采取政府定价方式确定补偿标准。有功平衡服务主要包括调频、备用、调峰等，在我国相对成熟、应用较为广泛。《通知》聚焦调频、备用、调峰服务，明确了有偿辅助服务品种及相关价格机制。其中，对于我国特有的调峰辅助服务，《通知》兼顾现实，衔接过渡，明确了现货市场连续运行的地区，调峰功能主要通过电能量市场实现，不再设置调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场品种。

  此外，按照“成熟一个、发展一个”的原则，《通知》明确其他需由经营主体承担的辅助服务，按程序报批。这样既有利于避免有偿辅助服务品种一拥而上、加重经营主体负担，又为后续结合系统需求、适时创新出台爬坡、转动惯量等品种创造了条件。

  （二）统一“度量衡”，规范完善有偿辅助服务计价规则。一方面，完善各类辅助服务交易机制。《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，调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算；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，备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算。各类辅助服务通过市场竞争确定出清价格、中标里程（容量、出力）、中标时段等。

  另一方面，明确各类辅助服务价格上限。电力辅助服务市场设计中，一般以补偿机会成本为主。《通知》统筹考虑提供辅助服务的机会成本等因素，按照辅助服务成本不高于电能量价值的总体原则，针对不同辅助服务品种，科学设置清晰统一的价格上限标准。其中，调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优的煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算，原则上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；备用服务价格上限原则上不超过当地电能量市场价格上限；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。

  双管齐下，有效控制辅助服务市场价格形成过程中的人为因素影响和自由裁量幅度，维护公平竞争市场环境。

  （三）控制规模，合理确定辅助服务市场需求。从国际经验来看，辅助服务费用规模约占上网侧电费的1%—3%。《通知》要求，各地以保障电力系统安全稳定运行为目标，按照规范透明的原则，科学测算确定辅助服务需求；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。同时，强调电网企业要加强精细化管理，提高经济调度水平，从而逐步改善“按需调用，事后结算”等操作方式，控制辅助服务费用规模，提升系统整体经济性。

  （四）因地制宜，健全辅助服务费用传导机制。《通知》明确，按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，推动辅助服务费用规范有序传导分担；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。这主要是考虑到非现货地区中长期合同需物理执行，已锁定了机组发电量，机组不会因提供辅助服务而损失发电机会，电能量市场可以补偿因提供辅助服务产生的损失；但现货地区机组需根据市场出清结果确定运行方式，电能量市场难以实现对辅助服务成本的充分补偿。此外，《通知》充分考虑各地辅助服务市场建设进程及省情网情差异，明确辅助服务费用在用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量之间的分担比例，由省级价格主管部门确定，确保改革平稳落地。

  （五）一视同仁，保障各类经营主体公平参与辅助服务市场。保障经营主体公平无歧视参与市场，并按照清晰市场机制规则开展充分竞争，是辅助服务市场高效运行、健康发展的重要前提。《通知》强调，各地确定参与辅助服务市场的准入条件时，应当实行公平准入，不得指定特定主体或对特定主体作出歧视性规定，有利于支持各类经营主体公平无歧视参与辅助服务市场同台竞技。此外，《通知》明确，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，为储能等新型主体参与辅助服务明确了基本原则。

  （六）统筹衔接，推动辅助服务市场与其他市场协同增效。《通知》提出，各地要加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，在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。这主要是考虑到辅助服务市场在实际运行中与电能量市场紧密耦合，影响电能量市场规模和价格，通过市场间联合优化出清，可有效提升资源优化配置效率，提高系统稳定性和可靠性，实现电力市场社会福利最大化。此外，《通知》明确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。

  （七）强化监管，健全辅助服务价格管理机制。《通知》细化明确了相关部门在辅助服务价格管理工作中的分工，有利于构建“上下联动、左右协同”良好工作格局；各地研究提出辅助服务品种、需求确定机制、价格机制、费用疏导方式等实施方案，报国家能源局，经国家发展改革委同意后实施。为保障辅助服务价格机制平稳运行，《通知》强调，各地要加强电力辅助服务市场运行和价格机制跟踪监测，及时评估辅助服务资金使用和政策执行等情况。

  在贯彻落实“双碳”目标、推进新型电力系统构建的重要窗口期，《通知》出台有望规范电力辅助服务市场建设，进一步健全完善“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的辅助服务成本疏导分担模式，逐步理顺相关各方经济关系，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性，助力构建协同高效电力市场体系。