中国储能网讯：2024年1月31日，山西电力调度控制中心发布《山西电力调频辅助服务市场建设情况公告》（以下简称《情况公告》），2座储能电站参与了调频辅助服务市场调电试运行。试运行期间，市场主体一次调频性能逐步提升，但调频错误动作情况较多；二次调频性能指标测试满足试验要求和预期目标。

  此前，山西、山东、广东等地均发布允许独立储能电站参与电力市场交易的相关通知和规则。新型储能正在以独立身份成为电力系统的一员，其中，电力辅助服务是其发挥效能的重要平台之一。

  顾名思义，电力辅助服务之于电能量市场，一直作为辅助角色存在，无论体量还是费用，都远远小于电能量市场。但近年来，随着可再生能源装机和电量比例的不断攀升，电力辅助服务的重要性和稀缺性日益凸显，许多国家的电力辅助服务费用跃升。

  围绕电力辅助服务，市场化程度、与电力现货市场的衔接、向用户传导费用等，始终是业内讨论的焦点。

  2024年1月25日，在国家能源局一季度新闻发布会上，国家能源局市场监管司副司长刘刚在答记者问时指出将完善电力辅助服务市场制度，包括研究出台《电力辅助服务市场基本规则》，推进各地电力辅助服务市场规范统一，发挥电力辅助服务在电力系统稳定和绿色低碳转型中的重要作用；推动辅助服务费用由主要在发电侧分担，逐步向用户侧合理疏导。

市场化不等于所有品种竞价交易

  在2002年“厂网分开”改革暨狭义的“电力市场”出现之前，并没有电力辅助服务的概念。电力系统需要的各类辅助服务，均由调度运行人员根据系统需要，由指定机组无偿提供。

  “在‘两个细则’出台之前，提供辅助服务是对发电厂的一种考核管理方式，并不涉及经济补偿。”资深电力行业研究专家杨萌指出。而东北则开启了电力辅助服务市场建设的“先河”。

  2019年，国家能源局东北能监局相关负责人曾撰文提到，2003年，国家选择东北试点区域电力市场，市场方案中提出了“三步走”建设“竞争性辅助服务市场”的规划，这是我国最早的电力辅助服务市场路线图[1]。在2015年新一轮电力体制改革启动前夕，为破解“热—电”之间的矛盾以及风电上网受限问题，以调峰起步，东北电力辅助服务市场建设再次“开拔”。

  与欧美等国家不同，调峰，是我国电力辅助服务市场的独有品种。东北调峰辅助服务的兴起，源于电厂面临选择发电还是调峰的“机会成本”，提供调峰服务一方面会使机组偏离最经济运行点产生额外成本，另一方面也意味着可能会损失调峰电量对应的发电收入。“厂网分开”叠加冬季供暖与风电上网之后，这一矛盾更加凸显。

  延续“政府定价+调度命令”的管理方式，还是引入以调峰资源为核心的市场竞争机制，是当时考虑的两大政策方向。但前者存在几个不足：一是补偿标准“一刀切”，难以准确反映调峰在系统不同运行态势下的真实价值；二是政府定价无参考，政府与发电企业信息不对称情况下容易造成过度补偿或补偿不足；三是调度机构难以及时、全面掌握机组运行状态和供热情况，可能造成机组不经济运行或供热质量受影响[2]。

  随着电力市场化改革启动，市场主体逐渐丰富，调峰矛盾凸显，建立市场化辅助服务机制成为最终选择。

  当时，20多个省区赴东北调研，从调峰起步的电力辅助服务市场建设在全国铺开。2021年12月，国家能源局印发《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，进一步完善“两个细则”，引入了更多市场主体和辅助服务品种，将调频、备用等都推向市场，提高效率的同时，也有利于新的灵活调节资源参与市场。

  有电力市场研究人士指出，目前辅助服务在一定程度上只在调用环节引入了竞争机制，不同品种的需求、计价公式、限价等其他环节尚未按照市场化的方式进行优化。

  一位长期从事成本价格研究的业内人士提到，电力辅助服务是为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量，由电力调度机构统一组织协调、调用灵活调节资源（辅助服务资源），在输送电能的同时向电力系统提供的安全调节服务。电力辅助服务由电力调度机构统一组织协调，具有系统性的特点；电力调度机构是灵活调节资源的唯一买家，电力辅助服务与输送电能的输配电服务同步进行，最终通过具有自然垄断性质的输配电网络来实现；安全调节还具有天然的不确定性特点。同时，由于电力辅助服务在经济学上具有公共品属性，区分不同辅助服务品种各自的成本存在较大困难。

  目前，诸如转动惯量、调相等辅助服务品种，在绝大部分地区仍采用固定补偿。一位从事电力系统运行的业内人士认为，电力辅助服务品种的市场化设计应综合考虑系统实际运行需求。“对于竞争主体数量不足，系统需求频次不高的品种，没有必要‘为了交易而交易’。”

从“+现货”到“现货+”

  2023年底开始，山西、广东等首批电力现货市场试点转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设正式启动，现货市场建设明显提速。与国际电力市场不同，先于电力现货市场起步的辅助服务市场，如何更好配合电能量市场的发展是目前讨论的另一焦点。

  从技术上看，电力现货市场正式运行后，不再需要单独的调峰市场。上述电力系统运行人士解释，调峰目前主要是在没有现货市场的时候，解决负荷低谷时段清洁能源消纳问题的手段。“现在调峰市场能够激励火电推进灵活性改造，有了现货市场之后，只需要在现货的出清过程中加入‘深度调峰’机制，并配套相应的补偿机制，同样可以实现这一目标。”

  目前电力现货市场和辅助服务市场还是“串联”运行为主，按顺序分别出清。大部分受访者认为，实现两者联合出清，有利于市场主体形成更合理的竞价策略，采用更高效的管理模式，也有利于提高市场的整体效率。

  “两个市场‘串联’运行，意味着市场主体需要面对若干个交易品种一个一个做决策，期间机会成本的估算也会较为复杂。”杨萌说。

  前述系统运行人士认为，随着品种的不断增加，“串联”运行模式下，市场运营机构的交易组织链条更长，效率不高，难以实现整体最优的目标。不过，考虑到现行系统技术条件和运行管理模式，尚不具备一步到位实现“并联”的条件。

  前述成本价格研究人士提到，鉴于我国目前现货市场价格的波动空间有政府干预，农业、居民和公益用户终端电价仍实行政府制定的目标价格总体水平，将调峰等辅助服务产品完全融入现货的可行性较低，因为将降低特定市场主体提供相关调峰辅助服务的积极性。

  中国大唐集团有限公司刘连奇此前撰文提到，调峰补偿标准方面，国内大部分省份的调峰价格在平均上网电价之上，甚至达到度电0.8-1元的水平，意味着为消纳度电上网价格为0.3元左右的新能源电量，要产生近1块钱的调峰成本[3]。这也延伸出对当前新能源消纳政策合理性的讨论。

  另一方面，曾有能源主管部门相关人员指出，与对现货电能量市场的投入相比，硬件支持系统的迭代更新速度慢于需求发展，是制约电力辅助服务市场“升级”的因素之一。

  前述系统运行人士认为，随着电力辅助服务支撑新型电力系统的作用更加凸显，辅助服务费用规模不断提升，各方对辅助服务补偿和辅助服务市场建设越来越重视，市场建设的相关投入可能也会增加，这将进一步推动电力辅助服务市场机制更完善，运营更高效。

费用传导不等于全由用户直接“买单”

  近年来，全球多国电力辅助服务费用都在增加。

  国网河南省电力公司相关专家此前撰文提到，2019年以前，随着新能源渗透率不断提升，英国辅助服务市场规模稳步提升。公开数据显示，在2020年5—7月，为应对电网惯性水平持续下降以及电压稳定性等问题，英国系统运营商采购大量辅助服务，辅助服务成本较2019年同期增加了2亿英镑[4]。

  2016年以前，澳大利亚国家电力市场中频率控制辅助服务通常占全年电力市场交易额的0.5%以下。2003—2005年频率辅助服务成本为1.6美元/兆瓦时，备用辅助服务成本为4美元/兆瓦时，而2006—2021年，频率辅助服务成本上涨至26美元/兆瓦时，备用辅助服务成本跃升至23美元/兆瓦时[5]。

  而除了可再生能源装机增加以外，负荷特性变化、极端天气事件等都是影响电力辅助服务费用的原因。以最大峰谷差为例，2020—2023年，随着经济社会的发展，我国有27个省份的峰谷差扩大态势明显，其中15个省份增幅超过15%。

  前述成本价格研究人士解释，随着产业结构变化，数字化生产设备对频率和电压的稳定性要求也在提升。此外，极端天气增加导致应急事件数量显著增加。“是这些客观因素共同推高了辅助服务系统成本，而不是可再生能源以‘一己之力’造成。片面强调可再生能源要承担辅助服务费用不甚公平。”

  杨萌指出，当前辅助服务市场的交易机制，特别是报价上下限可以理解为是依据运营费用的“总盘子”倒推出来的，最终由用户间接分摊这笔费用。但随着辅助服务总费用的增加，确定“预算”的难度将越来越大，哪些系统服务资源是必须的，哪些出现了冗余，可能存在一定的决策“盲区”，甚至因此影响到系统调节资源的规划投资节奏。

  此外，目前发电企业在电能量市场中的报价实际上是考虑了辅助服务市场可能承担的费用的，如果这部分费用能够向用户疏导，并在电费单中列明，更有利于推动发电企业在电能量市场中的报价趋向边际价格。

  “向用户侧传导，受到信息更加透明，成本监审更加严格等因素的影响，辅助服务市场配置资源会更有效率。”杨萌说。

  前述成本价格研究人士认为，辅助服务的效果由用户共享，费用向用户侧直接传导理论上更符合电力辅助服务的公共品属性，但我国现行终端电价机制尚不具备让所有用户承担电力商品的所有相关成本的条件。

  南方电网电力调度控制中心、政策研究部相关专家此前撰文指出，应遵循“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的基本原则，按照全国统一电力市场体系建设的总体规划，分阶段、有步骤地将电力辅助服务责任落实到相关市场主体。在向用户侧全面直接疏导之前的起步阶段，应为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，相关费用由相关发电侧并网主体分摊；为特定电力用户服务的电力辅助服务，相关费用由相关电力用户分摊；初期阶段在发电侧并网主体和市场化电力用户内部，构建差异化的电力辅助服务责任，实现不同类型主体的差异化激励[6]。

  前述电力市场研究人士强调，在向终端用户分摊辅助服务费用之前，应先开展成本测算，规范统一各地辅助服务市场相关的定价公式和核心参数制定标准，为不同调节资源搭建公平竞争舞台。