中国储能网讯：电力市场相较传统商品交易市场最为关键的不同点，在于电能量的交割需要通过电力系统进行，而电力系统稳定运行还需要保证频率、电压等多方面工程安全，因此，电力辅助服务就成为必需品。目前各地实际运行情况各不相同，电力辅助服务的需求、结算方式也不尽相同，导致辅助服务市场错综复杂，难以统一监管，不利于全国统一电力市场体系的建设。近日，国家发展改革委、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》），文件从交易机制、价格机制、确定需求、传导和结算、配套政策和管理监督等方面，对辅助服务市场交易、价格形成和费用传导等关键问题提出了指导意见。

01.《通知》主要内容和要点解读

  一是健全辅助服务的交易机制。《通知》明确了调峰、调频、备用三类辅助服务的交易主体、申报、出清等交易机制。

  调峰市场的交易机制主要与现货市场运行情况挂钩。《通知》明确提出电力现货市场连续运行的地区，不再运行调峰等功能类似的市场，通过优化现货市场的峰谷价差等设置，引导发用侧市场行为实现调峰功能。而在现货市场未连续运行地区，明确了自主申报、市场出清的交易机制。跨区域的调峰市场由于主要涉及到电能量交换，也应尽快转为现货等电能量交易形式。

  调频市场的交易机制相对统一，采用各机组申报分时调频容量和价格，市场出清确定价格和中标调频容量。调频费用则是按照出清价格、调频里程、调频性能系数三者乘积计算，可见机组性能与获取得的调频收益是正相关的，将激发经营主体不断提升机组调节性能以获取更高调频收益。

  备用市场交易机制与调频市场类似，也是由机组申报备用容量和价格，市场出清确定价格、中标容量和中标时间。提供备用辅助服务的费用是按照出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算。而当出现实际备用容量低于中标容量的情况，将按照实际提供的备用容量进行结算，这就将激励经营主体维护机组正常运行以确保获取足额的备用辅助服务费用。

  二是明确辅助服务的价格机制。《通知》明确了调峰、调频、备用三类辅助服务的价格机制，较好平衡了电力系统安全稳定和电力供应资源优化配置之间的关系。

  调峰服务的价格上限，主要强调按照新能源项目消纳成本不高于发电价值确定，原则上不高于当地平价新能源上网电价。

  调频服务原则上采用单一制价格，且参与调频市场的收益原则上不低于同时段参与电能量市场收益，将提供调频服务产生的电能量市场机会成本隐性损失降至最低，充分调动经营主体参与调频市场的积极性。调频性能系数上限设置为2，且将以当地性能最优煤电机组主机为基准参照，以鼓励经营主体不断提升机组性能向领跑者看齐。

  备用服务原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制，同时价格上限原则上不超过当地电能量市场价格上限，同样可以减小发电侧提供备用服务产生的机会成本隐性损失，以提升经营主体参与备用市场积极性。

  三是规范了辅助服务的需求量、费用传导和结算。《通知》对于辅助服务的需求量确定和费用结算提出了规范要求，同时对辅助服务费用传导机制，分情况进行了划定。

  确定辅助服务需求量方面强调，应规范透明、科学测算保障电力系统安全稳定运行的辅助服务需求。不得采用事后调整结算公式等方式确定，进一步对电网精细化调度和精准测算提出严格要求。此外，各地还可根据实际探索开展爬坡等辅助服务机制，推动辅助服务市场品种不断完善。

  辅助服务费用传导应视当地电力现货市场运行情况确定，未连续运行地区不向用户侧疏导辅助服务费用。其中重点是提供辅助服务过程中的电量费用，应在电能量市场中进行结算，而不应以辅助服务费用的名义进行分摊，以免造成电能量费用重复计算。同时还明确其他需由经营主体承担的辅助服务费用要按程序报批，引入了监管机制严控以辅助服务名义向分摊主体收费的乱象。

  辅助服务费用结算在现货市场连续运行地区采用跟随现货的“日清月结”模式，随电费一同结算，且各项目应单独计算单独列示，充分保障市场参与者的知情权，享明白服务，掏明白费用。

  四是强化辅助服务配套政策，加强价格管理和市场监督。《通知》进一步强调了辅助服务市场公平运行和与电能量市场衔接的重要性，同时提出了辅助服务市场价格管理工作机制，强化有为政府在辅助服务市场中的职能作用。

  辅助服务市场公平性方面，《通知》重点强调应实行公平准入，不得指定或制定歧视性规定，确保符合标准的经营主体都能按意愿参与辅助服务市场。同时具备发电、用电特性的主体应根据实际发用电情况确定参与辅助服务市场方式。

  《通知》指出要加强辅助服务市场与电能量市场统筹衔接，现货市场实际运行地区要推动现货市场和辅助服务市场联合出清。同时进一步强调电量和辅助服务应分离在相应市场结算，避免电费结算混淆重复。

  辅助服务价格管理方面将由国家发展改革委会同国家能源局加强顶层设计和工作指导。各地提出辅助服务市场实施方案，征求当地能源、电力运行部门意见，报国家能源局、经国家发展改革委同意后才能实施，这样一来辅助服务市场实施方案可以充分结合各地市场需要和系统运行实际情况，最大程度提升实施方案的适应性。

02.《通知》的重要意义

  一是有助于推动辅助服务市场与电能量市场衔接，完善电力市场体系。电力市场建设初期，我国电能量市场和辅助服务市场各自起步、分别发展，这也就导致两个市场间存在界限不明确、衔接不顺畅等问题，如在现货市场价格信号已经能够发挥调峰作用的情况下，部分省区现货市场中仍保留了调峰辅助服务；部分地区将区域电能量交易与省间调峰、备用辅助服务混为一谈。《通知》明确在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，同时提出区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易应及时转为电能量交易，进一步厘清了辅助服务市场与电能量市场衔接的关键问题，有助于两个市场更好发挥各自功能作用，促进全国统一电力市场体系协调发展。

  二是有助于发现辅助服务的真实价值，提高电力资源配置的经济性。辅助服务市场作为电力市场的重要组成部分，应以最小成本调用、实现资源的最优配置为目标。随着新型电力系统的发展，新能源在电力系统中的占比大幅增加，原先“用调峰换消纳”的方式将带来高昂的消纳成本，难以适应新形势发展需要。《通知》提出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，将新能源消纳成本与其发电价值对比衡量，体现了资源配置的经济性原则。同时，《通知》还考虑了经营主体参与辅助服务市场的机会成本，使得价格制定更加科学合理。

  三是有助于建立公平公正的市场竞争环境，提升电力系统运行效率。为了促进经营主体提升机组调节性能，部分地区以机组自身历史性能作为基准计算调频性能参数，然而这一做法难以体现出调节性能有绝对优势机组的调节价值，难以真正意义上实现“谁提供、谁获利”，长远来看并不利于辅助服务的资源优化配置。《通知》提出调频服务的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，所有机组均在同一起跑线竞争，更加真实合理地反映了性能更优辅助服务资源的价值，对于营造公平有序的竞争环境、促进辅助服务市场健康稳定发展具有积极意义。