电力辅助服务市场机制建设逐步深化

■本刊记者曲艺/ 编辑白歌

国家能源局近日修订发布了《电力并网运行管理规定》（简称《规定》）和《电力辅助服务管理办法》（简称《办法》）。国家能源局市场监管司负责人表示，为深入贯彻落实党中央、国务院的各项决策部署，规范电力系统并网运行和辅助服务管理，深化电力辅助服务市场机制建设，国家能源局及时对《规定》《办法》进行修订，以辅助服务市场为抓手推动网源荷储共同发力，切实发挥电力辅助服务市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

扩大电力辅助服务新主体

“随着碳达峰、碳中和目标下新能源发电的快速发展，仅依靠传统发电侧调节资源难以为继。”国网能源研究院研究员唐程辉在接受记者采访时表示，在此背景下，《办法》明确了火电、水电等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等可调节负荷均可作为辅助服务的提供主体，并在《规定》中明确了运行管理要求，有助于建立激励相容的市场机制，引导各类调节资源参与平衡，促进“源网荷储”调节资源协调发展。

“《办法》极大丰富了辅助服务的提供主体，有利于可调节负荷通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合提供辅助服务，对于建立聚合商、虚拟电厂参与市场机制，探索形成成熟可行的商业模式提供了良好基础。”唐程辉分析称。

同时，《办法》明确了省级以下电力调度机构调度管辖范围内的并网主体，要视其对电力系统运行的影响参照《办法》规定执行。这为分布式光伏、可调节负荷和分布式储能的规范有序发展提供了依据。

“前期，我们针对虚拟电厂参与中长期、现货和辅助服务市场机制进行了研究，提出了虚拟电厂参与电力调度和电力市场的模式和应用。随着电能量、辅助服务市场正式纳入聚合商、虚拟电厂等市场主体，并建立相关的规则机制，相信需求侧资源将逐步成为市场的重要组成部分。”唐程辉表示。

值得一提的是，在本次修订完善中，愈加“丰富”的还有电力辅助服务品种。

上述负责人表示，《办法》对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务，其中有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务，事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。考虑构建新型电力系统的发展需求，此次新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种，进一步促进新能源消纳，提升电力系统可靠性和电能质量，更好地保障能源安全与推动绿色低碳发展。

完善用户分担共享新机制

在唐程辉看来，明确用户侧参与辅助服务分摊，亦是本次修订所体现的一大亮点。

“目前，我国辅助服务费用仅在发电侧分摊，成为发电侧的‘零和博弈’。”据唐程辉介绍，近年来，电力市场领域的众多专家学者提出要进一步理顺辅助服务价格机制，呼吁将用户侧纳入分摊，从国外经验来看，大多数国家都将辅助服务费用分摊给用户侧。

记者梳理发现，早在新版《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889 号）等文件中，就明确提出“市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任”。

唐程辉分析称，此次《办法》规定了为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，并逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围，有助于将“谁受益、谁承担”的原则有效落地。

具体如何落实？上述负责人指出，在补偿方面，其中固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制应遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则。原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿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，补偿费用由相关电力用户分摊。

与此同时，逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制。“根据不同类型电力用户的用电特性，因地制宜制定分担标准。”上述负责人介绍称，电力用户可通过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式。在电费账单中单独列支电力辅助服务费用。对于不具备提供调节能力或调节能力不足的电力用户、聚合商、虚拟电厂应按用电类型、电压等级等方式参与分摊电力辅助服务费用，或通过购买电力辅助服务来承担电力辅助服务责任。

多措并举推动贯彻落实

谈及电力辅助服务价格的制定，上述负责人表示，初步统计，现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加。对此，唐程辉认为可从两方面入手。

根据辅助服务的不同类型确定价格形成机制。唐程辉表示，从国外经验来看，针对一次调频、一定范围的无功调节等，在合理确定市场主体提供辅助服务的成本基础上，适宜采用义务提供、固定补偿方式；针对无功平衡服务、黑启动等对机组有特殊能力要求或具有一定本地化特征的辅助服务品种，适宜采用公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等市场化方式；针对二次调频、调峰、备用等市场供应相对充足、需求随时间变化的辅助服务品种，适宜采用集中竞价等市场化方式。

做好辅助服务市场与现货市场的协同。“目前我国第一批8 个现货试点区域中，除福建外大都采用了‘集中式’市场模式，由于有功辅助服务与电能量之间存在一定替代关系，可将二次调频、调峰、备用等辅助服务与电能量市场联合优化。例如，美国PJM电力市场在日前市场中将电能、备用辅助服务资源进行联合优化，实时市场中将电能、备用与调频辅助服务资源进行联合优化。”唐程辉解释称。

对于接下来贯彻落实《规定》《办法》的举措，唐程辉也给出了相关建议。

做好《规定》《办法》的培训宣贯。通过制作“一张图读懂《规定》《办法》”等图文、开展线上培训等形式，加强对发电企业、售电企业、电力用户和其他新型市场主体的培训宣贯，帮助各类市场主体理解《规定》《办法》的核心内容。

做好电力市场实施细则和市场交易规则的修订。各地能源主管部门可按照《规定》《办法》要求，修订辖区内电力市场实施细则和市场交易规则，就并网运行管理考核、辅助服务价格机制等关键问题进行研究明确。

推动建立合同示范文本或示范条款。就《办法》提及的电力用户交易合同中的辅助服务责任和费用等相关条款，电力用户与其代理的售电公司、聚合商、虚拟电厂签署的参与辅助服务的委托代理协议等内容，可由政府或市场运营机构建立合同示范文本或示范条款，帮助市场主体更好适应规则要求。■