宏观经济新常态下电力供需形势出现了新的特征
近年来，随着我国电力供应规模不断发展、清洁结构比重不断提高，以及新常态宏观经济背景下电力消费产业结构的不断变化，电力供应和消费侧负荷均出现了波动性特征，而且波动的随机性、时段性、季节性在加剧，这给各地中短期尤其是日前、日中电力市场供需预测的准确性带来了极大的困难，电力安全供应责任更加繁重。电力供应侧波动主要因素之一是新能源的大力发展。“十二五”期间我国新能源发电实现了快速发展，尤其2015年是发展最快的一年，风电、光伏发电装机合计占发电总装机比重达到了11.3%，西北地区更是超过了30.2%；我国新增风电、光伏发电装机规模占世界新能源新增装机的40%，我国电力大规模清洁发展对世界能源加快转型做出了重大贡献。但是风电和光伏发电的出力随着气流、日照变化而波动的特性，造成其发电负荷难以如火电、核电那样通过系统自动调节以满足电力系统供需瞬间平衡，对电网的冲击影响较大。波动特性约束了新能源加大上网消纳的规模，由此也影响了全社会对新能源发电投资运营和消费的社会效益、经济效益。电力消费侧波动加大的主要因素是我国第三产业和居民用电比重在不断提高。两者合计占全社会用电量的比重由2006年的21.3%提高到2015年的26%，在目前电力总量需求增速相对缓和的新常态下，第三产业和居民用电比重的提高，导致用电负荷受气温变化的直接影响更大。在储能暂时不能有大作为的今天，电力系统供需两侧的瞬间平衡要求，导致电力消费侧的波动直接传导至电力供应侧，再叠加新能源发电的波动，加大了电力供应负荷峰谷差，也增加了供需两侧平衡的难度，这就需要电力系统能够提供更大规模、更多品种功能的调节能力——辅助服务能力。企业提供辅助服务需加大机组建设，其运营成本和市场风险也就会相应提高，这自然涉及到谁来提供，谁能提供，如何提供，市场价值如何体现的问题。
提供电力辅助服务是电力安全供应不可缺的要素
中发【2015】9号文件明确指出电力改革要坚持“五大原则”，坚持安全可靠原则是首要原则，这是电力改革促进电力市场建设有别于其他产业改革的特殊性。电力安全供应不可缺的要素之一就是为常规发电生产提供调节服务。为满足电力系统供需瞬间平衡、维持电力系统的安全稳定运行或恢复系统安全，以及为保证电能供应，满足电压、频率质量等要求所需要的一系列辅助服务。辅助服务内容包括：一是提供频率调节服务，主要是调速控制、自动发电控制、有功备用服务；二是提供电压稳定服务，主要是无功支持和电压控制；三是提供暂态稳定服务，包括甩负荷及自动解列等；四是其他类型的辅助服务，如黑启动服务和电能质量服务，归纳起来常用的电力辅助服务有七种：调频、负荷响应、旋转备用、非旋转备用、替代备用、无功调节、黑启动，这些均应该在电力市场环境下，通过市场机制为常规发电提供优质、低成本的辅助服务。
电力电量成本是时间的函数，在电力市场竞价中应充分体现
长期以来，销售给用户的电价是基本电价与电量电价组合成的（各类基金与本文内容无关，暂不提及），价格不体现时间变化，负荷波动是利用行政化调度予以平衡解决的，没有体现出终端消费电力电量的成本随时间变化而变化的经济特性。
电力系统供应和需求侧负荷波动，充分体现了负荷曲线上任何时点电量Q是时间函数Q(T)（见图1）的特征。在满足瞬间供需平衡的条件下，不同时点供应与消费的电量，由于负荷不同，发电机组所付出的边际成本是也是不同的，所以供应与消费的电量在市场上的价格应该与时点相关。
图1中，Q(T)曲线下可以划分出基荷、腰荷与峰荷区域。O-V线对应的是相对稳定的、与时点无关的最小负荷水平线——基荷；平均负荷水平线以上的部分为峰荷，呈现出明显的时点特征；最小负荷与平均负荷之间的部分为腰荷，腰荷区域的负荷波动曲线与时段有关。基荷的高低、腰荷的宽度以及峰荷曲线波动的平缓程度与电力用户的负荷特性密切相关，明显呈现出不同的时间函数波动曲线。高耗能用电，其基荷线O-V一般较高，腰荷较宽，且峰荷曲线随时间变化相对平缓；第三产业和居民用电，其基荷线O-V偏低（例如在凌晨2-5时时段），其峰值P1、P2与谷值D1、D2之差相对较大，且随时间变化波动也较大。基荷区域的电量可以通过中长期双边、多边直接交易，建立稳定的电力供、需关系，腰荷区域的电力电量可以通过年度、季度、月度、周、日前的交易，并辅以调压、负荷可中断响应等辅助服务交易，滚动调整、相互补充，保障电力供需大致实现可调节平衡。峰荷区域主要体现的是电力供应能力，电量并不大，一般只是全年发电量的3—5%左右。峰荷，原则上应该在日中、实时的现货市场实施差额电力电量和备用、调频等辅助服务竞价交易，体现电力供需尖峰时期的成本与价格关系，发现电力的市场价格。
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建立辅助服务市场是电力发展的需要
在过去计划经济环境和安全保障供应原则下，社会的电力需求是刚性的，通过计划手段，发电企业是无条件参与系统调节以满足终端需求。随着我国电力供应能力的快速发展，发电装机备用（旋转和非旋转备用）比重加快提高，并逐步演变为供应总能力相对过剩的买方市场局面。显然，在当前买方市场格局下，发电企业已进入日益白炽化的竞争状态，继续沿用过去行政化调度的计划手段，不仅不能弥补发电调峰、调频、备用、可中断响应等辅助服务的成本，也没有充分调动市场活力以提高发电社会效益，造成谁参与了辅助服务谁就吃亏的现象。
面临电力供应与消费两侧波动并有持续加剧的新情况，必须要在电力市场环境中，释放市场主体的能动性和技术创新红利，通过建立相适应的激励机制，引导发电和终端消费用户主动参与负荷调节。将电力辅助服务市场作为电力市场体系的有机组成部分，给予其市场定位和交易规则，是适应供需新特点最行之有效的市场手段，也是电力市场逐步朝着完善的、规范化方向发展的标志，建议尽快启动。
2002年电力体制改革以前，满足电力供应是电力系统投资运营的基本出发点。发电和电网是一家，在保证安全供电的原则下，通过电力系统的年度、季度、月度电量计划安排和实时调度手段，既满足基本负荷，又满足调峰，所以计划体制下电力电量的商品属性不是显性的，不管哪个电厂承担基荷还是峰荷，都是系统内部自家哥俩的事情。
2002年“厂网分开”后，建立了发电竞争市场，竞争的核心指标是机组利用小时，也就是电量及其投资运行成本的竞争，由于配售电没有改革，用户峰谷负荷的价格不可能直接传导到发电市场，发电上网电价仍然沿用统一的标杆电价，负荷峰谷差调节基本还是按照计划分配安排。在2002年至2012年间，电力供应总体呈现短缺态势，经济结构以重化工业为主，而重化工业用电特点是负荷侧波动性不是太大，例如2007年宁夏自治区的平均日最大负荷差率只有17.5%。此外，新能源装机占比较低，发电侧波动是基本可控可调的。因此，发电与用电基荷和峰谷调节可以用年度、季度和月度计划来平衡，日波动部分，基本依靠行政调度加以解决。
2012年以来，随着经济结构调整的加快，特别是以华东和广东地区为代表的经济结构大调整，东部地区重化工业用电比重逐年下降，第三产业和居民用电比重加快增长，加之恶劣气候频繁出现，加剧了用电负荷的波动。例如2014年广东省平均日最大负荷差率达到了54%。西电东送是按基本稳定负荷输入东部地区的，这就需要安排当地的发电机组参与调峰。如果调峰依然按计划平均分配，由此造成当地大量优质低排放机组低负荷运行，既不利于社会节能减排，也损害了发电企业利益，另外调峰的电力电量边际成本远大于满负荷发电，由谁来弥补这部分成本？因此发电企业呼吁解决调峰的经济性、节能环保问题的呼声很高。
原国家电监会通过补贴、电价调整等方式，积极促进发电辅助服务，在东部地区起到了一定的效果。不同地区补贴标准不一样，补贴资金来自没有承担辅助服务的发电企业。但是补贴金额没有完全补偿参与辅助服务的成本，调峰的深度和时点变化均没有很好体现市场价值。
近年来，随着新能源的大力发展，发电侧负荷波动性也在不断增加，电力系统同时面临着负荷和发电的“两侧调峰”问题。“十三五”期间，非化石能源比重将从15%增加到20%，新能源发电将迎来更大发展，“两侧调峰”问题预计将会更加突出，需要我们积极地研究加快应对。
电力辅助服务市场关键是提供竞价机制
中发【2015】9号及其配套文件明确要加快电力辅助服务市场建设。在电力供需市场平衡过程中，特别是在双边交易过程中，基荷、腰荷、峰荷、低谷负荷，应该给予不同的电价，电力辅助服务不仅是体现系统安全需要的社会属性服务，也是商品，可以通过激发各发电主体参与、深度参与调峰的积极性，不仅能够补偿参与调峰的经济成本，甚至通过市场竞争，获得高额回报。
电力辅助服务产品可以和普通的电力电量一样，进行年、季、月、周、日前市场的中长期竞价交易，以不断趋近日中市场的实时需求，在合约兑现的当天，必然还有供需偏差，这部分偏差就可以通过现货市场集中竞价出清。辅助服务产品的功能就是备用、调节，所以亟需在中长期交易基础上尽快实现现货交易，促使现货交易实时平衡，促使电力市场交易规范运行。
通过市场竞争，激发各个市场主体的积极性。用市场价格体现辅助服务的价值，实现电量平衡、安全保障、经济性保证，同时体现节能绿色理念。究竟谁能够在辅助服务当中实现经济效益，提质提价，让企业自己在市场中定位。市场机制要鼓励负荷响应能力强的机组在尖峰时点积极参与调节，次能力强的机组在腰荷时段进行调节，调峰时段不同，价格不同，在市场环境下自然分类出不同发电机组调节能力。
处在不同时点负荷曲线上的电量，定价不同。由谁来定价？当然应该靠市场定价。一些发达国家，高峰时段甚至能出现高于平均水平10倍的电价，在低谷时段一些新能源发电甚至出现负电价以维持白天发电市场的容量份额。发电机组能够实现深度调峰甚至可中断响应，必然需要对机组设备、人力资源、竞价水平、成本管理等的系统性改造与提高，企业生产管理成本自然相应提高，获益能力相应在市场中也应该提高。也正是这种竞争机制促使企业愿意改造，愿意通过资本和技术的投入，在市场化当中获得效益，即风险最高的地方也是效益最高的地方。
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能源“十三五”规划，要约束尤其是东中部地区火电机组发展总量，使当地碳排放总量得以控制并有所下降。因此东中部地区的火电机组的生存出路只能有两条：一是通过设备的低碳改造，让大容量机组参与当地发电的基本负荷平衡。发电机组通过技术改造和成本管控，满足基荷条件，按节能减排的要求排序，在电力市场中参与双边、多边交易，以中长期协约，在电网、电力平衡中提供基本负荷供应。二是通过改造，让一部分中小容量环保机组转换成调峰机组。东部地区调峰主要目的是满足消费负荷波动，西部地区调峰是为新能源发电上网保驾护航。根据电力市场发电优先原则，新能源发电是优先安排进入负荷曲线的，由于新能源发电的不稳定性，峰、谷部分均要靠调峰机组提供。这意味着火电机组要有很大的灵活性。
目前我国能源结构加快调整的阶段成果就是火电发电比重降下来了，风电发电比重上去了。但风电无法提供无功功率，这就加重了火电机组调节的任务。辅助服务的备用、调节对技术、安全要求高，投入和风险也很高，在辅助服务市场中越临近出清时点，投入的边际成本和风险就越高，所以市场竞争价格就应该越高。
辅助服务市场是规范完整电力市场体系中不可缺的组成部分
目前很多电力市场建设试点省份的双边交易用的都是电量法，没有体现电力峰谷波动的时点特性。造成参与双边交易的市场电量电价在标杆电价基点上单边下降，没有参与双边交易的计划电力电量要承担起系统的全部调节任务，这就造成系统调节能力整体下降，也更加不利于加大新能源发电的消纳规模，市场交易的电量合同也难以实时兑现，显然这是畸形的市场行为，有人称之为“变形”的计划行为。其根本原因是试点过程中没有及时启动现货交易市场，没有在中长期和现货市场中纳入辅助服务交易。电力瞬间平衡的特点，决定了常规电力电量与提供调节、备用的辅助服务，在电力市场中长期双边、现货交易中是相伴相生的，是完整、规范电力市场建设的有机组成部分。
从交易的时间周期来说，电力市场中长期交易基础上要逐步丰富日前交易、日中交易并辅以现货实时交易，现货市场中备用、调频等辅助服务的重要性更加突出。
从交易的地域范围来说，辅助服务有属地性也有跨区性，所以各类发电机组可以根据自身特点和定位，自愿参与跨区跨省或者当地的各类辅助服务，也可以与其他市场优先级能源类型的发电企业绑定提供中长期的、跨区跨省的备用、可中断服务，尤其在当前大电网特高压的西电东送电量比例越来越高的情况下。例如火电企业可以积极主动与新能源发电、优先级的水电形成跨区跨省或者当地的联合发电体。
电力辅助服务市场在建设现代能源体系中将发挥更大作用
“十三五”期间，我国燃气发电将有较大发展空间，在一次能源结构中的占比要从5.6%上升到9.6%，气电机组由于灵活性强、启停时间短，参与发电市场以及用户终端分布式调峰的规模将会长足进展，这将极大提高电源供应和用户需求“两侧”的辅助服务能力。“十三五”期间，电动汽车、储能技术等新事物会加快发展，电力用户侧的需求响应将不再刚性，由此也将实现需求时移和可中断响应，会逐步形成智慧化电力系统。广义辅助服务也将在电力用户侧发力，并加快促进现代能源体系的发展。一方面，发电企业尤其是可灵活调节的发电供应能力与电力用户的负荷曲线可以形成联动合作模式，平抑对大电网及其配电网的负荷波动；另一方面，在终端用户侧通过微电网对分布式能源和储能（包括电动汽车）充放电调节，利用合同能源管理和峰谷差电价，在终端用户微网内形成相对稳定的负荷特性，也可以平抑大电网对微网（局域网）供电的波动性，从而促进现代电力系统“源—网—荷”的和谐发展。所以，从广义上说，随着现代能源电力系统的发展，电力辅助服务要分别在供应侧、用户侧以及跨两侧的市场中起到越来越重要的作用由此可以加快促进能源利用的提效提质。
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原标题：加快构建电力辅助服务市场 促进能源利用提质提效
