面对系统的惯量支撑力度弱、出力不确定性强等问题，电力系统对调频、备用等辅助服务的需求也将不断增加，进一步规范辅助服务市场价格机制，将是发挥辅助服务市场作用的重要前提。
2月8日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（以下简称《通知》），加速推进各地电力辅助服务市场规范统一，凸显电力系统中不同电力商品的价值，激励电力系统灵活调节能力更好地发挥作用，促进清洁能源消纳和绿色低碳转型。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：柴玮 章琳楹）
重要意义
进一步规范电力辅助服务价格机制，是继煤电容量电价出台后，贯彻落实党中央、国务院深化电力体制改革决策部署，调整电价结构的又一关键举措。随着我国电力市场快速推进，电量电价通过市场化的方式形成，容量电价体现了煤电对电力系统的支撑调节价值，此次进一步规范电力辅助服务价格机制，正是从电价结构角度定义电力商品的又一不同价值。规范辅助服务价格机制，是适应新能源快速发展的前提，也是实现我国能源绿色低碳转型的现实需要。
主要亮点
亮点一：充分考虑与现有市场机制的有序衔接。
《通知》既充分考虑了辅助服务市场与中长期市场、现货市场等现有市场机制的衔接，也考虑了当前未开展现货市场地区的辅助服务市场的规范化。明确要求在现货市场连续运行地区，不再运行调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场，而是通过优化峰谷价差设置、适当放宽市场限价等方式，引导市场实现调峰功能；在现货市场未连续运行的地区，原则上新能源机组暂不作为有偿调峰服务提供主体，这也充分印证辅助服务与电能量市场关系的紧密性。
亮点二：以满足新型电力系统发展需要为前提，明确辅助服务价格机制。
《通知》明确要求各地在确定调峰辅助服务价格机制时，要按照新能源项目消纳成本不高于发电价值的原则合理确定，而新能源的发电价值原则上即为当地平价新能源项目的上网电价。这一价格限值将有效避免目前部分地区，以远远高于新能源收益水平的代价消纳新能源，使新能源在合理消纳的同时满足经济性要求，推动新能源长远发展以及实现资源优化配置。
亮点三：以技术中立为原则设定调频辅助服务关键参数。
随着可再生能源渗透率上升，电力系统的不确定性不断增大，高性能调频辅助服务需求也不断增加。然而，各地现行调频辅助服务市场机制暴露出补偿费用相差大、未保持技术中立原则等诸多问题。在调频辅助服务中，综合调频性能指标K是用于衡量发电单元响应AGC指令综合性能表现的指标，由调节速率K1、响应时间K2、调节精度K3三个分项参数进行评价衡量。一般来说，K值越大，调频收益越高，但各地在K值的计算方法上大相径庭，使得相同性能的机组在不同地区中执行不同价格。同时，大部分地区根据机组实际性能与自身设计性能对比确定分项参数，使得一些设计性能较差的机组，可通过改造造成其“调节性能”虚高，而获得超额的收益。因此，《通知》对调频服务的计价公式和分项参数进行了统一规范。调频费用为出清价格、调频里程和性能系数三者乘积，分项参数则是选取每年核定性能最好优的机组为基准折算得到。结合调频服务的价值、成本以及提供主体的收益，原则上调频里程性能系数不超过2，调频里程出清价格不超过每千瓦0.015元，以引导市场主体有序竞争，确保市场的效率和公平。
亮点四：以逐步普及为目的规范备用辅助服务价格机制。
备用是指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力在规定时间内响应调度指令所提供的服务。根据响应时间的不同，备用辅助服务一般分为旋转备用（15分钟响应时间）和快速备用（30分钟）。相较于调频，我国的备用市场还处于起步探索阶段，且以旋转备用居多，但在构建新型电力系统的过程中，备用辅助服务必将不可或缺。此次《通知》明确了备用市场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得到，提前规范统一备用市场价格机制，为下一步备用市场的建设打下基础。
亮点五：明确了辅助服务费用的疏导原则。
“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”是我国辅助服务费用传导的总体原则。但在我国电力现货市场建设的过程中，辅助服务费用究竟应不应该疏导至用户侧一直存在很大争议，导致各地“不疏导”和“乱疏导”等现象频发。部分地区出于地区经济发展和稳价考虑，沿用发电侧“零和”方式分摊辅助服务费用；部分地区虽向用户侧疏导了顶峰服务费用，但事实上用户已通过峰谷电价制度承担相关经济责任，造成用户重复承担顶峰费用现象；还有些地区允许电动汽车、智能楼宇等参与省间调峰市场，导致发电侧反向用户侧支付调峰费用。为解决这一问题，《通知》中明确用户侧承担的费用，严格限定为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务造成的损失。而对于电能量市场，若没有现货来体现其真实价格，自然无法正确反映出因提供辅助服务产生的机会成本，缺乏辅助服务定价依据，不具备向用户传导辅助费用的条件。因此，《通知》规定在现货未连续运行的地区，不向用户侧疏导辅助服务费用。
发展方向
随着我国新能源快速建设，新能源的大比例接入使得电力系统运行管理的复杂性显著提升，对系统安全稳定运行提出更为严峻的挑战。面对系统的惯量支撑力度弱、出力不确定性强等问题，电力系统对调频、备用等辅助服务的需求也将不断增加，进一步规范辅助服务市场价格机制，将是发挥辅助服务市场作用的重要前提。
从国际经验来看，美国PJM、澳大利亚等集中式市场均采用辅助服务市场与现货市场的联合出清，真正体现了辅助服务所需要补偿的经济成本。但我国目前大部分地区的电能量市场和辅助服务市场两者依然是独立的，单独出清的方式虽利于市场快速起步，但其结果非成本最优，在一定程度上也影响了合理市场价格的形成和市场运行效率。长期来看，即使市场价格与联合出清方式下的价格趋同，也将增加交易成本和监管难度。若经营主体对机会成本出现错判，就会导致市场价格失真，偏离经济运行目标。
辅助服务市场建设，不但要从顶层设计层面总体指导，也要对底层架构进行规范统一，不仅需要完善价格环节机制，同时也需要市场监管等各个环节共同发挥作用，以推动各地加快完善辅助服务市场机制，促进网源荷储共同发力，提升电力系统综合调节能力，切实发挥辅助服务市场对新型电力系统建设的推动作用。
