2月8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》（以下简称《通知》）提出，加强辅助服务市场与电能量市场的有效衔接，通过采取合理设置有偿辅助服务品种，规范市场计价规则，完善价格形成机制，推动费用规范有序传导等措施，进一步完善我国电力辅助服务市场建设。这是继2023年11月建立煤电容量电价机制后加快构建新型电力系统、推动有为政府和有效市场更好结合的又一项举措，有利于提升电力系统综合调节能力，促进清洁能源消纳和能源绿色转型，是持续深化电力体制改革的又一重要文件。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：周倩文）
完善辅助服务价格机制的重要意义
近年来，随着电力行业的快速发展，尤其是清洁能源的迅猛崛起，我国电源结构和网架结构发生了深刻变化。电力系统规模持续扩大，运行管理的复杂性日益增强，对系统安全稳定运行提出了更为严峻的挑战。为了应对负荷波动、突发故障及可再生能源间歇性等多重挑战，确保电力系统始终保持稳定性和可靠性，亟需完善电力辅助服务市场建设，切实发挥电力辅助服务市场对能源安全保供和清洁低碳转型的支撑作用。
电力辅助服务指为维持电力系统安全稳定运行，保证电能质量，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外以确保系统平稳运行而提供的一系列支持功能，包括但不限于提供调峰、调频、转动惯量、备用、爬坡、电压控制、黑启动等多方面的技术和管理性服务。
我国电力辅助服务市场发展经历了2006年以前的无偿服务、2006年至2014年的计划补偿、2015年至2017年的市场化探索，2017年以后的加速市场化4个阶段。目前，全国6大区域和33个省区电网均已实现电力辅助服务全覆盖，统一的电力辅助服务体系基本建成。在我国持续推进全国统一电力市场体系建设的过程中，电力市场交易规模和交易主体数量不断增长，截至2023年6月，参与电力辅助服务的装机容量约为20亿千瓦，辅助服务费用总量呈现出显著增长态势。电力市场化改革旨在引入市场机制、激励竞争，以实现电力资源的优化配置。《通知》的下发为各经营主体参与辅助服务市场创造了发挥自身优势的空间，充分调动灵活资源主动参与系统调节，进一步推动辅助服务市场的多元化和竞争性。
政策亮点
进一步明确调峰服务市场定位与价格机制
《通知》提出利用现货电价信号替代调峰服务，在现货连续运行地区调峰市场不再运行，区域调峰、存在电能量交换的区域备用等交易应当及时转为电能量交易。调峰交易作为我国电能量交易的特色品种，在现货市场机制尚未健全阶段，曾发挥过一定的补充作用。然而，随着我国电力体制改革的深入推进，现货市场具有调节电力平衡的关键作用，利用现货市场价格信号来引导发电机组出力调整，以取代传统的“调峰”方式，已成为未来市场建设的关键方向。各地区应积极落实电力现货市场建设，运用市场化手段实现电力系统发用电平衡，从而有效替代调峰辅助服务。
对于电力现货市场未连续运行的地区，调峰市场不再将电气一、二次侧性能作为主要限制条件，使新型储能等各类电源能够在公平竞争的环境下共同为电力系统提供调峰服务，旨在鼓励更多的电源类型参与调峰，促进清洁能源消纳、推动能源低碳转型。
《通知》提出各地统筹调峰需求、调节资源成本和新能源消纳等因素，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。鉴于调峰市场的本质是借助其他电源降低出力以换取新能源出力增加，为确保系统总体成本不进一步上升，调峰市场的出清价格上限应控制在新能源发电价值内，即限价不超过上网电价，避免因新能源消纳而导致系统整体成本大幅提高，有助于实现新能源与传统能源的协同发展，达到绿色低碳与经济效益的均衡。
进一步健全调频市场统一计价标准
《通知》提出调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制，机组参与调频市场收益，原则上不低于同时段参与电能量市场的收益。随着我国新能源发电比例的持续提升，调频市场在平抑新能源功率预测偏差、维持系统频率稳定方面扮演着日益重要的角色。在探讨调频辅助服务成本问题时，值得关注的是，国外并未对并网机组实施强制性的自动发电控制（AGC）调节能力要求。这也意味着如果此类机组参与调频市场，需要额外加装AGC及其他辅助设备，进而导致调频对应固定成本的产生。然而，我国《电力并网运行管理规定》要求并网机组必须具备AGC能力，且二次调频系统的各项技术性能参数需达到国家及行业相关标准要求。调频设备费用已包含在机组造价中，并且已在机组基准电价及电能量市场价格机制中得以体现。因此，在制定调频辅助服务价格机制时，《通知》考虑到了上述情况，避免了重复补偿。
《通知》提出各机组按规则自主申报分时段调频容量及价格，通过市场竞争确定出清价格和中标调频容量，调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。为进一步维护市场秩序和公平竞争，《通知》针对调频市场费用计量公式进行了明确规定，调频费用将依据调频里程、出清价格及综合性能指标来确定，从而消除因电源类型差异导致的补偿费用不公平现象。在南方区域广东、广西、海南等省份，水电、火电等不同类型电源在提供同等服务时，由于设置了差异化的AGC补偿系数，导致水电获得的补偿仅为火电的一半，这种状况使得经营主体在提供相同数量的服务时，却获得不同的补偿费用。总体而言，《通知》旨在消除电源类型差异所带来的补偿费用差距，促使各类电源在调频市场中展开公平竞争，实现各类电源在调频市场中的“同工同酬”。
《通知》提出调频性能系数由调节速率、调节精度、响应时间三个分项参数乘积或加权平均确定，分项参数以当地性能最优的煤电机组主机（不含火储联合机组）对应的设计参数为基准折算。原则上性能系数最大不超过2，调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。综合调频性能指标K是评估发电单元遵循AGC指令综合性能的核心参数，该指标包含三个分项参数：即调节速率K1、响应时间K2和调节精度K3。综合调频性能指标K值的提升，表明该机组的调频服务质量更优，相应的调频收益也更高。然而，各地区计算综合性能指标的方法存在差异，缺乏合理的量化评价，导致包含的维度和指标值上限设定有所不同。《通知》充分考虑市场特性，制定了科学的参数性能指标和标准，确保参数指标能够准确反映经营主体在调频市场的表现和质量，并对各地区参数信息实施标准化统一管理。
进一步明确备用市场交易与价格机制
《通知》提出备用市场原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。各机组按规则申报备用容量及价格，通过市场竞争确定出清价格、中标容量和时间。备用费用根据出清价格、中标容量、中标时间三者乘积计算，实际备用容量低于中标容量的，按实际备用容量结算。备用辅助服务旨在应对负荷增加、设备故障或可再生能源出力波动等突发意外事件，通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令来维持电力系统的频率稳定和供电可靠性。当前，我国各地区备用费用尚无统一的计算标准，结算公式内容以及表现形式尚不一致，这主要源于各地区、各类电源的实际情况和政策导向不一。在市场环境下，不同经营主体之间的电源备用计算标准应保持一致，以实现公平竞争，规范市场秩序。《通知》明确通过市场机制形成交易价格，进一步规范备用费用计算公式，有助于降低系统辅助服务成本，优化系统运行效率，确保备用服务的公平性和合理性，并为后续备用市场建设提供指引。
《通知》提出统筹考虑提供备用服务的机会成本（因预留备用容量、不发电而产生的损失）等因素，合理确定备用服务价格上限，原则是备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格的上限。备用服务作为一种保障电力系统稳定运行的重要措施，其本质在于发电机组通过提前预留一定的发电容量，以确保在高负荷时段或突发负荷需求增加时，能够及时提供额外的电力供应，此类服务对于维护电力系统的稳定运行起着至关重要的作用。《通知》有效平衡系统安全与经济性要求，在保证市场价格传递资源稀缺信号的同时，避免因系统总成本的进一步上升造成社会福利的损失。
进一步规范辅助服务价格形成与传导机制
《通知》提出可结合当地实际探索开展爬坡等辅助服务机制，通过市场竞争确定出清价格、中标机组和中标容量，合理安排价格上限。目前，我国多数地区辅助服务市场交易品种相对单一，多数辅助服务交易主要集中在深度调峰及调频两个品种，为适应高比例新能源接入系统的需要，平抑新能源间隙性、波动性对电力系统运行带来的扰动影响，《通知》明确可探索开展爬坡等辅助服务机制。丰富电力辅助服务新品种，有利于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。同时《通知》健全价格形成机制，以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，形成交易价格，降低系统辅助服务成本，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。
《通知》提出电力现货市场未连续运行的地区，不向用户侧疏导辅助服务费用。由于各省份电力现货市场发展状况存在差异，多数地区缺乏体现电能量真实价格的电力现货市场，无法准确反映提供辅助服务所产生的机会成本，尚不具备向用户传导的条件。同时，《通知》提出其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批，严格规范要求各经营主体承担辅助服务费用的程序，避免随意分配导致的权责不对等，有效保证辅助服务费用分担的合理性和精准性，确保辅助服务市场有序运行。
