2015年3月15日新一轮电力体制机制改革启动至今，已经历九年有余。本轮电改以批发侧市场化价格形成机制改革为主线，逢山开路、遇水架桥，形成了有别于诸多传统价格、运行政策的改革政策谱系。2015年以来，特别是2017年电力现货市场试点工作开展以来，电力市场建设取得了长足的进步，广东、山西、山东、蒙西、甘肃等地区已形成了电力市场的雏形。由于电力现货市场机制在我国是一个全新的事物，起步过程中需要解决的问题层出不穷，所以我国电力市场体系建设采用了渐进式的方式。为减少阻力，大部分电力现货市场试点地区采用了集中火力攻“现货机制关”，其他机制“能不改就暂时不改”的工作安排。我国电力现货市场建设的设计方案除浙江外，均未考虑同步推进基于电力现货市场的辅助服务定价机制，仍沿用原国家电监会时期建立的辅助服务系列机制。特别是近些年，非现货试点地区调峰辅助服务市场的快速发展，给行业和社会造成了部分错觉：仿佛辅助服务市场化机制可以脱离电能量市场化定价机制来设计，可以自成体系。实际上，从电力经济学原理和国内外实践经验来看，辅助服务市场化机制必须围绕电能量定价机制设计，服从与电力现货市场机制的需要，并不能自成体系。
（来源：微信公众号“电联新媒”作者：柴玮）
为什么辅助服务市场机制要围绕电能量定价机制进行设计？
辅助服务的定义是电源、电网和用户在正常电力的生产、传输和使用之外，为电力系统可靠性提供的服务，主要分为有功平衡、无功平衡和事故恢复三类。用于无功平衡范畴的辅助服务受无功调整具有电气位置的限制影响，而用于事故恢复范畴的辅助服务受需求量小或提供者数量少造成的竞争不足影响，原则上都不适宜采用市场化方式进行采购。用于有功平衡范畴的辅助服务主要包括调频、备用（调峰是非现货市场环境下一种特殊的辅助服务），系统运行有一定的需求量、能够提供的主体众多、受地理位置限制较少，是辅助服务市场建设的主要品种。辅助服务市场机制必须围绕电能量定价机制进行设计主要有以下五方面原因：
一是从提供主体角度看，通常需要优先考虑电能量。
目前，我国提供电能量和辅助服务的主体通常是同一个主体，主要是调节性电源，专职提供辅助服务的主体很少。对调节性机组而言，由于提供电能量和提供辅助服务的是同一台机组，必须对同一台机组做出容量分配，需要优先考虑用于生产电能量的机组容量，辅助服务市场的收益是次之考虑的，即必须开机才能提供辅助服务，而只要开机就会生产电能量。所以对于提供主体而言其关心电能量的经济机制远胜于关心辅助服务的经济机制。
二是从计量上看，辅助服务的提供量需要基于电能量生产。
由于电能量和辅助服务多由同一台机组提供，而且并不存在直接计量辅助服务的装置，计量表计只能记录出一条功率曲线，包含了电能量生产曲线和辅助服务提供结果。辅助服务的数量需要通过实际出力曲线减去电能量生产曲线获得，这个计量过程倒是印证了辅助服务定义中的“正常生产之外”的描述，也说明了辅助服务与电能量之间的关系。
三是从辅助服务市场交易品种看，电能量定价机制决定了辅助服务的交易品种。
在非电力现货市场运行地区，仅有中长期电力交易，发用双方共同采用“基准价+煤电联动”方式来定价，定价过程中没有考虑分时平衡的因素和责任，不能准确反映电力供需，一定程度上需要调峰作为辅助服务品种来“打补丁”；电力现货市场运行地区通过供需关系来定价，现货价格已经引导了“高峰高价、低谷低价”，没中标的电量不允许生产出来，自然只需要调频和备用两项辅助服务，不需要设置调峰这一辅助服务交易品种。总而言之，电能量市场采取何种定价方式，直接决定了辅助服务市场需要交易的内容。更何况现货市场中，出力越低价格越低，而调峰辅助服务中，出力越低价格越高，两者的基本原则相互冲突。
四是从辅助服务限价上来看，电能量市场的限价水平决定了辅助服务市场的限价水平。
由于大部分发电主体要考虑在现货电能量市场和辅助服务市场分配容量，因此要通过科学的方法使现货市场的限价和辅助服务市场的限价（折算后）保持相当水平，避免因辅助服务市场限价过高，导致经营主体分配至辅助服务市场的总容量过高，造成电能量市场价格异常上升，用户利益受损的“因小失大”。
五是从市场覆盖范围来看，我国电力现货市场模式决定了辅助服务市场与现货电能量市场两者的地理范围要保持一致。
我国的电力现货市场试点地区均选择了集中式市场模式，电力现货市场基于省区或区域（南方）电网统一频率控制区设定范围，与其他电力现货市场异步联网或通过联络线“守口子”。由于辅助服务是为了维持电网安全稳定运行的电力产品，留存的容量必须留足且保留在统一频率控制区的调度机构手中，而且调度机构不能借用范围外的调度机构手中拥有的容量来调节。因此，从这个角度来看，辅助服务市场的范围与电力现货市场应当相同。
综上可见，电力辅助服务机制必须基于电能量定价机制设计，电力辅助服务市场和电能量市场构成了“藤缠树”的逻辑关系。
如何围绕电能量市场建设辅助服务市场？
2023年是我国电力市场建设一个具有阶段性标志意义的年份，山西、广东进入正式运行，电力现货交易机制在两地不再是试点，而是一种常态化的电力经济机制，其他地区也基本认可了电力现货市场是电力市场的核心机制，这标志着我国的电能量市场化定价具备了初步的基础。辅助服务是在电能量生产、交易基础上的附加服务，当电能量市场化定价这棵“树”基本扎下了“根”，辅助服务这根“藤”也就具备了市场化的基本条件。
今年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善电力辅助服务价格机制的通知》（发改价格[2024]196号），简称《通知》）。《通知》是第一个全国性、纲领性的电力辅助服务市场化定价机制文件，是本轮电改开始以来首个围绕电能量市场化机制设计而设计的辅助服务市场化机制。《通知》是继电力现货交易定价制度、容量电价制度之后出台的，作为电力商品实物领域市场化电价体系的重要组成部分，厘清了不同电力商品之间的关系，明确了如何围绕电能量市场建设辅助服务市场机制。
那么，如何落实好《通知》要求，建设电力辅助服务市场机制呢？建设辅助服务市场需要处理好以下六个方面关系：
一要处理好电能量市场和辅助服务市场覆盖范围的关系。
对于调频、备用等关乎电力系统运行可靠性的辅助服务，相应容量必须得到保证，而且保留在统一频率控制区省区（区域）调度机构的手中，以确保统一频率控制区的电力系统稳定运行。当出现辅助服务容量不足时，应当通过省间现货市场购买紧张时段的电能量，替代本地机组生产电能量，确保通过本地机组提供足够的调频、备用容量。本质上，目前部分区域调峰、备用服务交易标的其实是现存交易标的为电能量的部分区域调峰、备用服务交易机制，其本质只不过是被列入辅助服务“科目”下的省间现货交易，未来应当正本清源、融入省间现货交易或建立区域层面的电能量平衡市场。无论在理论规律还是实践操作上，行业并未出现过本地电力系统所需调频、备用容量保留在非统一频率控制区调度机构手中的情况。因此，未来在全国形成“省区（区域）电力现货市场+市场间现货交易”的全国统一市场体系后，辅助服务市场并不会建设成为全国统一的辅助服务市场体系，而仍然是会跟随基于省区（区域）电力现货市场建设形成本地化的辅助服务市场。
二要处理好现货市场建设和调峰辅助服务市场的关系。
调峰辅助服务市场在我国电能量真正采用供需定价模型定价之前，发挥了保证系统平衡和稳定运行的巨大作用。电力现货市场通过峰谷价差引导所有发电机组生产和用户用电，实现系统平衡和稳定运行，这和调峰辅助服务市场功能相同、报价方向相反，两者都是形成机组组合的影响因素，但是调度机构仅能择其一而行，否则会形成定价模型上的“合成谬误”，所以现货市场运行期间，调峰辅助服务市场需要停止运行。当然，电力现货市场应当设置合理的上下限价，上限价体现一定的正稀缺性，下限价应当体现一定的负稀缺性，充分发挥引导所有经营主体发挥“移峰填谷”的作用。而对于具有电能量“低谷借、高峰还”的部分区域调峰市场和省间现货市场的替代关系，与省内调峰市场和省内现货电能量市场的替代关系并无不同，两者依然是替代关系，这种区域调峰市场也可采用融入省间现货交易或建立区域层面电能量平衡市场的方式进行调整完善。需要注意的是，要避免调峰辅助服务成为调节电源之间利益关系的政策工具，市场化的价格体系应该是科目清晰，才有利于政府调控和评估产业政策，“打补丁、找补差”式的机制体系反而会形成一笔糊涂账。
三要处理好辅助服务成本科目和其他机制的关系。
辅助服务的成本主要包括容量成本、变动成本和机会成本，三个成本分别对应加装辅助服务装置（含“三遥”功能）费用、燃料效率及检修费用、由于提供辅助服务容量不能同时发电减少的电能量收益。国际上，三个成本科目都进行补偿，但是对我国电力行业来说，短期仅具备补偿机会成本的条件。以调频为例，在容量成本方面，一般国外并不强制机组具备调频（AGC）功能，完全依靠辅助服务市场的引导，由机组自行选择是否加装相应的功能模块和控制模块，但是我国通过国家规章和强制标准，要求并网的电源必须具备相应的功能模块和控制模块，因此我国已经将调频功能的固定成本计入投资，通过正在推进的调节电源容量电价制度进行补偿，所以调频功能对应的容量成本并不需要进行额外再次补偿；在变动成本方面，确实应当进行补偿，但是国内一方面缺乏长期的实测数据，无法在短期内具体量化变动成本，另一方面主要电力企业近年来能耗和检修费用持续降低，因此短期内可暂不考虑变动成本的补偿。需要指出的是，机会成本的计量需要电力现货市场和辅助服务市场的联合出清作为基础。可见，辅助服务应当在市场中得到补偿的成本分量，并非可随意设置，需要考虑理论规律，更要考虑我国的具体实际情况。
四要处理好辅助服务市场限价和电能量市场限价的关系。
市场限价是典型的类政府定价措施，其目的是保证市场平稳运行和用户的合理利益。不同市场环节之间的限价，实质上有密切的耦合关系，不能切割。例如，电源会分配自身在电能量市场和辅助服务市场投标容量，为实现两个市场供需的平衡，就要考虑两个市场的折算价格相当。东部某电力现货市场试点省份和中部电力现货市场试点省份的现货市场上限价均为1.5元/千瓦时，调频指令周期分别为约0.5分钟、1分钟，如果单位调频容量连续中标，则一小时内能够分别中标120次、60次，考虑均能达到性能系数上限2，以单位里程最高价1.5分/千瓦计算，则折合度电最高收益分别为3.6元/千瓦时、1.8元/千瓦时，均已大于其电能量限价，因此1.5分/千瓦的全国统一调频服务上限水平并不低。再如，非电力现货市场运行地区的调峰辅助服务，调峰每降低一千瓦时电，最高可换取新能源一千瓦时电得到消纳，因此调峰的上限价不应高于新能源在当地可以获得的最高电价，否则会造成新能源在非现货市场运行地区中，依然出现负电价、特别是在新能源不能表达发电意愿、强制被“消纳”的情况下，物理消纳率大幅大于经济消纳率（新能源消纳率上升、收益率大幅下降）。市场限价的确定具有很高的技术含量，作为基于电能量市场存在的辅助服务市场，限价制定必须考虑与电能量限价水平协同。
五要处理好不同市场主体之间承担辅助服务费用的关系，尤其是市场用户和未参与市场电量分担辅助服务费用的关系。
受电能量价格构成不同，辅助服务费用疏导对象也不同。对于未运行现货市场的地区，电能量价格依旧为扣除容量电价的电能量与辅助服务商品的综合价，尽管有一定构成不合理的因素存在（原定价成本构成时异境迁），但是考虑到由于缺少只有现货市场才能提供的分时电量价格，也就是缺少真正能够衡量各主体所提供/消耗的电力商品价值的“尺子”，没有现货市场不能准确根据供需确定分时电量价格，客观上无法向用户侧准确地进行疏导，考虑目前电力现货市场机制的快速普及态势，因此在未开展电力现货市场的地区暂不向用户侧疏导辅助服务费用是合适的制度安排。而在电力现货市场运行地区，电力商品在实物层面被明确区分成分时电量（私有商品）、辅助服务（系统商品）和有效容量（系统商品），三者各自有各自的定价市场或机制。辅助服务作为电力系统公共商品，用户在购买分时电量的时候，并未为辅助服务进行付费，所以应当是市场用户以及未响应现货市场电能量价格信号的主体共同承担辅助服务费用。在电力现货市场运行地区，未采用现货价格结算的电量相当于仍执行原有综合价，应当与市场用户一同承担辅助服务费用。反之，对于那些参与现货电能量市场出清结算的市场主体，例如新能源则不应当承担辅助服务费用。对于新能源而言，参加电力现货市场出清结算后，仅在市场中出售电量，没有提供辅助服务，但是也未消耗调频、备用辅助服务，所以参与电力现货市场出清结算的新能源不必承担辅助服务费用。
六要处理好外送/受电与合理承担与辅助服务经济责任的关系。
我国跨省区送、受电有“点对网”“网对网”等多种交易方式，但是除了上都、托克托、锦界、府谷、阳城等少数火电厂机组外，基本都是网对网接线方式。电力现货市场的范围是由接线方式决定，而非交易方式决定，这也影响了辅助服务市场的经济责任范围的划分。一般来说，从我国的外送/受电合同约定来看，送端电源的交割点是在通道送端的关口，外受电买方（绝大部分为受端电网企业）购电交割点在通道受端关口。对于大部分“网对网”接线方式下的外送电电源而言，在送端省内，其实是有两个不同身份，除了在电源上网点作为电源的身份，同时在送出关口还作为“负荷”，与其他用户一样表现为在送端电网“取出电”。因此，对于送端电源来说，不仅可以作为电源，在送端省提供辅助服务而获得收益，同时也需要与送端省内用户一样，享受“同等待遇”，即承担作为“负荷”时所需要分摊的系统运行费，而这部分成本应当计入跨省跨区送电成本，最终仍由受端承担。对于外受电亦然，在受端省与所有电源享受“同等待遇”，承担可能仍未向用户侧疏导的辅助服务费用，计入购电成本后仍最终由用户承担。对于送端电源而言，可以视为送端市场负荷（用户）的一部分（不影响其作为电源在送端省内提供辅助服务而获得收益）；对于外受电买方而言，与受端省份发电机组一样表现为在受端电网“注入电”，可以视为受端市场发电的一部分。因此，应由送端电源/外受电买方在送端关口/受端关口承担送/受端省份辅助服务经济责任。即对于送端省份而言，未向用户侧疏导辅助服务费用的，跨省区送电量不分摊辅助服务费用；向用户侧疏导辅助服务费用的，跨省区送电量视为省内负荷公平分摊辅助服务费用，并将该部分费用计入跨省区送电成本传导至受端。对于受端省份，未向用户侧疏导辅助服务费用的，该跨省跨区电量在受端等同于电源共同分摊受端省内的辅助服务费用；运行现货市场并将辅助服务费用向用户侧传导的，跨省跨区电量参与现货市场出清结算的不分摊辅助服务费用，未参与的电量需要同其余未参与电能量市场交易的上网电量公平分摊辅助服务费用。其中跨省跨区外受电量的分摊辅助服务费用，计入跨省跨区交易买方的购电成本。
尽管已经有山西、广东两个省份现货市场已转入正式运行，但我国的电力市场建设总体上仍处于初级阶段，未来市场建设仍存在很多亟待改革的地方。万里长征仅走出了第一步。电力现货市场机制地理上扩围、推动全部电源和用户参与市场、建设辅助服务市场和市场化的容量回收机制、放开外送受电计划以及完善省间市场交易机制，每一块都是难啃的“硬骨头”。“改革不是一句空话，要靠实事求是，一步一个脚印地走下去。”我国的电力市场建设也是如此，辅助服务市场机制需要遵循规律，围绕电能量的市场化定价机制改革，一步一个脚印地走下去！
