随着新能源装机高增带来消纳需求，电力辅助服务重要性凸显。电力辅助服务属于“公共产品”，其为保障系统安全稳定运行发挥着重要作用，所有系统的主体均是受益者。鉴于此，辅助服务成本应该在全网分摊而不仅仅是发电侧分摊。本文通过分析我国辅助服务市场的运行现状，对其尚待完善之处进行梳理，并为我国辅助服务市场未来建设提出一些思路。
一、我国电力辅助服务市场的
运行现状
我国电力辅助服务开启市场化加速。从我国电力辅助服务的发展历程来看，总体上经历了四个阶段，包括无偿提供阶段、计划补偿阶段、市场化探索阶段和市场加速阶段。其中，2002年以前，我国电力供应主要采取垂直一体化的管理模式，没有单独的辅助服务补偿机制。2002年-2014年期间，伴随《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》等政策发布，我国电力市场采用计划补偿的方式。2014年-2017年，电力辅助服务进入市场化探索阶段。其中，东北电网2014年正式启动了我国首个电力调峰辅助服务市场，后续各地以该市场的交易规则和市场运行机制为基础、以市场化为原则，逐步开启市场化探索道路。2017年至今，随着国家部委持续完善电力辅助服务机制，我国电力辅助服务行业进入市场化加速发展阶段。
电力辅助服务市场规模不断扩大。随着新能源占比逐渐提高，电力系统的灵活调节能力和煤电转型发展越来越重要。截至2023年6月，参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。其中，火电仍是参与电力辅助服务的主要能源。为保障电力市场安全稳定供应，我国不断推进电力辅助服务市场建设。截至2022年底，我国电力辅助服务实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的电力辅助服务体系基本形成。从6大区域电力辅助服务市场开展情况看，当前南方电网以备用、调频为主，西北电网以调峰为主，华东电网以调峰、备用为主，华北电网和华中电网均以调峰为主，东北电网具备调峰、备用、抽蓄超额使用等辅助服务。随着我国不断推进全国统一电力市场体系建设，电力市场交易规模和交易主体数量也在不断增加。数据显示，2022年全国市场交易电量同比增长39%，达5.25万亿千瓦时。其中，跨省跨区市场交易电量超过1万亿千瓦时。整体来看，市场对电力资源优化配置能力需求不断增强。2023年以来，随着新型电力系统建设加快，电力辅助服务市场规模也持续扩大。2023年上半年，全国电力辅助服务费用达278亿元，占上网电费的1.9%，辅助服务费用总量显著增长。
调峰类费用占比明显提升。从费用类型看，我国电力市场辅助服务费用主要包括调峰、调频、备用和其他费用。其中，2023年上半年我国电力市场调峰补偿167亿元、调频补偿54亿元、备用补偿45亿元，占电力辅助服务整体贡献比重分别为60.1%、19.4%、16.2%。从费用比重变动情况看，2023年上半年调峰补偿占比为60.1%，与2019年同期的39%相比，调峰类费用占比明显提升；而调频和备用占比严重下滑。其中，备用费用占比由2019年上半年的36%，下降至2023年上半年的16%，减少了近20个百分点，电力辅助服务费用结构显著调整。
从服务结构看，2023年上半年，电力辅助服务市场化补偿费用和固定补偿费用依次为204亿元、74亿元，占比分别为73.4%和26.6%。从辅助服务补偿主体看，火电是维护电力系统安全稳定运行的重要电源，2023年上半年火电企业获得补偿254亿元，占服务总费用的91.4%，与2019年同期相比增长112%，但占比小幅降低约1个百分点。
辅助服务市场主体多元化发展。为了适应新型电力系统需求，我国电力辅助服务市场主体趋向多元化发展。除火电、抽水蓄能外，市场新增了负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。当前，我国参与电力辅助服务的机组以火电和抽水蓄能为主。其中，抽水蓄能具备调频、事故应急备用、黑启动等作用，是电力辅助服务重要组成部分，其装机容量稳步增长。截至2023年上半年，全国抽蓄累计装机4909万千瓦，较2022年底新增330万千瓦。
新型储能装机规模显著增长。新型储能是除抽水蓄能电站之外，向电力市场提供储能服务的新型储能技术，主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等。为了提高电力市场调节能力，加之新型储能技术不断提升，我国新型储能装机规模持续扩大。据统计，2023年上半年，我国新型储能投建项目数量多达850个，是去年同期投建数量的2倍多。其中，仅6月单月新型储能项目投运规模高达395万千瓦。2023年上半年，我国新增新型储能装机863万千瓦，几乎为前十年新型储能总装机规模。截至2023年6月底，我国新型储能装机规模为1733万千瓦，较2022年年底显著增长。中国能源研究会储能专委会预测，2023年下半年，新型储能装机规模将继续保持增长，全年新增装机有望达到15-20GW，这也意味着下半年新型储能装机有望再提速。
电力辅助服务市场持续火热，储能、虚拟电厂备受资本关注。近年来，随着我国大力推进新型电力系统建设，我国电力辅助服务市场景气度明显攀升，吸引资本不断加持，尤其储能和虚拟电厂赛道受到资本密切关注。据国能日新预测，到2025年我国虚拟电厂投资规模有望达到800亿元。进入2023年，多家企业进行融资，发力储能和虚拟电厂等领域。其中，2023年5月，中储国能顺利完成A轮融资，融资金额超10亿，是近期电力辅助服务市场最大一笔融资。2023年7月，国能日新向特定对象发行A股股票预案，拟定增募资不超8.64亿元，主要用于微电网及虚拟电厂综合能源管理平台、多应用场景下电力交易辅助决策管理平台和新能源数智一体化研发平台的建设。
二、国内电力辅助服务市场
不足之处
电力辅助服务产品相对单一。目前，我国多数地区辅助服务市场交易品种相对单一，多数调峰辅助服务交易主要集中在深度调峰及启停调峰两个品种。反观在国外的一些电力市场中，不同负荷率水平的发电机组的收益是通过不同时间能量市场实时电价的变化来反映调整，利用实时电价的变化自然引导发电企业主动参与调峰，因此不需要一个额外的调峰产品，通常辅助服务机制的主要品种为调频和备用。当然我国的调峰辅助服务是在缺乏分时的现货市场的情况下的一种特殊的辅助服务。目前大多数省份已经开始了中长期电力交易市场，多地相继开启了现货市场的建设。我国也需要尽快在用户侧输配电价中增加辅助服务相关的项目，以便逐渐理顺相关交易和价格机制。同时，受制于我国煤电为主的电源结构，我国目前主要的辅助服务产品“调峰”和“调频”并不能充分解决大量可再生能源进入电力系统给系统带来的不稳定性问题，而电网灵活性的提升是促进新能源消纳的核心，电力辅助服务是提高电网灵活性的手段之一。电力辅助服务中的调峰、备用等能力对于可再生能源发电消纳的作用至关重要。根据国外经验，我国可再生能源消纳较为困难的区域或可适时引入爬坡类辅助服务产品，以满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求。
电力辅助服务产品定价交易机制不健全。我国的辅助服务市场产品报价一般采用卖方单向报价、集中竞争、统一价格出清的交易方式。调度方根据按需调用、按序调用、价格优先的原则进行调用，最后将调峰费用按照电量或电费比例分摊给对系统调峰辅助服务贡献不大的发电机组。但是，这相当于每种辅助服务产品分开报价，分别进行交易，电力辅助服务市场独立于电能量市场。基于辅助服务市场和电能量市场的紧密相关性，辅助服务产品的定价和调度应该与电能量市场一起进行，如果不与现货市场联动，辅助服务产品的价值就无从发现。此外，我国对于备用辅助服务的补偿机制一般按照不同发电机组的发电量进行补偿，并不能充分体现备用辅助服务产品的价值。综上所述，辅助服务产品的定价和交易应该充分和电能量市场相结合，这样既能够增加辅助服务市场的效率也有利于优化电力系统的运行成本。
辅助服务费用的分摊不尽合理。目前我国辅助服务成本补偿方式为发电侧承担。现行补偿机制只考虑火电和水电机组参与辅助服务，有偿和无偿的差别是按照是否引起水火发电成本的变化予以区分的，差别划分的不合理，造成无调节能力机组无偿享受了部分有调节能力机组的辅助服务。辅助服务能够保障的是电力系统的安全稳定，因此系统中的所有主体均应是受益主体，辅助服务费用应由所有主体共同分摊。目前我国电力市场正处于开展现货市场试点的阶段，现货市场的引入可以使得原有的辅助服务市场更有效率，通过发电商之间的竞争优化、用户侧储能和需求响应的加入以及辅助服务产品的价值重新定义评估，可以促进电力系统内各种资源的高效利用，从而降低电力系统整体的成本，这样不仅提供辅助服务能力强的运营商可以获得更多利益，包含辅助服务成本的输配电价也会降低，这将是一个三方互利的前景。
三、我国电力辅助服务市场
发展建议
辅助服务作为一种公共产品，应将其成本分摊至电力系统中从发电侧到用电侧的所有主体。所以，目前有效解决辅助服务费用上升给终端用户带来的电价上涨就是在发输电侧通过更有效率的辅助服务市场机制去影响发电和调度，从而提升电力系统的总体利用率，通过总体电网成本的降低而减少终端用户的电价上涨。从短期来看，在我国电力现货市场试点工作全面展开的背景下，首先，需要详细评估每种类型机组能够提供辅助服务的能力，然后采用精确合理的计算方式，尽可能公平地核算不同辅助服务的价值。其次，应丰富辅助服务产品品种，适当增加爬坡类产品、系统惯性等辅助服务交易品种，逐渐引导调峰产品退出，满足系统对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，例如燃气机组、抽水蓄能电站等。最后，在现货市场试点的省份可以适当开展竞价模式，以竞价交易的方式选择辅助服务承担主体，降低该项目的辅助服务费用。从长远来看，采取辅助服务市场和电能量市场联合优化出清机制，通过不同时段的价格信号来引导市场成员在高峰和低谷时段调整出力是最经济的方式，也是能够合理化不同机组辅助费用、降低终端用户电价的唯一举措。
作者 国研网行业研究部 贾松
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