电改两年后，电力辅助服务市场有什么看点?
2017-11-27 14:59:58
摘要：国家能源局22日印发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(以下简称：《工作方案》)。提出分三个阶段实施完善电力辅助服务补偿机制。
具体而言，2017年～2018年，完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平;2018年～2019年，探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制;2019年～2020年，配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
这是继2016年底东北电力辅助服务市场专项改革试点启动一年后，首份全国文件。2016年年中，国家能源局也发文促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点。
三北地区传统上电力富余，窝电、弃电矛盾突出，电改在全国落地后，电力市场交易广受关注，对现货市场的期待超过其它话题。但是对电力稳定至关重要的辅助服务市场的规定却迟迟未见身影。
工作方案非常具体，涉及到执行中的细节问题，非常有看点。
新规规范老难题
国家电监会时代，就已经探索解决电力辅助服务的补偿机制。原国家电力监管委员会2006年11月印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)(以下简称43号文)，以保障电力系统安全、稳定、优质、经济运行，保证电能质量，规范电力辅助服务管理。
可见辅助服务管理一直在摸索经验，2014年，国家能源局印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》(国能综监管〔2014〕456号)，将跨省跨区交易电量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。
《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)、按照《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)提出要进一步完善和深化电力辅助服务补偿机制，推进电力辅助服务市场化有关要求。
2015年国家发改委、能源局公布系列配套文件时，业内盼望电力辅助服务市场能包括在内，转眼就已2年，执行方案才下发。
2016年，东北电力辅助服务市场专项改革试点启动。辅助服务市场主要应对调峰等问题，近年清洁能源发展迅猛，电源结构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。
按照执行方案的判断，当前电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出。电力辅助服务补偿机制就是在种种矛盾之下，解决不同种类电力、不同服务间的问题。
以东北地区为例，曾经摸索过清洁能源供热、风火交易等措施，但被外界解读为清洁能源为热电买单。就实际而言，北方很多热电机组为供热准备，供热机组侧重热能，与一般的发电机组有区别。传统的情况，煤电提供调峰服务，但没有相应的补偿机制。在清洁能源发展的背景下，补偿机制的提出也成为忌讳。
天然气发电启动快，可以承担调峰，不过天然气发电的经济性较差，辅助服务补偿也不甚明确，难堪大任。核电的特点，适合承担基核角色。不过在各种资源丰富的东北、三北地区，矛盾更加突出。加之在电改背景下展开的电力交易，还没有纳入辅助服务，跨区电力交易尚没有完善，电力富余地区的矛盾更加集中。
都是操作性做法?
不过有业内人士提出，市场交易解决调峰问题，辅助服务针对调频、备用电源以及电厂黑启动等问题。据此，辅助服务在现货市场展开后启动也不迟，通过市场交易可以解决电网的调峰问题，一些省份还在推出专门的电力调频市场。
所以，新规中新的做法体现在两方面，一部分是针对实行电力交易的地区，一部分是针对未实行电力交易的地区，提出了具体的任务。
1.实现电力辅助服务补偿项目全覆盖。43号文中规定的项目应全部纳入电力辅助服务补偿范围。部分地区自动发电控制、调峰等服务未进行补偿的，要补充完善区域并网发电厂辅助服务管理实施细则相关规则条款，并切实落实到生产运行中。
2.实现省级及以上电力调度机构调度的发电机组全部纳入电力辅助服务管理范围。部分地区未将核电、热电联产、水电、风电、光伏发电等发电机组纳入电力辅助服务管理范围或不同类型机组分立账户的，要完善相关内容、落实规则、加强监管，促进各种类型发电机组在同一平台公平承担电力辅助服务义务。
各地可根据实际情况，将地市调度机构调度的发电机组逐步纳入电力辅助服务管理范围，或参照统调机组制定非统调机组辅助服务补偿实施细则。
3.实现电力辅助服务补偿力度科学化。按照43号文所确定的“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度，充分调动发电企业提供电力辅助服务的积极性。部分地区对于自动发电控制、调峰、备用等服务补偿力度较小不能覆盖电力辅助服务提供成本和适当收益的，要完善区域并网发电厂辅助服务管理实施细则相关内容，加大补偿力度。
4.鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组。电网企业根据系统运行需要，确定自动发电控制、备用、黑启动等服务总需求量，发电企业通过竞价的方式提供辅助服务。鼓励并网自备电厂通过购买低谷可再生能源的方式参与调峰，探索发电企业之间通过实时交易低谷发电量的方式提供调峰服务。
5.鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿。鼓励借鉴部分地区自动发电控制按效果付费的经验，采用自动发电控制机组的响应时间、调节精度、调节速率等效果指标乘以行程作为计量公式进行补偿，采用机组调峰率对系统运行的贡献程度(机组出力曲线相对系统负荷形状)进行补偿。
6.按需扩大电力辅助服务提供主体。鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。
电力中长期交易涉及的电力用户还适用以下细则：
7.开展电力用户与发电企业中长期交易的地区，除了完成上述1-6条工作外，还应建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。
8.电力辅助服务参与主体增加电力用户。鼓励电力用户参与提供电力辅助服务，签订带负荷曲线的电力直接交易合同，并满足所参加电力辅助服务的技术要求，按与发电企业同一标准进行补偿，随电力用户电费一并结算。
用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的电力辅助服务权利与义务。
9.电力用户参与电力辅助服务的方式：直接参与分摊电力辅助服务费用、经发电企业间接承担、购买发电企业辅助服务、自行提供电力辅助服务等。
10.直接参与分摊电力辅助服务费用方式：电力用户按照直接交易电费承担电力辅助服务补偿责任。发电企业相应直接交易电费不再参与电力辅助服务补偿费用分摊，由电力用户按照直接交易电费与发电企业非直接交易电费比例分摊电力辅助服务补偿费用。
其中，电力用户分摊的电力调峰服务费用可以根据电力用户特性调整。未实行用电峰谷电价的地区，根据电力用户自身负荷曲线和全网用电负荷曲线，计算电力用户对电网调峰的贡献度。电力用户峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，电力用户峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为负。
11.电力用户经发电企业间接承担方式：电力用户与发电企业协商直接交易电价时约定直接交易电价包含电力辅助服务费用，发电企业直接交易电费应继续参与电力辅助服务补偿费用分摊。
12.购买发电企业辅助服务方式：电力调度机构事先按照电力用户市场份额计算应该承担的电力辅助服务责任。电力用户通过自身资源履行电力辅助服务责任，不足部分向发电企业购买电力辅助服务来确保责任的履行。
13.自行提供电力辅助服务方式：用户根据系统运行需要调整用电曲线或者中断负荷作为电力辅助服务提供方。电力用户提供的电力辅助服务补偿费用应参照调峰、调频服务计算方式确定。
分类型推进跨省跨区电力辅助服务补偿
14.推进国家指令性计划、地方政府协议跨省跨区电能交易辅助服务补偿工作。实现国家指令性计划、地方政府协议跨省跨区电能交易与市场化跨省跨区电能交易同一标准和要求参与电力辅助服务补偿。
15.市场化跨省跨区电能交易全面实施跨省跨区电力辅助服务补偿。送出端发电企业纳入受端地区电力辅助服务管理范围，并根据提供的电力辅助服务获得或者支付补偿费用。
市场化跨省跨区送电发电企业视同受端电网发电企业参与电力辅助服务补偿和考核。跨省跨区电能交易曲线未达到受端电网基本调峰要求的，按照受端电网基本调峰考核条款执行;达到有偿调峰要求的，按照有偿调峰补偿条款给予补偿。其余辅助服务项目原则上按照送端发电企业不能提供的情况处理，确能提供的，按照受端电网相应的补偿条款执行。
16.跨省跨区电力用户与发电企业直接交易按照上述7-13条执行。
17.跨省跨区电力辅助服务补偿费用随跨省跨区电能交易电费一起结算，相关电网企业应对结算工作予以必要的支持。
这里可以看出，所有发电机组都将纳入电力辅助服务范围。同时地市调度机构的发电机组，也将制定补偿细则。清洁能源、热电联动机组等都纳入电力辅助服务范畴。
此外，储能、用户侧也可以提供辅助服务。开展中长期电力交易的地区还要探索辅助服务的分摊机制，在用户和发电企业间根据情况进行费用分担。
依据“补偿成本、合理收益”原则，鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组。电网企业根据系统运行需要，确定自动发电控制、备用、黑启动等服务总需求量，发电企业通过竞价的方式提供辅助服务。即未来竞争将体现在电力市场的各个方面。
根据这些新规定判断，三北地区的辅助服务市场侧重解决电力富余的矛盾，并为跨区送电、交易铺平道路。电力交易开展较为成熟的地区将顺势增加交易品种，纳入电力辅助服务。
虽然现在还要看各地的补偿细节，但可以肯定的是，未来什么电都可以纳入交易了，都能通过不断完善的电力市场找到位置，更找出价格，分布式、集中式电站;清洁能源、煤电、气电、核电、热电联产、储能都成为整个电力市场的一部分。（无所不能）
