市场化建设从起步走向纵深

电力辅助服务管理工作关系到很多环节，涉及到发电侧、用电侧和电网端的技术发展水平，关系到电源结构、用电结构以及电网的调节能力，也关系到整个电力行业的市场化水平，尤其是电力辅助服务交易又属于电力交易，与电量交易相比，更讲究实时性，因此说，电力辅助服务交易先天属于现货交易。种种因素叠加，让电力辅助服务市场建设变得尤其艰难，过程也尤其漫长。“总体来讲，我国辅助服务市场发展相对缓慢。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华在接受媒体采访时这样表示。

2017年11月，《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》要求，“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”。

我们知道，43号文是在2006年印发的，也就是说，11年前规定的一些辅助服务补偿项目到11年后竟然还未得到落实。这也从一个侧面反映了电力辅助服务市场化改革的复杂程度，同时也决定了电力辅助服务市场化改革不能一刀切，须因地制宜。

其实，电力辅助服务市场化改革与其他电力体制专项改革在方向和路径上并无二致，也是本着试点探索的原则逐步推进。各地在把握市场化基本方向的基础上，在交易品种、市场主体、交易方式等体现市场化程度的具体方面又各有不同的特点。

根据各地方案和规则来看，在市场主体选择方面，各地在发电企业的基础上，大部分都考虑并纳入了用户和独立第三方。福建和山西还纳入了售电企业。华北和山东暂未纳入电力用户。而广东和湖南因分别先行开展调频辅助服务市场化交易和抽水蓄能辅助服务专项市场交易，也暂未考虑电力用户，但广东纳入了独立第三方。

同时，火电机组以其装机容量占比大、一次能源经济性好、能源转化过程的精准可控和稳定，决定了其成为调峰机组的不二选择。在电力产能过剩、煤电利用小时数下滑、煤价高企的背景下，积极提供电力辅助服务成为火电尤其是煤电企业扭亏的重要抓手。这就是电力市场的“神奇”之处，有时候你越是少干活，得到的报酬反而越多。而出力超过有偿辅助服务补偿标准的火电、核电和风光等可再生能源发电，则是辅助服务费用的主要分摊对象。考虑到光伏占比微乎其微，东北地区只有风电参与辅助服务费用分摊。

在交易品种方面，除广东和湖南外，各地在市场初期均是围绕调峰和调频开展交易，然后向无功、备用和黑启动方向扩展。

在交易组织和交易方式方面，华北调频辅助服务市场以省网（控制区）为单位开展，报价周期根据电网实际调频需求容量的变化确定，采用集中竞价、统一出清、边际价格定价的方式开展；华北地区省网调峰市场采用日前集中竞价、日内统一出清的日内市场方式开展。山西省调频辅助服务市场采用集中竞价、边际出清、统一价格的方式组织；深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式。山东调频调峰辅助服务市场为日前集中竞价，日内按照“价格优先、时间优先、按需调用”原则调用的方式组织。湖南抽水蓄能辅助服务专项市场采用双边协商交易和要约招标两种方式进行交易。

但是，仔细观察一下各地方案和细则，就会发现当前所说的电力辅助服务市场还不能称之为真正的市场。各地现行的辅助服务市场中，一般都是采取卖方报价、竞价，调度方根据价格由低到高依次调用，最后将费用平均分摊给纳入辅助服务补偿机制范畴的其他发电商和用户。这显然不如多买多卖的市场来得更高效、更公平合理。况且，并非交易主体的调度方却拥有对服务提供者的选择权，而最应该拥有选择权的辅助服务费用支付方却只能被动分摊。这里面或多或少还存在非市场的影子，还明显算不上最理想的市场。

其实，就大部分辅助服务交易品种来说，完全可以借鉴配额制，比如在电网低谷时段，调度机构根据系统负荷计算出所有纳入辅助服务补偿机制范围内机组的平均降出力比例，作为相关机组的辅助服务配额，逾期完不成配额的机组就会被考核。一些具备条件的机组或者说灵活性较好的机组在完成自身配额指标的同时，可以进一步报价出让自身的降出力指标（直至停机备用），而那些没有降出力意愿的机组可以根据市场情况报价购买这些指标，来冲抵自身承担的辅助服务配额。同样，电储能和可中断负荷、第三方等也可以参与市场报价，向那些没有降出力意愿的机组出售辅助服务。在电网高峰时段也同样如此，只不过这时候需要的是用户的降负荷服务并承担降负荷配额，用户除了自己消化这些配额外，还可以向发电厂、其他用户、可中断负荷和电储能、第三方等购买服务来冲抵配额。这样就形成了一个以配额为基础催生出的多买多卖的交易市场，也更容易与未来的现货市场接轨。