电力有偿辅助服务划分标准的再认识

2002年厂网分开以后，不仅发电企业与电网企业成为不同的经济主体，发电企业也分属不同的投资主体。市场主体多元化，要求电力系统原有的补偿与考核机制也随之变化。部分发电企业经常反映，与调用者关系的远近决定了辅助服务提供数量的多寡和难度的高低。此外，传统的辅助服务分配调用方式已经不同程度的在新形势下凸显出了新的问题：一方面是只有发电才能够获得收益，辅助服务作为商品的概念没有得到普遍认可。由于发电企业提供辅助服务支出的额外成本无法得到补偿，提供辅助服务的积极性普遍不高。另一方面是没有市场主体认可的辅助服务分配标准。电力调度交易机构调用辅助服务“无规则可依”，无论调度工作人员如何秉持公心，都会受到市场主体的质疑。

为此，原国家电监会从2005年开始专题研究，并于2006年11月出台了《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《办法》）。以强制执行的规范性文件形式，要求在全国范围内“明确辅助服务产生的额外成本应得到补偿”。原国家电监会按照“可计量、可监管、可交易”的三阶段开展工作，在我国电力工业史上第一次量化的给出了辅助服务的标准概念，费用设定在发电企业内部循环（即由承担辅助服务量不足的发电机组支付费用给承担辅助辅助量超过平均水平的机组），电力调度机构按照单项辅助服务性能的排序，由高到低基于系统运行需要调用。至本轮改革前，辅助服务补偿机制在全国范围内基本建成，主要完成了“三步走”中的第一步“可计量”。

为何这套经济机制被称为“补偿机制”而非市场机制呢？这是因为辅助服务市场最后享用辅助服务的是全体用户1，应当用户付费，但是补偿机制采用的是生产者付费（发电企业分摊），不向用户转移；另外一个原因是，辅助服务定价不考虑机会成本2，只是近似补偿机组由于提供辅助服务的成本3。当时参与制度建立的主要发电企业戏称第一个原因为“大饼卷手指头4”机制，后一个原因被称为“互相安慰”机制，这两个原因相互有逻辑关系，因为是发电企业“自己吃自己”，自然“嘴不要张的太大”。

有偿电力辅助服务起始点的由来

有偿辅助服务的规定也来自于《办法》。《办法》第六、第七条中规定，基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务。包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等。基本辅助服务不进行补偿。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等。有偿辅助服务应予以补偿。依据什么将辅助服务分成有偿和无偿呢？

有偿和无偿的概念还要从《办法》的制定过程说起。《办法》及其实施细则（即各区域辅助服务实施细则）是由两大电网公司、央属五大发电集团共同参与制定的，制定的背景就是要服从于当时全国推行的标杆电价制度，因此产生了“成本加成”这个概念。这并不难理解，因为标杆电价的核心思想就是通过对某一区域较为先进机组5用成本加成的办法进行区域上网电量定价，辅助服务由于本身从属于电能量的定价机制，所以出现了辅助服务合理成本这个概念并不意外。由于《办法》基本精神是“发电企业出钱、补偿标准低于成本”，且主要适用于水电和火电6，所以一方面，对于全部水电、火电机组由于旋转惯量产生的机组特性7——一次调频定义为基本辅助服务不予补偿，对于当时尚未全部机组8具备的AGC能力，则视为有偿辅助服务，同理，需要加装设备才能够提供的黑启动服务也界定为有偿辅助服务。另一方面，根据辅助服务产生额外成本的多少，要求调峰、无功达到一定的起止线才开始进行补偿，甚至水电、火电不仅起止线不同，同样调节深度获得的收益也不同（基于水电、火电提供该项辅助服务的成本不同）。

以煤电机组调峰服务的有偿标准确定过程为例，当时主要电力企业认为对于煤耗增加不多、不用投油（投入等离子枪）助燃的部分，可视为无偿调峰服务，需要大幅增加煤耗、投油（投等离子枪）视为有偿服务。当然，有偿调峰具体数值设定难于直接通过测算确定9。调度管理较为精细的华北电网公司，曾经委托华北电力大学现代电力研究院对网内600台机组中的典型机组进行过调节成本测算，并且考虑到华北地区为保证系统安全，长期要求火电机组具备50%调节能力（强制）。因此，《办法》和各区域实施细则的起草组认为50%强制能力能保证安全性“心里有数”（无责任风险），并且从华北电网公司课题测算来看华北地区燃煤机组调节至出力50%度电成本增加在5%左右，所以华北区域的有偿调峰起始线就从50%开始10。由于华北区域两个细则是全国各区域两个细则的“蓝本”，全国各区域的有偿辅助服务都从50%或60%开始。

有偿辅助服务的定价机制应当与时俱进

辅助服务的补偿机制已经运行了12年，并且还在作为各电力辅助服务市场的基础机制，行业内对于辅助服务的起始“门槛”认识越来越深刻，特别是随着电源结构的大规模改变，辅助服务有偿标准的成本加成思想需要进行调整。

一是由于电源结构的改变，有偿辅助服务的种类应尽快研究调整。近年来，风电、光伏发电、核电在电力系统中占比越来越高，对于作为水电、火电机组固有特性而列为无偿辅助服务的品种应当作出调整，毕竟市场化就是要区分个体的权责，对于“人无我有”并且电力系统需要的辅助服务品种应当作为有偿辅助服务。同时，考虑到间歇性电源的需要，快速爬坡等服务应当列为辅助服务的品种之一，并且作为有偿辅助服务获得收益。

二是坚持市场主体公平原则，按照各类型机组平均水平确定有偿服务起点。市场化应当所有主体一视同仁，对于本质是提供调节能力的服务，应当起始点放在各类型机组中最小的调节点，显然由于网内存在靠天吃饭的机组类型（调节能力为0），则起始点应当放置于调节机组额定功率处、非调节机组自然功率处（适应一次能源的即时功率）。当然这个说法也可换另一个角度看，在没有现货市场的前提下，每台机组都有承担“用户”侧负荷曲线调节的义务（出力曲线形状=负荷侧用电曲线形状），起始点应当是全体用户的曲线叠加。如果没有提供与全体用户曲线形状相同出力的能力，则应视为购买辅助服务。

三是对于同一辅助服务产品不再按照补偿额外成本定价,真正按照供需决定价格。不论由水电提供、由火电提供，还是由其他电源种类提供，对电力系统来说同一种辅助服务、同样数量的辅助服务作用都是相同的，不应再分别限价。特别是要允许非调节机组根据调峰“市场价格”采用弃掉部分一次能源方式参与系统调峰，并获得相同收益。否则如某一辅助服务市场一样，出现了用1000元/兆瓦时的价格换取650元/兆瓦时的可再生能源现象，实际上是电力资源的经济性劣化配置。

此外，要重视有偿辅助服务与电力直接交易的配合。本轮市场化改革，提出“三放开、一独立、三加强”的要求，实质上部分交易品种（包括试点的辅助服务“市场”机制）出现了与电能量交易推动方向不合拍之处，费用来源不合理之处也颇多。

一是直接交易模式下发电企业面对的不再是同一个“用户群”。双边直接交易开展后，发电与用户之间多对多交易，发电企业出售电量的同时对应出售功率调节能力，不同负荷特性的用户需要的调节服务不同（对应用户不需要调峰机组无费用分摊义务），发电企业由于电量结构11不同，其交易电量部分应承担对应用户的调节责任。例如，有色金属行业负荷稳定，发电企业通常会给予一个较低的价格，相应发电企业只应承担与之交易有色金属用户需要的调整义务，而不应无偿承担与其他发电企业一致的费用分摊标准。

二是发电机组单边承担辅助服务费用与双边直接交易的大趋势不符。俗话说“羊毛出在羊身上”，不论辅助服务的成本如何、费用高低，在市场化的背景下应当由电力用户承担辅助服务费用。但是，目前机制下仍然维持发电企业承担全部辅助服务费用是不合适的。部分地区不断加大发电企业承担辅助服务的力度，甚至部分用户提供可中断负荷也需要向发电企业收取费用，这种做法没有将辅助服务的压力传导到用户，仍然维持用户侧享受辅助服务的“大锅饭”，造成用户不考虑自身用电习惯对电力系统的“友好程度”，甚至可能鼓励用户滥用辅助服务。

电力经济从来讨论的问题都是适应电力系统技术需要的经济问题。竞价不能简单等同于市场，所有的市场设计最后都要能够通过实践的检验和理论的分析。应急性的政策无可厚非，可以以短暂的不公平换取市场机制建设的时间和空间，但是不可将应急手段当成可逻辑自洽的制度性设计，其负面作用将难以承受。管中窥豹，讨论电力辅助服务的有偿门槛，就是推动应急措施向机制转换的契机。