辅助服务：电力市场建设下一个突破口

　　近十年来，按照我国电力体制改革要求，东北、华东区域等先后试点了以竞价上网为主的市场建设，在内蒙正式运行过多边交易，市场化跨省区交易探索不断深化，大用户直接交易试点也在扎实开展，但客观上受各方认识原因影响电力市场建设受到的阻力较大。通过分析京津唐三年多的辅助服务交易开展现状，在现行体制性下辅助服务市场将是我国电力市场建设的下一个突破口。

　　我国辅助服务交易开展现状

　　按照电监会部署，根据华北区域辅助服务与并网考核实施细则，京津唐电网早在2009年5月率先在全国建立了基于成本加合理收益的辅助服务交易机制，品种有自动发电控制（AGC）、无功、调峰、黑启动等，目前覆盖了4900万千瓦的全部统调电厂。三年多来发电企业深入研究条款，加强机组技术改造、提高运行管理水平，机组性能持续提升，辅助服务交易费用同比稳步增加，说明在交易机制引导下，提供辅助服务积极性显著增加。根据实施情况，三年多来华北电监局先后对条款进行了7次修订，优化考核补偿费用占比，使考核全面、结构合理、补偿公平，目前每月交易费用稳定在4500万元左右（AGC占绝大部分），占同期上网电费的0.8%，通过向全部机组按照电费比例收取交易费用，来向提供服务的机组进行费用支付。

　　目前辅助服务交易基本在全国铺开，2011年全年的总辅助服务交易费用达21.45亿元，但各区域补偿力度差别较大，京津唐区域补偿力度最大，共计76515万元（占全国的35.6%），是实施效果最好的地区。通过初步建立辅助服务交易机制，各机组的辅助服务提供能力大大提高，电能质量不断提高，电网防御系统风险的能力增强。如：京津唐地区机组AGC平均调节速率上涨，调节偏差从0.8%下降到0.16%，平均响应时间下降到50秒；华东的电能频率超过50±0.05Hz时间由2010年的2347秒下降至2011年的1641秒。

　　总体来看，辅助服务交易建立了鼓励竞争的新机制，促进了电网安全稳定运行，提高了电网整体运行效率，奠定了市场建设的良好基础。但也存在一些不足，一是还没有建立以电力系统综合效益最大化为导向的辅助服务调度模式，二是还没有建立市场化的辅助服务定价标准，三是还没有建立“谁受益、谁付费”的市场传导机制。

　　辅助服务市场建设的可行性和必要性

　　在现行体制下，以月度集中竞价的市场建设已面临较大阻碍，多边交易面临着政策的不确定性，大用户直购电更多是一种行政审批，市场建设突破口在哪里？随近几年电力生产发展和监管实践的不断深入，各方对辅助服务市场的认识不断加深。

　　一是辅助服务的作用和价值已植入企业日常运行管理，不但发电企业的承受能力大有提高，而且随着智能电网调度系统 D5000基础平台的不断完善和监管能力的提高，辅助服务品种已经完全可以做到可计量、可交易、可监管。二是只有通过市场化，才能真正体现辅助服务这一电能辅助产品的内在价值，有利于让各类机组各尽所能，优化资源配置，特别是鼓励高性能电池为核心的储能产品提供调频服务，促进其产业化发展。三是目前能量市场受各种因素制约难以开展，先行建立辅助服务市场，无论从软硬件技术上、政策制定上都更易于实现。四是随着可再生能源今后其更大规模的并网，对辅助服务提出了更高需求，在华北等风电快速发展但电网调节能力有限的情况下，通过市场竞争能使市场主体提供更优质的电力服务，并通过价格机制，激励和引导优质性能电源的适时适地建设，保证可再生能源的安全并网。

　　实际上，辅助服务市场与能量市场从本质上是一致的。首先是对市场主体的要求一致,其基本规则、基本概念相同，竞争程度相当，其次是市场技术支持系统完全相同，都是开放式的，具有安全性、完整性、一致性和可扩展性等要求，两者的物质基础可以共享。

　　华北辅助服务市场建设的路径选择

　　事实上，自京津唐辅助服务交易工作开始之初，华北电监局就一直研究市场化问题，应该说经过三年多工作实践，目标进一步明确，思路更加清晰，市场化的决心更大了。

　　辅助服务市场建设目标。借助市场机制建立公平、规范、高效的辅助服务交易平台，分阶段逐步深化开展调频、调峰、备用、无功等多品种的交易，用市场化手段提高电力系统运行效率，进一步满足风、光、储等新能源发展的需要，提高电力运行的综合效益，推动以集中竞价和多边交易为主的电力市场建设进程，促进电力工业科学发展。

　　初级阶段交易品种的确定。AGC是所有成熟电力市场中重要的辅助服务交易品种，随着风电接入的迅速增长，对华北电网安全运行至关重要的频率控制能力也将受到挑战。目前在京津唐AGC交易费用占总费用的95%左右，绝大多数 AGC调频服务是由占主导地位的火电机组提供的。三年来，AGC的调用和付费方式已经非常成熟，在运行监管、电网调度、企业管理等方面都已积累了相当经验，交易金额也比较适中，因此AGC作为初级阶段的起始交易品种是完全可以的。

　　AGC辅助服务市场的建立。第一阶段，用一到二年左右时间建立完善混合交易模式，即在京津唐现行AGC管理模式（合同模式）的基础上增加一定比例的投标模式（市场模式）。第二阶段，建立完全的AGC日前市场模式。在各参与主体对混合交易模式有充分了解后，取消或者仅保留极少量机组执行合同模式，并且将投标周期从以周为单位提升为以日为单位，从而实现完全市场交易模式。第一阶段的交易结算模式为：

　　一是，市场组织方面。调度交易机构可按目前规则，以机组综合调节性能为依据，每月确定一定容量的性能最好的机组参与AGC服务；与此同时，网内其他所有满足AGC条件的机组可以按周为单位，在满足正常发电计划的要求下，对所提供的AGC服务的价格进行投标。根据实际运行的结果，合同模式和投标模式机组所占比例可以从初期的7:3逐步过渡到2:8，为下阶段顺利过渡到完全的市场模式打下良好基础。这不仅能充分确保改革过渡期间的电网的运行安全，还能够为各方参与主体适应市场模式提供充分的时间。此外，可以鼓励发电企业采用储能产品等新技术从根本上提高机组的调频性能，客观上为各种新技术进入电力调频领域创造条件。

　　二是，竞价及出清方面。合同模式的机组参与AGC服务，不参与竞价，而直接按照目前京津唐电网的调频价格执行。这样能够保证区域调频总体费用的基本稳定，也能避免价格的大幅度波动，破坏市场稳定。参与投标的机组对AGC服务进行报价，由各电力交易中心根据投标价格由低到高的顺序，选择足够的机组参与AGC服务,这些机组的调频出清价格就是竞标成功机组中的最高报价，通过实时调度确定每台机组的AGC服务提供总量。

　　三是，费用结算方面。所有参与AGC服务的机组都统一按照现行华北电监局制订的补偿交易公式以日为单位进行结算，对合同模式的机组，取当前确定的交易标准；对竞标模式的机组，要取对应的出清价格。AGC服务的费用按照容量或电费比例当月从火电、风电企业收取，在下个月进行结算。

　　初级阶段虽然只有AGC一个品种，但意义却是重大的，一是将深刻影响当前的调度行为，逐步建立起以综合效益最大化的调度模式，二是将逐步实现我国辅助服务市场以及今后电力市场与国外的同步协同发展，有利于电力等其他行业的健康发展。

　　辅助服务市场化的后续发展和完善。在AGC辅助服务市场成功运行、特别是在混合交易后期，可以按照相似的模式，迅速针对有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制、旋转备用和黑启动等建立多品种的辅助服务市场，使各机组能够在市场中各尽所能，推动各类辅助服务在市场模式下的综合优化工作，在现有电力体制下最大程度提高电网运行效率。

　　未来能量市场中，会有双边及多边合约、长短期合约、日前和实时市场等多种电网运行模式共存的状况，特别是在日趋复杂的大电网结构下，完善优质的辅助服务是能量市场安全可靠运行的基础。辅助服务市场开展并逐步完善的过程中，不断改进的能量管理系统、市场管理系统、新技术新理论都将为能量市场的初始建设提供技术支持。辅助服务市场的运行，将促使电力行业各参与主体从思想意识、行为方式、经营理念上，逐步建立起市场化概念。待我国电力体制改革进一步深化，特别是电价体制得到突破后，辅助服务市场便可过渡、演化到包括电能量交易在内的，覆盖较多品种、长中短交易结合、满足电网安全运行要求的比较完善的电力市场。

　　（作者单位系华北电监局）