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運用市場化手段推動不同種類市場主體提供電力輔助服務已經(jīng)成為電力系統(tǒng)管理體制改革的重要方式。本文以我國電力輔助服務市場為主題，梳理并分析了我國華北區(qū)域、西北區(qū)域、東北區(qū)域及南方區(qū)域的電力輔助服務政策、應用現(xiàn)狀及補償規(guī)劃，對比國外電力輔助服務機制，進一步探討了我國電力輔助服務政策的發(fā)展問題，闡述了我國電力輔助服務市場未來可能的發(fā)展方向和發(fā)展前景。

一、國內輔助服務市場政策調研與分析

為了保障我國電力系統(tǒng)能夠安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行，針對各省市情況，我國推行了更合理化的補償措施和相關交易政策?，F(xiàn)將我國不同區(qū)域輔助服務市場的發(fā)展狀況進行分析。

（一）江蘇輔助服務政策分析

1.有償調峰服務補償

（1）針對深度調峰，補償標準為150元/MWh。

（2）針對發(fā)電機啟停調峰的情況，補償標準為1000元/MW。

（3）針對燃氣火電機組在兩天內完成啟停調峰一次的情況，補償標準為100元/MW。

2.自動發(fā)電控制（AGC）服務補償

（1）AGC服務的補償標準為720元/MW。

（2）調用補償標準為50元/MWh。

3.有償無功服務補償

（1）在滿足電力調度條件下的補償標準為50元/MVarh。

（2）各機組調相運行啟停補償標準為14元/MW，調相運行成本補償標準為7.5元/MWh。

（3）在光伏、風電執(zhí)行調度機構指令時，有償無功服務補償標準為15元/MWh。

4.自動電壓控制（AVC）服務補償

滿足調整參數(shù)和參數(shù)設定相關規(guī)范要求的補償標準為0.1元/MWh。

5.旋轉備用、熱備用服務補償

水電廠補償標準為6萬元/月，其他電廠為8萬元/月。

（二）華北輔助服務政策分析

1.有償調峰服務補償

2.AGC服務補償

（1）AGC服務貢獻日補償費用

火電機組補償標準為15元/MW；水電機組為10元/MW。

（2）AGC輔助服務貢獻月補償費用

貢獻月補償費用為各貢獻日補償費用之和。

3.有償無功服務補償

針對有償無功服務補償標準：

（1）補償標準為30元/MVarh。

（2）發(fā)電機組應遵循的補償規(guī)則為：

①調相運行啟停費用補償

機組啟停調相一次補償14元/MW。

②調相運行成本補償

調相運行成本的補償費用的計算方法與江蘇省相同。補償標準為15元/MWh。

4.AVC服務補償

自動電壓控制標準服務的補償標準為0.1元/MWh。

5.旋轉備用輔助服務補償

旋轉備用服務采用日發(fā)電補償，補償標準為10元/MWh。

6.黑啟動服務補償

黑啟動輔助服務按6000元/天計算補償費用。

（三）西北輔助服務政策分析

西北地區(qū)輔助服務的補償采用打分制補償?shù)姆绞健?/p>

1.一次調頻服務補償

遵循的補償標準為一次調頻平均合格率高出1%即補償5分。

2.有償調峰服務補償

（1）機組深度調峰的補償標準為3分/萬千瓦時。

（2）不同類型發(fā)電機組遵循調度指令在一定時間內實現(xiàn)啟停調峰，其補償規(guī)則如下表所示：

3.旋轉備用服務補償

補償標準遵循以下原則：

4.AGC服務補償

AGC服務補償?shù)娜N補償方式為可用率補償、調節(jié)容量補償和貢獻電量補償。

三種補償方式的補償規(guī)則如下表所示：

5.AVC服務補償

若設計的機組設置自動電壓控制補償，則補償標準為0.01分/萬千瓦時。

6.有償無功服務補償

在滿足電力調度的條件下，火電機組和水電機組的補償標準分別為1分/萬千乏時和0.5分/萬千乏時。

7.調停備用服務補償

燃煤發(fā)電機組按照每日1分/萬千瓦的補償標準在停止運行七天時間內進行補償。

8.黑啟動服務補償

水電機組、火電機組的補償標準分別為5分/月和10分/月。

9.穩(wěn)控裝置切機補償

當穩(wěn)控裝置運行狀態(tài)為減出力或切機時，運行結束后補償標準為每萬千瓦20分/次。

另外，新疆地區(qū)政策中另外提到的部分為：

（1）深度調峰交易：

深度調峰交易過程中不同火電廠類型在不同時期的負荷率和報價上下限情況如下表所示：

（2）電儲能交易：

電儲能交易指儲蓄設施在特定時段以物理或者化學的方式，能夠將存儲的能量在調峰交易時提供電量?？赏ㄟ^市場平臺集中交易或雙邊協(xié)商確定交易價格后進行交易。

（四）東北輔助服務政策分析

東北輔助服務政策中有償調峰服務特點如下：

1.實時深度調峰交易：東北地區(qū)實時深度調峰交易在不同時間的分檔報價與新疆不同的是，第一檔報價熱電機組和純凝火電機組的負荷率上限為48％，且第一檔報價上限為0.4元/千瓦時，第二檔報價下限為0.4元/千瓦時，上限為1元/千瓦時。

2.電儲能調峰交易：電儲能調峰交易采用雙邊交易的方式在一個月及以上范圍內展開，其中交易上限為0.12元/千瓦時，下限為0.1元/千瓦時。

（五）南方區(qū)域輔助服務政策分析

1.AGC服務補償

當發(fā)電機運行期間發(fā)電機組最近的七日范圍內綜合調頻性能指標的均值大于等于0.5時，可作為進入調頻市場的基準。

2.AVC服務補償

補償標準為0.1元/MWh。

3.深度調峰服務補償

（1）啟停調峰的補償標準：燃氣、燃油機組為燃煤、生物質機組的0.05倍。

（2）深度調峰的補償標準：出力低于額定容量40%時比出力為額定容量40%～50%時補償多一倍。

4.有償旋轉備用服務補償

補償標準為負荷高峰時是低谷時的兩倍。

5.有償無功服務補償

功率注入時和吸收時的補償標準為1:3。

6.黑啟動的補償按臺次計費

南方各省補償計算方式一樣，但補償標準不同，體現(xiàn)了政策的因地制宜。

（六）各區(qū)域電力市場輔助服務補償機制對比

按照國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2018年，從電力輔助服務補償總費用來看，補償費用最高的三個區(qū)域依次為西北、東北和華北區(qū)域。本文分析不同地區(qū)的補償費用特點及優(yōu)勢如下：

華東區(qū)域：以AGC和有償調峰為主，備用補償次之?？山鉀Q可再生能源和消納區(qū)外來電的調峰壓力問題。

華北區(qū)域：AGC補償為主，保障了首都的供電質量和安全。

西北區(qū)域：各輔助服務類型補償費用占比相似，表現(xiàn)為多能互補，以解決供暖和可再生能源消納問題。

東北區(qū)域：以有償調峰補償為主，以解決電力機組供熱時間長、數(shù)量多而出現(xiàn)的問題。

南方區(qū)域：以備用補償為主，以解決水電裝機容量較大的問題。

不同區(qū)域的補償機制設計具有共同點：一是補償機制能夠有效激勵區(qū)域電力系統(tǒng)管理提升輔助服務態(tài)度和水平，為市場提供更穩(wěn)定、長久的補償服務；二是輔助服務政策具備成本低、效用大的優(yōu)勢；三是補償機制能夠準確調節(jié)并補償服務成本；四是補償標準能夠反應補償機制的成本效應和輔助服務的差異，因此標準的制定將影響區(qū)域輔助服務的整體實施效果。

二、國外電力市場輔助服務政策分析

（一）美國PJM電力輔助服務市場

1.輔助服務范圍

PJM定義的不同輔助服務類型的獲取方式如表所示：

2.AGC市場

不獨自設立調頻電廠，實現(xiàn)將調頻義務有效配額到每個負荷服務企業(yè)是PJM調節(jié)和頻率響應服務的突出優(yōu)勢。

3.容量市場

容量市場是主要維護邊際電廠裝機總容量的最小值的一種補償機制，即從事容量信用的交易。

（二）北歐電力輔助服務市場

北歐政府在調查并分析各國電力系統(tǒng)平衡輔助服務的市場數(shù)據(jù)基礎上，聯(lián)合設計出一種統(tǒng)一的平衡機制，以達到電力系統(tǒng)的平衡和穩(wěn)定效果。北歐輔助服務類型的獲得方式如表所示：

（三）澳大利亞電力市場輔助服務市場

澳大利亞電力市場包括國家電力市場和批發(fā)電力市場兩種市場類型。

1.國家電力市場

國家電力市場輔助服務的三種輔助服務類型分類如下表所示：

2.批發(fā)電力市場

批發(fā)電力市場的輔助服務交易類型有兩種：市場競價和雙邊談判，其中市場競價為主要交易方式。批發(fā)電力市場產(chǎn)品包括負荷跟蹤、旋轉備用、甩負荷備用、系統(tǒng)重新啟動、調度支持輔助服務。

三、國內外政策對比及未來展望

國內政策涉及的輔助服務類型比較豐富且各地區(qū)間具有一定差異性，但是對比國外典型電力輔助市場政策機制不難發(fā)現(xiàn)，當前我國輔助服務市場政策在以下幾個方面有待改善：

一是在我國電力輔助服務設計中，未將備用作為重要的電力輔助服務。

二是電力輔助服務產(chǎn)品設計未考慮主能量市場的因素。

三是各地區(qū)之間的資源差異明顯，除省層面的服務設計，輔助服務市場設計未普及區(qū)域層和國家層的頂層設計。

我國電力市場化改革處于推進階段，國外輔助服務市場的政策體制更加成熟。通過汲取國外經(jīng)驗，為完善我國電力市場輔助服務系統(tǒng)提出以下建議：

1.推進調峰輔助服務市場資源的有序銜接

一是實現(xiàn)調峰輔助服務交易帶發(fā)電權轉移?，F(xiàn)階段我國實行的調峰交易本質上帶有發(fā)電權轉移特征，要達到交易市場主動實現(xiàn)相應發(fā)電合同電量轉移來降低交易結算壓力的目的，需要繼續(xù)完善調峰輔助服務規(guī)則。

二是擴大省內調峰市場整合范圍以促進資源整合?，F(xiàn)階段省內層面調峰市場及區(qū)域層面存在部分資源重復調用的問題。我國調峰市場需要逐漸整合至全國范圍內，才能在更大的范圍實現(xiàn)調峰資源共享，提高市場運行效率。

三是逐步加強調峰輔助服務市場與現(xiàn)貨電能量市場融合程度。利用市場融合結果提供的價格信號推進火電機組完成深度調峰，實現(xiàn)市場運行效益逐漸提升。

2.推動建立跨省區(qū)備用輔助服務市場

我國電力發(fā)展方式逐漸從分省就地平衡向全國平衡發(fā)展，省級電網(wǎng)送受比逐漸提升，為最大化我國電網(wǎng)送受端錯峰效益，提升電網(wǎng)整體運行效益，彌補我國電網(wǎng)備用容量短缺問題，逐步建立跨省區(qū)備用服務市場成為一種重要手段。

3.推動建立健全省內調頻輔助服務市場

為增加平衡電網(wǎng)安全和資源的多樣化，我國需要建立省內電網(wǎng)調頻輔助服務市場，以促進各儲能、機組和需求側響應等市場主體融入電力系統(tǒng)調頻輔助服務市場；逐步加大調頻輔助服務與現(xiàn)貨電能量市場的聯(lián)合優(yōu)化出清率，以提升系統(tǒng)整體效率。

4.持續(xù)優(yōu)化輔助服務交易品種

隨著我國電力市場對電力輔助服務的需求進一步加大，我國輔助服務交易品種需要結合電力市場的實際情況持續(xù)優(yōu)化，適時引進輔助服務類型，如系統(tǒng)慣性、爬坡類產(chǎn)品，不但能滿足系統(tǒng)中對于具有快速爬坡能力、調節(jié)性能良好的電源需求，還能以一種市場化定價方式對此類機組進行經(jīng)濟補償，進一步促進新能源消納。