辅助服务市场：种类逐渐丰富 费用逐渐向用户侧传导

辅助服务弥补电力交易不足，对保证电力系统稳定运行有重大意义。通过前面对于电 能量市场交易的机制以及实际情况来看，即使是实时现货市场，也会在 T-15min 刻完成， 而理论上直到实际用电那一刻前，都无法保证发电和用电需求不会发生变化，实际发电量 可能大于或小于用电量，而由于电力供需平衡对实时性要求极高，再进行电力交易去弥补 缺口已经不可能，因此还需要电网通过其他更快速的手段完成最终的平衡，在我国主要通 过辅助服务的调峰、调频、备用、转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等完成，以上 辅助服务本质都是对电能量的实时控制。 而自动电压控制、调相、无功调节本质上是无功平衡，本文着重分析有功辅助服务。 黑启动是一种比较特殊的辅助服务，主要在电力系统大规模故障后启用，本文也不做分析。

1.2.1 调峰市场：短期有进一步扩大趋势

调峰辅助服务是我国当前占比最高同时也是相比其他国家最特殊的辅助服务类型。从 国家能源局公布的数据来看，调峰辅助服务的规模及占比快速上升。调峰辅助服务即根据 电力系统实际负荷的需要，根据电网调度指令调低部分机组的出力，同时对其给予一定的 补偿而带来的辅助服务。调峰辅助服务的功能与电能量市场类似，是适合非市场化情况下 的一种辅助服务机制。

短期来看调峰辅助服务规模有进一步扩大的趋势，各地均在出台辅助服务细则，增加 调峰辅助服务的补偿力度。目前各地辅助服务政策基本都会把火电调峰分为有偿调峰和无 偿调峰，火电出力高于一定范围后的调峰属于无偿部分，不会获得补偿，低于一定范围后 才会相应获取补偿。从各地新政策来看，除华北地区以 70%为界外，其余地区均在 50%左 右。 有偿调峰补偿费用除甘肃采用容量补偿外，其余均为积分电量补偿，以广东为例，实 际出力低于 50%才能获取调峰补偿，则 50%额定出力减去实际出力曲线在深度调峰时间段 内的积分即为可获取补偿的电量，并且根据火电机组实际调峰深度划分不同的档次，实际 出力越低，每度电获取的补偿越高。

至于调峰补偿费用，南方（以广东为例）补偿费用最高，30%~40%之间补偿费用为 792 元/MWh，0%~30%之间补偿费用则高达 1188 元/MWh，且为固定补偿，远高于其 他区域。华北地区则低于 70%就可以获得补偿，补偿起点较高。甘肃对于调峰补偿档位更 多，且调峰深度越深补偿力度越大，鼓励更为激进的灵活性改造手段。 甘肃省最大亮点是调峰辅助服务由电量交易转为调峰容量市场。上一版甘肃省《甘肃 省电力辅助服务市场运营暂行规则》（简称《暂行规定》）以及国内其他地方深度调峰辅 助服务多以电量交易为主。比如上一版甘肃省《暂行规则》在火电厂负荷率 40%至 50%之 间时报价上限为 200 元/MWh（最高档负荷率 0%到 20%之间上限为 800 元/MWh），电 量交易一大问题在于调峰时长具有较大不确定性。本版《暂行规则》则直接改为调峰容量 时长，且容量需求由电网调度机构确定，并按月报价和交易，这意味着调峰容量需求只与 本月调峰容量需求最大的一天相关，而其他天数无论实际调用时长如何，都可以享受同样 补贴，如 40%至 50%负荷率，供热季补偿上限为 300 元/MW·日（与实际调用时长无关）。 此外本版《暂行规则》大幅提高了不同档次之间深度调峰补偿差距，非供热季最高档与最 低档可获取的补偿差距达到 18 倍（供热季为 12 倍）。上述规则对于火电灵活性改造的积 极性有较大正向影响：（1）调峰容量交易大大提高了火电厂深度调峰规模和收益的确定性； （2）深度调峰获取的补偿更高，鼓励更激进的灵活性改造方案。

为了促进新型储能的发展，各地也逐渐将储能纳入调峰市场。但各地对储能参与调峰 辅助服务的细则还是有比较明显的不同。不同于火电，储能调峰在不同出力水平时运行成 本、调节能力等均没有明显区别，因此对于储能参与调峰各地一般是统一的补偿标准。从 调峰补偿力度来看，南方区域补偿力度最大，广东省充电电量补偿高达 792 元/MWh，相 比之下华东区域仅 160 元/MWh。甘肃省采用与火电调峰补偿类似的容量补偿方式，但补 偿上限仅 0~300 元/MW·日，仅与供热期火电第一档相当，但甘肃省新型储能调峰具有最 高优先级，而在南方区域新型储能优先级则低于抽水蓄能。

但长期来看，《电力现货市场运行规则》（征求意见稿）提出探索电能量市场与调频、 备用等辅助服务联合出清，并加快辅助服务成本向用户侧合理疏导。部分地区已经明确在 电力现货市场开启时不启动调峰辅助服务市场，因此随着电能量市场逐渐完善，调峰辅助 服务最终会退出历史舞台。

1.2.2 调频市场：电能量市场的重要补充

调频辅助服务经常因其名称而让人迷惑，但调频辅助服务本质上还是对电能量的调节。 调频辅助服务理论上就是为了弥补调频辅助服务是为了弥补电力市场和调峰辅助服务无法 解决的实时平衡问题，主要依靠自动控制技术来进行调整。 调频已经成为储能的重要收入来源之一。各地陆续允许新型储能参与调频辅助服务市 场，而目前在多数地区，调频辅助服务已经成为储能最重要的收益来源。对于调频辅助补 偿基准，华东和南方区域采用积分电量（即调频容量乘以调用时间），而华北和甘肃则采 用调频里程（即调频容量乘以调用次数）。调频补偿的计算方式并不重要，重要的是看新型储能参与调频辅助服务相比于火电等传统机组是否存在优势。华东、南方区域储能与火 电相比，补偿计算方式没有任何区别。华北区域同等调频里程情况下，储能的补偿费用仅 有火电的一半。而对于甘肃省，补偿费用则高于火电。

备用辅助服务指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调 节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。备用分为旋转备用和冷备用。 转动惯量辅助服务是为了应对新能源稳定性弱而引入的目的是加强电力系统稳定性的 的辅助服务，爬坡辅助服务是为了应对新能源或负荷剧烈变化而引入的辅助服务。这两项 辅助服务目前开展的地区较少。 另外随着各地缺电形势加剧，各地新版“两个细则”均对需求侧响应和虚拟电厂参与 辅助服务获取收益的方式进行了规定。其中南方区域的规定最为详细，不仅规定了需求侧 响应和虚拟电厂的准入门槛，还对调节能力、持续时间等进行了规定，补偿费用为固定补 偿。甘肃省对需求侧响应和虚拟电厂的准入门槛最低，分别仅有 1MW 和 5MW，远低于 南方区域，价格形成方式为市场报价，价格上限低于广东，但另行规定了应急削峰和应急 填谷服务，补偿标准接近广东省。

华东区域和华北区域在“两个细则”中对需求侧响应和虚拟电厂均未做单独规定，而 是将其直接纳入到 APC（自动功率控制）辅助服务中。APC 辅助服务是 AGC（自动发电控 制）的延伸，AGC 一般仅针对发电厂，而 APC 则进一步涵盖了储能以及用户侧资源等，也 就是说在这些地区需求侧响应和虚拟电厂是纳入调频辅助服务联合补偿，这也与调频辅助 服务的原理有关，后面第 2 章可以看到欧洲的虚拟电厂基本都是纳入调频辅助服务。APC 与 AGC 类似，补偿费用获取主要与调节量和调节系数有关。