公平与效率：电力辅助服务的必由之路
作者： 日期： 2019/8/26 17:11:03 来源：考虑增量配电网项目投运初期，负荷率低且不稳定的实际情况，在兼顾公平负担原则的基础上，对“两部制”电价中的基本电费实施阶段性优惠减免政策。自正式供电起两年内，省级电网向增量配电网企业收取的基本电费不超过云南电网上一年度大工业用户平均度电基本电费的1.1倍。
2018年云南电网公司大工业用电平均基本电费为每千瓦时7.52分，以后年度云南电网大工业用电平均基本电费由云南电网公司报价格主管部门审核，并向增量配电网企业公开后收取。
从无偿提供到计划补偿的探索
从经济学的视角来看，凡是服务就是有价值的，在市场当中，无偿的服务有失公平，更难以持久。正如亚当·斯密在其名著《道德情操论》中所述，人类行为（斯密都是以人的行为模式去设定经济体制）是自然地由六种动机所推动的：自爱（利己心）、同情、追求自由的欲望、正义感、劳动习惯和交换—— 以物易物及以此易彼的倾向。在他看来“每个人生来首先和主要关心自己”。在《国富论》中，他的论述更加痛快淋漓：人们追求自己的利益往往比在真正出于本意的情况下能更有效地促进社会利益。人们的这种行为受一只“看不见的手”的指导，去尽力达到一个并非他本意要达到的目的，即公共利益。
咀嚼斯密的论述，回看我国电力辅助服务的发展历程，竟会让人觉得没有多少的违和。就概念来讲，电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务。这一服务对整个电力系统来说，无疑就是“公共利益”。而长期以来，电力工业主要采取垂直一体化的管理模式，由系统调度部门统一安排电网和电厂的运行方式。
电力辅助服务基本是通过指令的形式强制提供，在对电厂进行结算时，辅助服务与发电量捆绑在一起进行结算，并没有单独的辅助服务补偿机制，这一方式既不能充分反映电力辅助服务的市场价值，又无从体现提供服务的市场主体的利益。整个就是类似于无偿提供服务。
换言之，相关市场主体的“利己心”无从实现，更谈不到“追求自己的利益”，最终也不能更有效地促进公共利益。市场主体应得利益受损或缺失的市场是一个不公平的、难以为继的市场，当然也无所谓效率。
不公平的电力辅助服务，随着以厂网分开为核心的电力体制改革的推进，这种“肉烂在一个锅里”的服务模式走到尽头。实践证明，经济外部性的市场化矫正虽然有困难，但这种模式却可以持续。隶属不同发电集团的各发电企业有着各自的利益诉求。
2006年11月，国家电监会顺时应势，出台了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》《发电厂并网运行管理规定》，确立了“补偿成本和合理收益”的原则，对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊”。
这种以计划补偿为特征的电力辅助服务模式迄今仍在全国运行。2018年，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的企业4176家，装机容量13.21亿千瓦，补偿费用147.62亿元，占上网电费总额0.83%。西北地区电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比例最高为3.17%。
体现公平与效率的市场建设
与简单的行政手段相比，市场行为起初也许会缺失效率，但最终会更公平，更会获得持久的效率。较之于原来的无偿提供，计划补偿模式虽一定程度上激发了发电企业提供辅助服务的积极性，但补偿力度较小。真正实现我国电力辅助服务实现根本性变化的是市场化手段的引入。
新能源的跨越发展和大规模并网成为电力辅助服务市场化探索的强大推动力。到2018年底，我国可再生能源发电装机突破7亿千瓦，居世界第一位，其中水电3.5亿千瓦，风电1.8亿千瓦、光伏1.7亿；清洁能源发电装机占比提高到40%，发电量占比提高到30%。与此同时，以减少弃风弃光弃水为内容的清洁能源消纳行动计划扎实推进。
新能源的大规模接入，使电力系统调节手段愈加捉襟见肘，原有的辅助服务计划补偿模式和补偿力度难以满足电网运行需求。亟须利用市场化手段提高奖罚力度，以更高的补偿价格激励发电企业等调节资源参与电力辅助服务。
自2014年至今，各地启动了围绕调峰、部分地区辅以调频开展辅助服务的市场建设。也正是这一市场化的探索，使调峰、调频机组作为一种稀缺资源、高附加值的商品，参与到电力辅助服务当中，并体现出应有的市场效率。
我们通常所说的效率是单位时间内完成的工作量。而经济学上效率的定义是社会能从其稀缺资源中得到最大利益的特性。事实上，效率和公平始终是辅助服务市场的基本原则。
2011年美国能源管理委员会（FERC）颁布了第755号命令，要求其管辖的各大批发电力市场对传统辅助服务产品中调频服务的报偿机制进行改革。直接原因就是FERC认为传统调频服务的补偿机制未有效体现提供调频服务中快速反应产品的价值，这对于快速反应的产品不公平，即补偿不光要基于调频服务的容量，还要包括其跟随调度信号向上向下行走的总“距离”。
我国的辅助服务市场建设中，补偿分配亦较好体现了效率原则。以东北电力调峰市场为例，深度调峰补偿不同档位最高限价分别为0.4元/千瓦时、1元/千瓦时，补偿力度大幅提高，激励作用明显提升。而计划补偿阶段，深度调峰补偿价格最高仅为0.1元/千瓦时，分配中不能体现效率优先的原则，调峰的效率自然也无从谈起。
9号文件明确，“适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制”。当前，我国的电力辅助服务包括了调频、调峰、备用等多个品种，但现阶段的辅助服务市场主要是围绕调频、调峰展开建设。
从去年全国电力辅助服务补偿结构上看，调峰和调频的费用占补偿总费用的63.68%，分别是调峰占35.46%、调频占28.22%。备用补偿费用占29.03%，调压补偿费用占7%，其他费用占0.29%。调峰、调频、备用3项占总补偿费用的90%以上。
电力辅助服务市场化探索不仅极大缓解了电力运行中的诸多矛盾，同时也促进了新能源的消纳。仅东北地区，2017、2018两年间，东北风电依靠电力辅助服务市场获得了269亿千瓦时额外上网空间，风电卖电收入增加14 0亿元，风电受阻率从2016年的18.27%下降到2018年的3.88%。
推进辅助服务市场建设的几个问题
走过千山万水，仍需跋山涉水。今天的电力市场化改革，所处的“是一个船到中流浪更急、人到半山路更陡的时候，是一个愈进愈难、愈进愈险而又不进则退、非进不可的时候”。
认真审视我国电力辅助服务市场建设中存在的问题，思量思路对策，不难发现，依靠市场化手段激励各类市场主体提供电力辅助服务已成为必然趋势，公平与效率已成为电力辅助服务市场建设的必由之路，电力辅助服务市场建设直接关乎到电力能源的高质量发展。
首先，市场范围的问题。
从大范围资源优化配置的角度来看，区域市场的成本更低，需求更旺盛，效果更好，特别是随着特高压的建设，跨省区辅助服务更值得关注。
以西北地区为例。现在西北有四个省（区）开展了省级辅助服务市场，同时还有区域的跨省辅助服务市场,从实施的效果来看，一方面省内市场的调峰电量之和，加起来也远远小于跨省市场；另一方面，平均的调峰成本，区域市场远小于省内市场。所以还是建议在同一个交流电网的范围内，在更大范围内优化配置辅助服务资源。
同时，实现更大范围备用资源互济，缓解电网运行备用容量短缺，省级层面难以（省份备用资源不足）解决，建立跨省区辅助服务市场。
当然由于各省利益协调难度和电网公司调度等方面的问题，更需要管制机构的顶层设计。改革到一定程度，顶层设计必须有明确并有强制力的要求和目标。
其次，用户侧纳入辅助服务市场的问题。
当前，我国正在运行的辅助服务市场大致沿用了“两个细则”，补偿费用主要来自发电企业，并未传导到用户侧。按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的服务分担共享机制。
用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。
受益和分摊这两个方面应该同时实施，因为从现在的电价体系来看，用户侧的目录电价跟发电的上网电价是隔离开的，如果只让用户参与可中断负荷的盈利，就等于把现行电价里边发电侧的利益拿出去了一块，只有让用户同时既参与分摊，也参与盈利，推进机制才是比较合理的。
三是，满足新能源对市场需求增加的问题。
新能源因其间歇性、波动性而带来的不可控和不确定性，对电力辅助服务的需求将进一步增加，尤其是新能源的大规模接入，电力系统的运行呈现新的特点，对管理系统可靠性也带来挑战。
应针对现有辅助服务产品进行更准确定价，使其价格能更准确地反映资源对系统可靠性的价值，使辅助服务市场提供有效价格信号，从而刺激市场对灵活性资源的投资。同时鼓励推动辅助服务交易品种创新，通过市场化定价方式对燃气、抽水蓄能等此类机组进行补偿，为新能源消纳营造更大空间。
四是，辅助服务市场和现货市场的融合问题。
当下，我国电力现货市场试点全面开花，辅助服务市场和现货市场的融合必须高度重视。现货市场建立后，有了分时价格，调峰市场就没有了，当然不会再有单独的调峰市场。在国外主流电力市场模式和市场理论中，调峰不属于辅助服务范围。
另外，从实现系统整体效率最优的角度考量，像调频辅助服务最好是跟现货电能量市场联合出清。就目前来看，由于系统建设的原因，很多市场的设计是分开出清的。
