电力辅助服务市场立规建制，谁提供、谁获利

10月8日，国家能源局发布《电力辅助服务市场基本规则》征求意见稿的通知（下简称《通知》）。《通知》中对于电力辅助服务的基本定义、总体思路、成员构成、设立原则、服务品种、市场费用产生及补偿、费用传导机制以及风险防控与监督管理作出说明。

根据文件，我国将按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的费用补偿及传导原则，调动灵活调节资源的积极性，优化辅助服务价格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，统筹完善市场衔接机制，推动电力辅助服务市场建设。

当前，我国辅助服务对电力收入贡献仍然较低。根据国家能源局公布数据，2023年上半年参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦，占总装机74%；全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%其中火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。随着风光装机量、电量增长，以及电力市场机制的不断改进，预计长期我国辅助服务收入规模将持续提升。

电力辅助服务是指为维持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，由可调节资源提供的调峰、调频、备用、爬坡、黑启动等服务。电力辅助服务市场是系统可调节资源的市场化配置方式，遵循市场原则为电力辅助服务主体提供经济补偿。

电力辅助服务成员构成：包括经营主体、电网企业和市场运营机构等。经营主体主要包括火电、水电、储能、虚拟电厂等；电网企业为电力辅助服务市场建设运营提供必要的网架结构及关联服务；市场运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。

权利与义务：经营主体按规则履行辅助服务交易结果，获得收益；电网企业提供输配电、电网接入、电费结算等服务，建设管理相关技术支持系统；电力调度机构提出服务需求、采购及监控市场运营等；电力交易机构负责经营主体注册、信息披露、提供结算依据等。

市场建设运行：辅助服务市场应依序开展模拟试运行、结算试运行、正式运行，首次结算试运行和开始正式运行的时间间隔不小于1年。

费用补偿原则：总体上按照 “谁提供、谁获利” 的原则，给予经营主体辅助服务补偿，以调动灵活调节资源积极性。

传导方式：电力现货市场连续运行的地区，电能量费用与辅助服务费用独立形成，相关辅助服务费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定；未开展现货市场或电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。

价格结算：经营主体提供辅助服务过程中产生的电能量费用，按现货市场价格结算，未开展现货市场地区按中长期交易规则结算。不同的辅助服务品种，如调峰、调频、备用、爬坡等服务费用，都有明确的计算方式（调峰服务费用根据市场竞争确定的出清价格和中标调峰出力或启停次数计算；调频服务费用为调频里程、性能系数、出清价格三者乘积；备用服务费用为中标容量、中标时间、出清价格三者乘积；爬坡服务费用为中标容量、中标时间、出清价格三者乘积）。

《通知》明确了各类市场成员的职责和多种辅助服务的交易品种及费用计算方式，有助于挖掘不同类型电力资源的调节潜力，比如鼓励火电企业进行灵活性改造参与调峰，水电利用其快速调节能力参与调频等，使电力资源得到更高效的利用。

随着新能源的快速发展，电力系统对辅助服务的需求日益增加。该规则纳入了储能、虚拟电厂等新型市场主体，适应了能源结构转型和新型电力系统发展的需求，有利于提高电力系统的灵活性和稳定性，助力新型电力系统的建设。

（1）火电企业作为传统的电力供应主体，在辅助服务市场中仍将发挥重要作用。过去火电收入仅由电量电价决定，由于煤价的波动性和电价的相对稳定性，盈利能力呈现出较强的周期性。而现在火电收入增加辅助服务及容量电价，一方面可以通过提供调峰、调频等辅助服务获得额外的收益，有助于缓解火电企业在电力市场改革中面临的经营压力；另一方面，也将促使火电企业加快技术升级和改造，提高机组的灵活性和调节能力。

（2）储能电站作为电力辅助服务市场的核心成员之一，将通过向电力系统提供调峰、调频、备用、爬坡、黑启动等辅助服务获取收益，在传统的新能源消纳、峰谷价差套利等模式之外开拓盈利空间。随着电力辅助服务市场机制健全，储能电站的辅助服务盈利模式将逐步理顺，率先完成并网的储能电站将充分受益，我们参考美国辅助服务市场经验，据EIA（美国能源信息管理局），2014-2015年，美国PJM（Pennsylvania—New Jersey—Maryland）电力市场区域内储能调频服务盈利空间大幅提升，这主要受益于调频市场改革，而在后续政策调整下，调频盈利下滑，也导致当地储能装机增长有所放缓。

(3)虚拟电厂作为一种新型的电力资源整合方式，在辅助服务市场中的作用将日益凸显。虚拟电厂可以聚合分布式能源、储能等资源，参与辅助服务市场交易，提高资源的利用效率，同时也为虚拟电厂的发展提供了更广阔的空间。