中國儲能網(wǎng)訊：調(diào)峰是指發(fā)電機組為了跟蹤負荷的峰谷變化而有計劃的、按照一定調(diào)節(jié)速度進行的發(fā)電機組出力調(diào)整所提供的服務，按照出力調(diào)整范圍可分為基礎調(diào)峰和有償調(diào)峰。調(diào)峰作為我國特有的電力輔助服務品種之一，歷史上隨輔助服務機制改革幾經(jīng)變遷，發(fā)展至今已在各地區(qū)形成了不同的調(diào)峰輔助服務市場。隨著我國電力市場化改革的不斷推進，當前調(diào)峰市場的存在問題也逐步顯現(xiàn)，如何正確看待調(diào)峰輔助服務在市場中的定位，如何進一步推動調(diào)峰輔助服務與現(xiàn)貨市場相適應是亟需解決的問題。
調(diào)峰市場的由來和歷史沿革
回顧調(diào)峰輔助服務的發(fā)展歷程，可基本歸納為從無償提供到計劃補償、再到市場化探索的兩個轉(zhuǎn)變過程。
2002年廠網(wǎng)分開改革之前，我國電力系統(tǒng)調(diào)度采用“電網(wǎng)分級調(diào)度、準軍事化管理”的模式。電力系統(tǒng)需要的調(diào)峰輔助服務由調(diào)度運行人員根據(jù)系統(tǒng)需要，在我國垂直一體化的電力體制下，這一階段基本是無償提供調(diào)峰輔助服務的。
廠網(wǎng)分開改革之后，發(fā)電與電網(wǎng)企業(yè)的組織運營模式發(fā)生轉(zhuǎn)變，發(fā)電主體多元化，且發(fā)電環(huán)節(jié)成為主要輔助服務提供者，原有的輔助服務分配和調(diào)用機制難以適應新形勢需要，自此我國開始逐步建立輔助服務補償機制。
2006年，原國家電力監(jiān)管委員會出臺了《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監(jiān)市場〔2006〕43號），對并網(wǎng)發(fā)電廠所提供的輔助服務進行規(guī)范，并規(guī)定“有償調(diào)峰貢獻量依據(jù)深度調(diào)峰損失的電量及啟停調(diào)峰的次數(shù)分別計算”，費用統(tǒng)一由發(fā)電側(cè)分攤。2011年，原華北電監(jiān)局率先發(fā)布并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理細則，隨后各區(qū)域原電監(jiān)局相繼印發(fā)本區(qū)域的“兩個細則”，明確了調(diào)峰輔助服務“按需調(diào)用、擇優(yōu)調(diào)用”。我國電力調(diào)峰輔助服務由此進入計劃補償階段。
隨著新能源的大規(guī)模并網(wǎng)，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段應對調(diào)峰需求越顯乏力，原有的輔助服務計劃補償模式已不能滿足電網(wǎng)運行需求。2014年10月，東北率先啟動運行電力調(diào)峰輔助服務市場，這是國內(nèi)首次以市場方式開展電力調(diào)峰輔助服務的嘗試。2015年3月，《中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（簡稱“9號文”）提出以市場化原則“建立輔助服務分擔共享新機制”以及“完善并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)輔助服務考核機制和補償機制”。2017年，國家能源局印發(fā)《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》的通知，要求進一步還原電力商品屬性，完善和深化電力輔助服務補償（市場）機制。隨后，我國多個省份及地區(qū)開始了電力輔助服務的市場化探索。
現(xiàn)有調(diào)峰市場存在的問題
為了適應電力市場化改革的節(jié)奏，各地區(qū)對調(diào)峰輔助服務機制進行了積極探索，并取得了一定的成效。但是，現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務市場依然沒有做到真正意義上的市場化，在主體準入、補償及限價標準和費用分攤方面均存在問題。
準入方面：既限制某些主體準入，又對特殊主體扶持
調(diào)峰市場對多種類型電源設置準入門檻。調(diào)峰輔助服務市場自啟動以來，在助力新能源消納的過程中發(fā)揮了重要作用，但部分區(qū)域省間調(diào)峰市場均只允許特定類型機組參與，或明令禁止某類主體參與市場。例如東北地區(qū)僅允許火電機組參與調(diào)峰，抽水蓄能機組則僅能參與華東、華中地區(qū)省間調(diào)峰市場，西北地區(qū)還對參與調(diào)峰的火電機組容量作出要求。部分省內(nèi)調(diào)峰也有類似的情況，河南只允許燃煤火電參與調(diào)峰市場、江蘇只規(guī)定火電及核電機組參與深度調(diào)峰，寧夏則對參與市場的火電機組單機容量提出了要求。由于準入的限制，導致多種電源類型無法參與到調(diào)峰市場的競爭中來，調(diào)峰市場參與主體單一。
部分主體在調(diào)峰市場中獲得特殊優(yōu)待。華東地區(qū)在“兩個細則”中提及，電儲能在深度調(diào)峰過程中，基本調(diào)峰下限與火電機組一致，補償標準卻取火電機組的最高檔160元/兆瓦時。華中地區(qū)電力輔助服務管理實施細則中提及儲能電站參與深度調(diào)峰，對其充電電量按照300元/兆瓦時標準進行補償，導致出現(xiàn)了火電機組向電儲能支付調(diào)峰費用的情況。在鼓勵儲能參與調(diào)峰的同時，應當以價格信號引導主體主動“低儲高放”，而不是對其額外設置有利補償標準，差異化對待市場主體。
補償以及限價標準方面：缺乏科學合理和統(tǒng)一的定價、限價原則
不同類型電源的補償標準并不一致，出現(xiàn)“同質(zhì)不同價”的現(xiàn)象。以南方電網(wǎng)“兩個細則”為例，不同類型電源機組分檔比例設定以及價格均不相同，燃煤、生物質(zhì)機組在調(diào)峰市場中獲得的最高補貼標準比核電機組高出50%，然而不管機組是燒煤還是利用核裂變，發(fā)的都是“同質(zhì)”的電來參與調(diào)峰市場，不應再設置“不同價”來進行補貼。此外，各梯級之間補償標準差異較大，發(fā)電機組深度調(diào)峰，最高補貼標準是最低補貼標準的12倍（補償標準詳見表1），華東則達到了16倍，補貼標準跨區(qū)間過渡不平滑。
表1 南方區(qū)域電網(wǎng)不同類型機組參與深度調(diào)峰補償標準
調(diào)峰輔助服務費用限價過高，導致電力系統(tǒng)整體運行經(jīng)濟性下降。深度調(diào)峰是為了促進新能源出力消納，然而調(diào)峰輔助服務費用限價如果過高，則可能導致調(diào)峰換取新能源出力后總成本增加，得不償失。機組降至30%額定出力參與深度調(diào)峰時，安徽的報價上限為800元/兆瓦；東北調(diào)峰市場，2021年將深度調(diào)峰交易第一檔報價上限由0.4元/千瓦時提升至0.5元/千瓦時，且機組負荷率只需要低于40%，報價上限便達到了1000元/兆瓦時，調(diào)峰輔助服務費用規(guī)模龐大，占據(jù)輔助服務費用總規(guī)模的三分之二左右。市場限價應該經(jīng)過一定的成本測算，算清經(jīng)濟賬，既要滿足提供主體的意愿，又要考慮用戶電價承受能力，保證價格相對穩(wěn)定并且不會使輔助服務費用規(guī)模過大。
分攤方面：調(diào)峰輔助服務費用分攤標準不明確，分攤主體不合理
部分地區(qū)存在通過調(diào)整分攤公式參數(shù)控制分攤費用，人為控制分攤費用規(guī)模的問題。以東北地區(qū)為例，其調(diào)峰費用并非按照市場主體實際發(fā)電量分攤，而是先對電量進行修正，然后再分攤。風電場實際發(fā)電量需經(jīng)過三個系數(shù)(修正系數(shù)d、修正系數(shù)p、修正系數(shù)z)調(diào)整得到修正后的發(fā)電量，并以此電量為基準參與分攤。而前推五年，只需要乘兩個系數(shù)（修正系數(shù)d、修正系數(shù)p）。其中，修正系數(shù)d與是否為供熱期有關，這項的設置夾雜了對費用分攤的主觀操控。另外，東北地區(qū)對各分攤主體設置了分攤金額上限，當發(fā)電企業(yè)調(diào)峰支付費用達到上限后，調(diào)峰服務用費仍存在缺額時，缺額部分由調(diào)峰服務提供方在其獲得費用中削減?？梢钥吹?，深度調(diào)峰市場分攤費用時存在人為操控和核減費用規(guī)模的情況，提供服務的主體因為缺額問題補償費用被核減。
調(diào)峰輔助服務費用分攤標準不一，并且存在向用戶側(cè)疏導的情況。目前，各個省份調(diào)峰輔助服務費用分攤情況各不相同且標準不一。湖北在調(diào)峰輔助服務市場中，將火電機組分攤費用依實際負荷率的不同引入分攤系數(shù)，分三檔“階梯式”加大分攤比重，而水電、新能源則僅需根據(jù)交易時段發(fā)電量占比進行分攤。個別地區(qū)迫于成本壓力，向用戶側(cè)分攤調(diào)峰輔助服務費用。浙江月均分攤費用在100萬元左右，寧夏今年7月通過輔助服務市場向用戶側(cè)疏導儲能頂峰服務費用，總費用規(guī)模約800萬余元；除此之外，另有多個省份有意后續(xù)向用戶側(cè)疏導輔助服務費用，調(diào)峰費用總規(guī)模缺乏規(guī)范，分攤標準不一。非現(xiàn)貨地區(qū)由于用戶已經(jīng)在峰谷電價中承擔了調(diào)峰的成本，若再參與分攤調(diào)峰輔助服務費用，實則是為調(diào)峰二次付費，這是不合理的。
調(diào)峰市場的發(fā)展建議
調(diào)峰輔助服務市場在發(fā)揮平衡電力作用的同時，也帶來準入主體混亂、補償標準不均、分攤對象不合理等問題。為了在電力市場運行規(guī)律和市場經(jīng)濟規(guī)律下，讓調(diào)峰更好地服務我國高質(zhì)量發(fā)展，給出以下四點建議。
推進電力現(xiàn)貨市場建設，利用現(xiàn)貨電價信號替代調(diào)峰服務
調(diào)峰交易本質(zhì)上是計劃形式下的產(chǎn)物，在市場機制尚不完善階段，調(diào)峰輔助服務作為一種“補丁”措施，發(fā)揮了一定的作用，但隨著電力體制改革的不斷深化，利用現(xiàn)貨市場的價格信號來引導發(fā)電機組出力變化，從而取代“調(diào)峰”，是未來市場進一步建設的方向。各地區(qū)應當根據(jù)自身實際情況，切實推進電力現(xiàn)貨市場、電力中長期市場、容量補償市場建設，以市場化的手段實現(xiàn)電力系統(tǒng)發(fā)用電平衡，有效替代調(diào)峰輔助服務。
明確準入標準，促進市場主體公平競爭
在市場化環(huán)境下，市場不應該限制輔助服務提供者的類型，既不能歧視某一類型主體也不應該對某一類主體有特殊照顧。準入標準的構(gòu)建應該以結(jié)果為導向，只要可以實現(xiàn)調(diào)節(jié)的電源便不應拒絕其參與調(diào)峰市場，不因其電氣一、二次側(cè)的性能而多加限制。特別應放開新能源參與調(diào)峰市場，允許可再生能源以棄風、棄光、棄核方式參與調(diào)峰。用戶側(cè)可以擁有可中斷負荷，難道風光就不能擁有可中斷發(fā)電嗎？所以，應進一步明確輔助服務市場準入標準，一視同仁，促進各市場主體間公平競爭。
按照調(diào)峰邊際機組成本合理確定補償和限價標準
對于補償標準，應按照技術中立原則，根據(jù)提供的實際效果，通過一定測算，明確調(diào)峰邊際機組成本，并以此為基準，設定統(tǒng)一標準對各機組提供的調(diào)峰輔助服務進行定價，盡力實現(xiàn)“同質(zhì)同價”。同時，不應將限價作為市場操控手段，應改變限價確定方式，合理設定統(tǒng)一的限價標準。由于調(diào)峰實質(zhì)上是以其他類型電源降出力來換取新能源出力，為了避免總成本進一步增加，調(diào)峰市場的報價上限不應超過新能源能夠獲得的最大收益，即限價原則上不超過標桿上網(wǎng)電價。限價標準合理制定以后，不隨意更改限價，也不得通過事后調(diào)整結(jié)算公式方式變相調(diào)整限價。
合理劃分調(diào)峰費用分攤范圍和比例，并減少對市場的干預
調(diào)峰費用的分攤主體需要進一步合理劃分。首先，用戶側(cè)不應該分攤調(diào)峰費用，也不應獲得調(diào)峰輔助服務的補償。開展現(xiàn)貨的地區(qū)應利用電能量市場的價格信號來實現(xiàn)調(diào)峰。在未開展現(xiàn)貨的地區(qū)，用戶側(cè)作為一個整體，用峰谷電價對用電進行調(diào)節(jié)，發(fā)電側(cè)作為一個整體，用調(diào)峰進行調(diào)節(jié)。用戶側(cè)的調(diào)峰在已經(jīng)享受峰谷電價優(yōu)惠的前提下，不應再進行二次補償，更不能讓發(fā)電側(cè)分攤用戶側(cè)調(diào)峰的費用。另外，調(diào)峰費用不應按電源類型強制分攤，而應該“誰使用了調(diào)峰服務，誰來付費”。例如某一風電場出力曲線與負荷峰谷貼合的很好，該風電場對調(diào)峰有正向貢獻，便不應再因為自己的電源類型而分攤調(diào)峰費用。在各電源分攤比例方面，應該根據(jù)統(tǒng)一、科學的標準界定，不應按照主觀意志隨意設定分攤系數(shù)，事后再干預市場結(jié)果。
調(diào)峰輔助服務從誕生至今，在維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行中發(fā)揮了不可替代的作用?，F(xiàn)有調(diào)峰輔助服務市場雖然仍存在一些不足，但這些瑕疵也是電力市場化改革道路上必經(jīng)之坎坷。面向未來，調(diào)峰輔助服務市場也應不畏艱難，積極適應電力現(xiàn)貨市場加速建設的節(jié)奏，助力我國統(tǒng)一電力市場體系建設。
本文系《中國電力企業(yè)管理》獨家稿件，作者為電力行業(yè)從業(yè)者。
