中國儲能網訊：調峰是指發(fā)電機組為了跟蹤負荷的峰谷變化而有計劃的、按照一定調節(jié)速度進行的發(fā)電機組出力調整所提供的服務，按照出力調整范圍可分為基礎調峰和有償調峰。調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變遷，發(fā)展至今已在各地區(qū)形成了不同的調峰輔助服務市場。隨著我國電力市場化改革的不斷推進，當前調峰市場的存在問題也逐步顯現，如何正確看待調峰輔助服務在市場中的定位，如何進一步推動調峰輔助服務與現貨市場相適應是亟需解決的問題。
調峰市場的由來和歷史沿革
回顧調峰輔助服務的發(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變過程。
2002年廠網分開改革之前，我國電力系統(tǒng)調度采用“電網分級調度、準軍事化管理”的模式。電力系統(tǒng)需要的調峰輔助服務由調度運行人員根據系統(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峰輔助服務的。
廠網分開改革之后，發(fā)電與電網企業(yè)的組織運營模式發(fā)生轉變，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），對并網發(fā)電廠所提供的輔助服務進行規(guī)范，并規(guī)定“有償調峰貢獻量依據深度調峰損失的電量及啟停調峰的次數分別計算”，費用統(tǒng)一由發(fā)電側分攤。2011年，原華北電監(jiān)局率先發(fā)布并網發(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”，明確了調峰輔助服務“按需調用、擇優(yōu)調用”。我國電力調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，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)調節(jié)手段應對調峰需求越顯乏力，原有的輔助服務計劃補償模式已不能滿足電網運行需求。2014年10月，東北率先啟動運行電力調峰輔助服務市場，這是國內首次以市場方式開展電力調峰輔助服務的嘗試。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。
現有調峰市場存在的問題
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，現行的調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
調峰市場對多種類型電源設置準入門檻。調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峰，抽水蓄能機組則僅能參與華東、華中地區(qū)省間調峰市場，西北地區(qū)還對參與調峰的火電機組容量作出要求。部分省內調峰也有類似的情況，河南只允許燃煤火電參與調峰市場、江蘇只規(guī)定火電及核電機組參與深度調峰，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峰市場的競爭中來，調峰市場參與主體單一。
部分主體在調峰市場中獲得特殊優(yōu)待。華東地區(qū)在“兩個細則”中提及，電儲能在深度調峰過程中，基本調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峰，對其充電電量按照300元/兆瓦時標準進行補償，導致出現了火電機組向電儲能支付調峰費用的情況。在鼓勵儲能參與調峰的同時，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“同質不同價”的現象。以南方電網“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、生物質機組在調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”的電來參與調峰市場，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)域電網不同類型機組參與深度調峰補償標準
調峰輔助服務費用限價過高，導致電力系統(tǒng)整體運行經濟性下降。深度調峰是為了促進新能源出力消納，然而調峰輔助服務費用限價如果過高，則可能導致調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峰時，安徽的報價上限為800元/兆瓦；東北調峰市場，2021年將深度調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，調峰輔助服務費用規(guī)模龐大，占據輔助服務費用總規(guī)模的三分之二左右。市場限價應該經過一定的成本測算，算清經濟賬，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)存在通過調整分攤公式參數控制分攤費用，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)電量需經過三個系數(修正系數d、修正系數p、修正系數z)調整得到修正后的發(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（修正系數d、修正系數p）。其中，修正系數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)調峰支付費用達到上限后，調峰服務用費仍存在缺額時，缺額部分由調峰服務提供方在其獲得費用中削減?？梢钥吹?，深度調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。
調峰輔助服務費用分攤標準不一，并且存在向用戶側疏導的情況。目前，各個省份調峰輔助服務費用分攤情況各不相同且標準不一。湖北在調峰輔助服務市場中，將火電機組分攤費用依實際負荷率的不同引入分攤系數，分三檔“階梯式”加大分攤比重，而水電、新能源則僅需根據交易時段發(fā)電量占比進行分攤。個別地區(qū)迫于成本壓力，向用戶側分攤調峰輔助服務費用。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)向用戶側疏導輔助服務費用，調峰費用總規(guī)模缺乏規(guī)范，分攤標準不一。非現貨地區(qū)由于用戶已經在峰谷電價中承擔了調峰的成本，若再參與分攤調峰輔助服務費用，實則是為調峰二次付費，這是不合理的。
調峰市場的發(fā)展建議
調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)律和市場經濟規(guī)律下，讓調峰更好地服務我國高質量發(fā)展，給出以下四點建議。
推進電力現貨市場建設，利用現貨電價信號替代調峰服務
調峰交易本質上是計劃形式下的產物，在市場機制尚不完善階段，調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“調峰”，是未來市場進一步建設的方向。各地區(qū)應當根據自身實際情況，切實推進電力現貨市場、電力中長期市場、容量補償市場建設，以市場化的手段實現電力系統(tǒng)發(fā)用電平衡，有效替代調峰輔助服務。
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。準入標準的構建應該以結果為導向，只要可以實現調節(jié)的電源便不應拒絕其參與調峰市場，不因其電氣一、二次側的性能而多加限制。特別應放開新能源參與調峰市場，允許可再生能源以棄風、棄光、棄核方式參與調峰。用戶側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，根據提供的實際效果，通過一定測算，明確調峰邊際機組成本，并以此為基準，設定統(tǒng)一標準對各機組提供的調峰輔助服務進行定價，盡力實現“同質同價”。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。由于調峰實質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，也不得通過事后調整結算公式方式變相調整限價。
合理劃分調峰費用分攤范圍和比例，并減少對市場的干預
調峰費用的分攤主體需要進一步合理劃分。首先，用戶側不應該分攤調峰費用，也不應獲得調峰輔助服務的補償。開展現貨的地區(qū)應利用電能量市場的價格信號來實現調峰。在未開展現貨的地區(qū)，用戶側作為一個整體，用峰谷電價對用電進行調節(jié)，發(fā)電側作為一個整體，用調峰進行調節(jié)。用戶側的調峰在已經享受峰谷電價優(yōu)惠的前提下，不應再進行二次補償，更不能讓發(fā)電側分攤用戶側調峰的費用。另外，調峰費用不應按電源類型強制分攤，而應該“誰使用了調峰服務，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，該風電場對調峰有正向貢獻，便不應再因為自己的電源類型而分攤調峰費用。在各電源分攤比例方面，應該根據統(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，事后再干預市場結果。
調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有調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之坎坷。面向未來，調峰輔助服務市場也應不畏艱難，積極適應電力現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。
