電力有償輔助服務劃分標準的再認識
2002年廠網分開以后，不僅發電企業與電網企業成為不同的經濟主體，發電企業也分屬不同的投資主體。市場主體多元化，要求電力系統原有的補償與考核機制也隨之變化。部分發電企業經常反映，與調用者關系的遠近決定了輔助服務提供數量的多寡和難度的高低。此外，傳統的輔助服務分配調用方式已經不同程度的在新形勢下凸顯出了新的問題：一方面是只有發電才能夠獲得收益，輔助服務作為商品的概念沒有得到普遍認可。由于發電企業提供輔助服務支出的額外成本無法得到補償，提供輔助服務的積極性普遍不高。另一方面是沒有市場主體認可的輔助服務分配標準。電力調度交易機構調用輔助服務“無規則可依”，無論調度工作人員如何秉持公心，都會受到市場主體的質疑。
為此，原國家電監會從2005年開始專題研究，并于2006年11月出臺了《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場[2006]43號，以下簡稱《辦法》）。以強制執行的規范性文件形式，要求在全國范圍內“明確輔助服務產生的額外成本應得到補償”。原國家電監會按照“可計量、可監管、可交易”的三階段開展工作，在我國電力工業史上第一次量化的給出了輔助服務的標準概念，費用設定在發電企業內部循環（即由承擔輔助服務量不足的發電機組支付費用給承擔輔助輔助量超過平均水平的機組），電力調度機構按照單項輔助服務性能的排序，由高到低基于系統運行需要調用。至本輪改革前，輔助服務補償機制在全國范圍內基本建成，主要完成了“三步走”中的第一步“可計量”。
為何這套經濟機制被稱為“補償機制”而非市場機制呢？這是因為輔助服務市場最后享用輔助服務的是全體用戶1，應當用戶付費，但是補償機制采用的是生產者付費（發電企業分攤），不向用戶轉移；另外一個原因是，輔助服務定價不考慮機會成本2，只是近似補償機組由于提供輔助服務的成本3。當時參與制度建立的主要發電企業戲稱第一個原因為“大餅卷手指頭4”機制，后一個原因被稱為“互相安慰”機制，這兩個原因相互有邏輯關系，因為是發電企業“自己吃自己”，自然“嘴不要張的太大”。
有償電力輔助服務起始點的由來
有償輔助服務的規定也來自于《辦法》。《辦法》第六、第七條中規定，基本輔助服務是指為了保障電力系統安全穩定運行，保證電能質量，發電機組必須提供的輔助服務。包括一次調頻、基本調峰、基本無功調節等。基本輔助服務不進行補償。有償輔助服務是指并網發電廠在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，包括自動發電控制（AGC）、有償調峰、備用、有償無功調節、黑啟動等。有償輔助服務應予以補償。依據什么將輔助服務分成有償和無償呢？
有償和無償的概念還要從《辦法》的制定過程說起。《辦法》及其實施細則（即各區域輔助服務實施細則）是由兩大電網公司、央屬五大發電集團共同參與制定的，制定的背景就是要服從于當時全國推行的標桿電價制度，因此產生了“成本加成”這個概念。這并不難理解，因為標桿電價的核心思想就是通過對某一區域較為先進機組5用成本加成的辦法進行區域上網電量定價，輔助服務由于本身從屬于電能量的定價機制，所以出現了輔助服務合理成本這個概念并不意外。由于《辦法》基本精神是“發電企業出錢、補償標準低于成本”，且主要適用于水電和火電6，所以一方面，對于全部水電、火電機組由于旋轉慣量產生的機組特性7——一次調頻定義為基本輔助服務不予補償，對于當時尚未全部機組8具備的AGC能力，則視為有償輔助服務，同理，需要加裝設備才能夠提供的黑啟動服務也界定為有償輔助服務。另一方面，根據輔助服務產生額外成本的多少，要求調峰、無功達到一定的起止線才開始進行補償，甚至水電、火電不僅起止線不同，同樣調節深度獲得的收益也不同（基于水電、火電提供該項輔助服務的成本不同）。
以煤電機組調峰服務的有償標準確定過程為例，當時主要電力企業認為對于煤耗增加不多、不用投油（投入等離子槍）助燃的部分，可視為無償調峰服務，需要大幅增加煤耗、投油（投等離子槍）視為有償服務。當然，有償調峰具體數值設定難于直接通過測算確定9。調度管理較為精細的華北電網公司，曾經委托華北電力大學現代電力研究院對網內600臺機組中的典型機組進行過調節成本測算，并且考慮到華北地區為保證系統安全，長期要求火電機組具備50%調節能力（強制）。因此，《辦法》和各區域實施細則的起草組認為50%強制能力能保證安全性“心里有數”（無責任風險），并且從華北電網公司課題測算來看華北地區燃煤機組調節至出力50%度電成本增加在5%左右，所以華北區域的有償調峰起始線就從50%開始10。由于華北區域兩個細則是全國各區域兩個細則的“藍本”，全國各區域的有償輔助服務都從50%或60%開始。
有償輔助服務的定價機制應當與時俱進
輔助服務的補償機制已經運行了12年，并且還在作為各電力輔助服務市場的基礎機制，行業內對于輔助服務的起始“門檻”認識越來越深刻，特別是隨著電源結構的大規模改變，輔助服務有償標準的成本加成思想需要進行調整。
一是由于電源結構的改變，有償輔助服務的種類應盡快研究調整。近年來，風電、光伏發電、核電在電力系統中占比越來越高，對于作為水電、火電機組固有特性而列為無償輔助服務的品種應當作出調整，畢竟市場化就是要區分個體的權責，對于“人無我有”并且電力系統需要的輔助服務品種應當作為有償輔助服務。同時，考慮到間歇性電源的需要，快速爬坡等服務應當列為輔助服務的品種之一，并且作為有償輔助服務獲得收益。
二是堅持市場主體公平原則，按照各類型機組平均水平確定有償服務起點。市場化應當所有主體一視同仁，對于本質是提供調節能力的服務，應當起始點放在各類型機組中最小的調節點，顯然由于網內存在靠天吃飯的機組類型（調節能力為0），則起始點應當放置于調節機組額定功率處、非調節機組自然功率處（適應一次能源的即時功率）。當然這個說法也可換另一個角度看，在沒有現貨市場的前提下，每臺機組都有承擔“用戶”側負荷曲線調節的義務（出力曲線形狀=負荷側用電曲線形狀），起始點應當是全體用戶的曲線疊加。如果沒有提供與全體用戶曲線形狀相同出力的能力，則應視為購買輔助服務。
三是對于同一輔助服務產品不再按照補償額外成本定價,真正按照供需決定價格。不論由水電提供、由火電提供，還是由其他電源種類提供，對電力系統來說同一種輔助服務、同樣數量的輔助服務作用都是相同的，不應再分別限價。特別是要允許非調節機組根據調峰“市場價格”采用棄掉部分一次能源方式參與系統調峰，并獲得相同收益。否則如某一輔助服務市場一樣，出現了用1000元/兆瓦時的價格換取650元/兆瓦時的可再生能源現象，實際上是電力資源的經濟性劣化配置。
此外，要重視有償輔助服務與電力直接交易的配合。本輪市場化改革，提出“三放開、一獨立、三加強”的要求，實質上部分交易品種（包括試點的輔助服務“市場”機制）出現了與電能量交易推動方向不合拍之處，費用來源不合理之處也頗多。
一是直接交易模式下發電企業面對的不再是同一個“用戶群”。雙邊直接交易開展后，發電與用戶之間多對多交易，發電企業出售電量的同時對應出售功率調節能力，不同負荷特性的用戶需要的調節服務不同（對應用戶不需要調峰機組無費用分攤義務），發電企業由于電量結構11不同，其交易電量部分應承擔對應用戶的調節責任。例如，有色金屬行業負荷穩定，發電企業通常會給予一個較低的價格，相應發電企業只應承擔與之交易有色金屬用戶需要的調整義務，而不應無償承擔與其他發電企業一致的費用分攤標準。
二是發電機組單邊承擔輔助服務費用與雙邊直接交易的大趨勢不符。俗話說“羊毛出在羊身上”，不論輔助服務的成本如何、費用高低，在市場化的背景下應當由電力用戶承擔輔助服務費用。但是，目前機制下仍然維持發電企業承擔全部輔助服務費用是不合適的。部分地區不斷加大發電企業承擔輔助服務的力度，甚至部分用戶提供可中斷負荷也需要向發電企業收取費用，這種做法沒有將輔助服務的壓力傳導到用戶，仍然維持用戶側享受輔助服務的“大鍋飯”，造成用戶不考慮自身用電習慣對電力系統的“友好程度”，甚至可能鼓勵用戶濫用輔助服務。
電力經濟從來討論的問題都是適應電力系統技術需要的經濟問題。競價不能簡單等同于市場，所有的市場設計最后都要能夠通過實踐的檢驗和理論的分析。應急性的政策無可厚非，可以以短暫的不公平換取市場機制建設的時間和空間，但是不可將應急手段當成可邏輯自洽的制度性設計，其負面作用將難以承受。管中窺豹，討論電力輔助服務的有償門檻，就是推動應急措施向機制轉換的契機。
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