会议要点

1. 电力辅助服务市场的价格机制变革

新政策的起草背景包含三层：双碳目标下推进电力系统绿色低碳转型的需要；为稳定煤电企业的经营而出台的一系列支撑政策；进一步规范辅助服务市场，维持市场秩序，和促进系统经济运行。

2023年上半年，全国电力辅助服务费用约278亿元，占网电费的1.9%，调峰补偿、调频补偿和备用补偿的比例分别为60%、20%和16.2%。

新政策从市场限价、现货市场、非现货市场等角度进行调整，明确了价格机制，使之更加合理，更有利于市场的稳定运行。

2. 解读电力辅助服务市场新规调整

新规规定辅助服务成本回收仅作为发电机组提供服务的方式，并避免包含电能量市场的成本或费用。所提供的服务多少，将决定服务费用支付。电能量产生多少，将根据电能量市场的价格进行结算。这一理念与美国的辅助服务设计理念类似。

新规明确了新能源消纳成本不应高于发电价值，并调整了调峰辅助服务价格上限，不应高于当地平价新能源项目的上网电价。这将规范辅助服务的成本，并可能在未来大幅降低系统运行费用。

新规将采用基于里程的单一价格机制，以服务为补偿标准，对于服务进行定价，而不是对电量进行补偿。对于性能参数，新规界定了三个主要性能参数：调节速率，调节精度和时间，并以当地性能最优的煤电机组设计参数进行折算。

3. 价格机制与市场参与

新规中明确了基于容量和时间的备用辅助服务价格机制，备用的价值不应包含电能量的费用，这并非原来省部分省份，如华东，的处理方式。各省需要调整备用与电能量价格机制，并在规定时间内明确辅助服务价格机制和水平。

明确了备用价格上限，不超过电能量市场的价格上限。基于这一规则，发电企业会更多地参与发电，从而获得更高的利益，同时满足备用的宽度和深度。因此应鼓励更多的发电主体参与电能市场。

新规中规定了辅助服务成本分摊标准。对于在现货市场内的用户和未参与电能市场交易的上网电量，应共同分担费用。为了优化费用分摊和政策执行，对辅助服务的市场监测和监督将加强。

4. 电力辅助服务市场变革

短期看，辅助服务费用的规模将进行一个进一步的缩小，主要有两个原因：一是部分地区辅助服务费用的上限降低，如东北地区的调峰价格将可能下降60%，由之前的1元/千瓦时降低到0.4元/千瓦时；二是辅助服务不再包含正能量这个费用的部分，将能减少费用的规模。短期内，调峰的费用会大幅降低，对系统运行的负担有所减轻。

由于新能源的装机比例上升，虽然政策改变会带来费用规模的大幅下降，但随着系统的调节需求的增大，费用规模也将逐步上涨，形成先降后涨的趋势。

政策制定中考虑到东北的核电辅助费用将显著降低，如东北的浑源核电站每年分摊的辅助费用将因调峰费用的降低而大幅度降低。这的确可能影响东北核电的价值判断，但在其他地区或能源类型如煤电风光的定义可能有所差异。

5. 电力辅助服务费用结构解析及前景展望

通过本次讨论，可以看出超过当地风光电上网电价的辅助费占比中，东北地区会较高，原因主要在于该区的负荷比较低，风光比较高，调峰需求相对比较紧张。而西北地区看起来情况相对较好。

对于分摊原则，目前助服务向用户做分摊的费用规模非常少，但预计部分现货试点地区会有试点的分摊，例如山东、甘肃和山西。大部分费用将从用户侧获取，但实际分摊费用规模属于雷声大雨点小的状态。

针对新调峰费用机制对短中长期影响进行展望：火电（特别是东北地区）预计会有费用大幅降低，风光可能会有所变动取决于系统运行情况，水电可能会小幅下降，核电（特别是东北地区）预计下降明显。在未来，火电机组的灵活性改造将是大势所趋，将逐步转向一个调节性资源。

6. 费用、能力与调频深度探析

在短期的辅助服务费大幅下降情况下，对火电流动性改造的积极性并无明显压制。因为无论现货市场还是非现货市场，都存在调整需要和改造需求。在非现货市场中，虽然调峰标准会有所降低，但对于部分地区无大影响。

关于全国的对现货市场的推进，预计近年会加快推进速度。各省份如果有能力、有诉求，并且有相应配套人员，只要报备后就可以自行推动现货市场的发展。既定的电力现货市场规则系统已基本成形。

对于容量电价和备用辅助服务费用的关系，前者主要补偿的是企业的发电能力，是一种保证系统长期充裕的机制。而后者主要保证系统短时系统运行安全的充裕，系统发电容量的短时充裕。这两者体现出的是不同的电力保障机制，分别对应长期和短期系统充裕性的需要。

Q&A

Q：政策变化对辅助服务费用影响的判断是怎样的？

A：短期来看，辅助服务费用的规模将有所减小，这主要受两方面影响：一是地区性辅助服务费用的上限降低，例如在东北地区，由于调峰需求大且调峰价格偏高，辅助费用甚至超过全国的30%；而目前的政策将导致调峰费用标准变化，可能将从一块钱降到0.4元钱，如果需求不变，费用规模将降60%。二是，辅助服务不再包含正能量费用，可以减少总费用。因此，未来系统运行的负担或将降低。但从远期来看，随着新能源装机比例的上升以及系统调节需求增大，辅助服务费用还是会逐步上涨，呈先降后涨的趋势。

Q：那对于具体的电力类型，比如核电的影响呢？

A：对于各种电力的影响会有所不同。对于核电，尤其是东北地区的核电，其实影响非常明确。如东北地区的核电站每年分摊的辅助服务费用非常高，这部分费用主要是调峰的费用，受调峰费用价格下降的影响，也将大幅降低。至于煤电，根据各地政策区别也会有所不同，其他类型的电源如风光的变化则有待观察。

Q：新的调控市场与现货市场的融合会对现货市场的价格产生什么样的影响？

A：实际的现货市场价格放开程度因政策而异，不好断定。通常情况下，现货市场的限价会鉴于电力对全社会经济的重要性适当控制在一定的范围内。目前市场的限价在1.5元，期望上涨的空间不会到三块或者3.5块这种水平。

Q：这样的限价政策会影响到调峰主体的积极性吗？

A：即使调峰市场取消，调峰能力仍然需要保留，而且要不断提高。这是因为通过价格差进行套利是常见的行为逻辑，这会激发发电机组保留和提升其调节性能。总的来说，在未来，煤电机组融入现货市场并适应这一趋势将是必然的。

Q：新的政策提出新能源项目的消纳成本不高于发电价值，是否会带动新能源的消纳率增加？

A：新政策确实可能会促使新能源的消纳率增加。因为既然我们已经明确了新能源消纳成本不高于发电价值这一原则，肯定会对新能源消纳产生影响。而最可能的方向是通过市场和价格信号，以经济最优来引导新能源的消纳，而不再是以政策性指标来推动。

Q：超过当地风光电上网电价的辅助费，辅助服务费用占比有多少？

A：这个问题主要影响的区域是东北和西北。东北区的问题较为严重，具体表现在调峰价格于风光上网电价之间的差异较大。整体这个问题产生的原因主要是系统供需的问题。如果供需紧张，并且新能源多，就会产生此类问题。对于东北来讲因为其负荷比较低，风光比较高，并且由于煤电机组的供热约束，导致整体的调峰需求会比较紧张，调峰资源也会比较紧张。

Q：现货市场不连续运行，用户和未参与电能量市场的新能源无法分摊这个费用，这个分摊的两点原则和现状有何差异？

A：目前我们向辅助服务用户做分摊的费用规模实际上非常少，仅有几个现货试点地区试点分摊，甘肃、山东和山西做了部分分摊。而且这个费用更多的是由用户侧需求响应产生，因此费用基本上都是从用户侧来的。不过，实际上向用户做分摊的费用规模非常小，主要的费用还是在系统内分摊。

Q：具体来讲，现在的分摊费用规模具体是多少？

A：去年上半年的分摊费用规模是在几百亿左右，基本上都是在系统内分摊。主要的分摊来源是发电侧，尤其是风光电，其在上半年一项就有170亿左右。

Q：对于新规下辅助权限的定价，东北地区的定价具体是如何计算的？

A：东北地区的调峰费用上限是一块钱，因为系统的调峰需求比较稀缺，其价格通常是接近这个上限。因此我们通常将其认为按照一块钱定价。

Q：短期内全国辅助服务费会降低，这对火电、风光、水电、核电的影响是什么？对此你有怎样的展望？

A：这个问题与各地政策和费用分摊政策关系较大，所以很难明确地说对火电或者风光的收益是降低还是提高。但如果逐个进行解答的话：-火电：过去两年，火电获取的补偿大约在二百亿左右，根据新的规定，这部分费用将会大幅度降低，特别是东北地区的火电。原则上只从调峰这个角度，火电的收入是会降低的。但需要注意的是，未来怎么进行政策的衔接将会是个大问题。在突然降低辅助服务的收入预期的情况下，可能对火电机组产生一定的不公平，就是所谓的沉没成本问题。-风光：总体来说，风光的费用分摊问题难以说清楚。因为一方面，有可能总的辅助服务费用下降，另一方面我需求又在增加。毕竟，我们看到的是费用大幅上涨的态势，比如2022年全年费用达到360亿，而2023年上半年就已达到278亿，占到去年总费用的70%多。-水电：水电单位可能会看到辅助服务费用小幅下降，原因同样是我们的总的辅助服务费用在下降。-核电：特别是东北的核电清晰得多，在费用总盘子下降的情况下，核电分摊的费用原则应该会下降。比如红岩河，它的服务费用分摊可能每年可以分摊到东北辅助服务市场20%多的费用，如果辅助费用总规模下降，它分摊的费用也会大幅下降。

Q：火电的灵活性改造和需求响应将会有什么影响吗？

A：需求响应目前来说比较难以参与，主要是作为消峰填谷的使用，它与辅助服务并不完全是一回事。需求响应未来的需求会增大，因为系统运行中需要调节性的资源进行灵活的调节，灵活的反馈。对于火电灵活性改造来说，这是大势所趋。因为整体上看，我们需要火电机动性改造。未来，我们的煤电机组利用小时数在30年之后将大幅下降，将必须转向调节性资源。如果没有调节能力，那么在这个系统里面就不合适了。所以火电灵活性改造仍然是大势所趋。

Q：短期辅助服务费的大幅下降，是否会对火电流动性改造的短期积极性产生压制？

A：我认为不会。在现货市场和非现货市场中，都有对调整和改造的需求。火电机组希望通过现货市场的高价来增加利润，需求存在。而对于非现货市场，即使目前部分地区的调峰标准会有降低，也还是存在调节需求。在我们的规划中，火电现货市场的推动力度会逐渐增加，未来几年会推进的非常快。各省只要有能力，有诉求，有相关的配套人员，只要报备，就可以自行推进现货市场。

Q：通过对煤电的煤电容量电价机制回收价值和目前辅助服务市场中的备用辅助服务费用，这两者有什么关系？

A：容量电价主要是为了补偿长期的发电能力，即发电机组需要全年保持发电能力，这是保证系统长期充裕的机制。备用辅助服务费主要是保证短时系统运行安全和充足的发电容量。容量电价是保证全年都有发电能力，但在电能量市场中不能有任何的持留，所有的容量都必须参与市场报价。备用辅助服务则体现系统在调频时的发电能力，主要包括一次调频（毫秒级到秒级），二次调频（10分钟到30分钟）以及三次调频（十分钟以上）。我们也会明确哪些机组进行了补偿，以便于有能力调用它。