随着我国电力市场的逐渐推进，辅助服务引起了较多的关注。关于辅助服务的交易方式、补偿方式、成本的分摊等，也有些不同的观点，引起了一些争议。其中目前争议最多的就是调峰辅助服务：调峰服务算不算辅助服务？调峰服务市场应该如何设计？调峰辅助服务成本应该如何分摊（可再生能源是否需要承担调峰成本？应该按实际发电量分摊还是按“超额”发电量分摊）？本文从产品交易的一些基本原理出发对这些问题进行一些分析。

一、调峰服务算不算辅助服务

辅助服务并没有统一的定义。简单的说，辅助服务是为保证电安全、经济地从发电传送到用户，由发电、电网或需求侧资源提供的一些服务，如调频、调压、黑启动等，不同地区、不同市场对辅助服务有不同的定义。辅助服务中的“辅助”是针对基本的能量服务而言的，因此什么服务算辅助服务，与电力市场中基本的能量服务的定义及相关的权利、义务的规定有关。

对于调峰服务来说，算不算辅助服务？要看基本的能量服务中含不含调节的要求。

在以美国PJM为代表的全电量竞价现货市场中，发电企业在日前申报相关数据进行报价，ISO通过安全约束机组组合和安全约束经济调度等形成发电计划。这个发电计划中已经含有机组开停机、发电曲线等信息，发电企业按照能量市场的规定获得相关收益。不同发电企业的负荷率可能不一样，有些高一些，有些低一些，但不需要额外对负荷率低的发电进行补偿。但这并不意味着不同负荷率水平的发电机组获得的收益相同。

不同负荷率水平的发电机组的收益是通过不同时间能量市场实时电价的变化来反映、调整的：系统负荷较小的谷时段，电价可能较低（甚至可以为负），而在系统负荷较大的峰时段，电价可能很高，因此调节能力强的机组可以通过在谷时段少发电而在峰时段多发电获得较高的平均电价，调节能力较差的机组如果无法在谷时段减小出力，就要接受较低的电价。这样，通过实时电价的变化，自然引导了发电企业主动参与调峰，而这个调峰就反映在了基本的能量市场出清中，因此不需要一个额外的“调峰”市场。

我国大多数地区尚未建立以分时电价为基础的现货市场，中长期市场中交易的实际是一个较长时间内（大多数地区是月）的电量。也就是说，发电机组在中长期市场中得到的是在一定的时间内发一定数量（千瓦时，兆瓦时）电的合同。但这个电并不是可以随意发，发电企业有义务遵循相关的入网协议、辅助服务管理等规定，如很多地方的辅助服务管理两个细则。

在我国大多数地区的电厂入网协议和辅助服务管理细则中，一般都对发电企业应该承担的辅助服务进行了规定，并区分了“基本辅助服务”和“有偿辅助服务”。基本辅助服务是发电机组接入电网应该无偿提供的服务，不另外进行补偿，而发电机组提供的有偿辅助服务是发电机组提供的基本辅助服务之外的其他的辅助服务。

对调峰服务，我国大多数地区根据发电机组的负荷率水平来规定其基本调峰服务。比如，规定负荷率50%以上的发电调节服务是基本的，不给予另外的补偿，而如果机组的出力在50%以下，则需要另外补偿。

举个例子，如果某30兆瓦的发电机组A在中长期市场中获得了4月份的1000万千瓦时的发电合同，相关的责任义务如下：

调度机构：有义务保证发电企业A在4月份发出1000万千瓦时的电，在机组出力大于15兆瓦水平上可以随便调度。如果在某个时间要求机组A出力水平低于15兆瓦，需要额外付费。

发电机组A：有权利在４月份发出1000万千瓦时的电，但需要遵循调度的调度指令。在出力水平低于15兆瓦时，有权利获得一定的调峰补偿。

在这种情况下，发电机组A提供的出力低于15兆瓦的调峰服务即为深度调峰服务，可以认为是其提供的在发电这个基本服务之外的一种辅助服务，即深度调峰辅助服务。深度调峰辅助服务的价格可以通过不同的方式形成，我们在后面再详细讨论。

注意，在讨论调峰服务的时候，有些专家/文件的含义是包含向上调节、向下调节的完整的调峰服务；而有些专家/文件中的调峰的含义实际仅仅是向下调节，而且对电厂而言仅限于“深度调峰”，即出力低于某个出力水平情况下的向下调节的服务。在我国，大多数省份的调峰辅助服务，实际上指的是深度调峰。本文中，如不另外声明，后面的“调峰”均指深度调峰。

二、调峰辅助服务交易的“产品”和需求量

要进行一个市场的分析、设计，首先要明确市场交易的对象，即产品是什么。

调峰辅助服务市场中，交易的产品是“功率调节”或者更准确的说是“下调”这个服务。在一些情况下，比如负荷非常小的情况下，在现有的服务（所有机组出力都高于50%）下，系统无法安全、稳定运行，需要一些机组出力降低出力到50%以下（通过某些用户增加用电也可以解决，这里为了简化分析仅考虑电厂调节的方式）。

市场中对“下调”这个产品的需求量是多少呢？取决于当前的系统状态。在所有机组都在50%的出力水平上，还需要下调多少才能满足系统安全运行的需要？对某个确定的时刻，这个量应该可以计算出来，是一个确定功率值。比如，某系统在某个时段的负荷水平为2000兆瓦，总发电容量为6000兆瓦，则需要调节量1000兆瓦（6000/2-2000）。发电容量中，有30台100兆瓦机组，100台30兆瓦机组。

三、卖方市场的设计

调峰辅助服务是由一个集中的机构——电网调度——负责组织的一个市场，调度对调频服务的提供者来说可以认为是单一购买者，而对调频服务的需求者来说又可以认为是单一销售者。所以，调峰辅助服务市场的设计可以分开为两个部分：卖方（供给方）市场的设计和买方（需求方）市场的设计。

（一）基准状态的确定

基准状态就是，发电机组在什么状态下算义务调峰，什么状态下需要额外的补偿？基准状态的确定与基本（义务）调峰服务的定义有关。我国大多数地区对基准状态的确定都是按负荷率进行的，比如出力在50%以上的调峰认为是义务调峰，出力低于50%需要额外补偿。京津冀地区采用了另外一种方式，即按峰谷差率进行判断：发电机组的峰谷差率小于系统的总体负荷峰谷差率，认为是基本的服务，不另外补偿；发电机组的峰谷差率大于系统的总体负荷峰谷差率，认为是额外的调峰服务，得到另外的补偿。

本文主要对第一种方式进行分析，即根据负荷率水平确定基准状态。因此调峰市场的设计需要确定一个基准负荷率，发电机组出力低于这个负荷率时可以得到额外的补偿，补偿的价格由市场决定。基准负荷率的设定需要考虑以下两个大的问题：是否应该对所有的机组设定相同的基准负荷率？基准负荷率应该设定在什么水平？

1.不同机组的基准负荷率

发电机组出力高于基准负荷率时，其调节是义务的、免费的。所以，是否对不同机组设定相同的基准负荷率，主要是一个公平的问题。需要各地根据系统的结构、历史上各类机组的电价和调节要求等确定。比如，在东北的调峰辅助服务市场中，在供热期和非供热期，对纯凝火电机组和热电机组采用了相反的基准负荷率，就是从公平的角度进行的设计。

2.基准负荷率水平

目前，大多数地区的调峰辅助服务市场设计中，将基准负荷率水平定在50%左右。这一方面是考虑与之前的辅助服务两个细则的衔接，另一方面是考虑机组一般在出力在50%以下时成本会增高较多。

山东的调峰辅助服务市场设计中，将基准负荷率设定在70%。而福建将燃煤火电机组定为60%，核电机组定为75%。这种提高的基准实际上会提高市场的效率。

因为大多数火电机组的效率在较大的出力范围内是随出力的增加（负荷率的提高）而降低的。在目前仅仅有下调市场的情况下，在基准负荷率以上的调度大多数是按照等比例等公平原则调度的，而在基准负荷率以下按照调峰的报价进行调度。因此，系统相当于仅进行了单向的优化，即仅在基准负荷率以下进行了优化。提高基准负荷率的水平，可以提高发电调度优化的空间。

（二）调峰服务的购买

对卖方市场，需要考虑的是，购买的是什么服务？这里考虑两种选项：负荷率、功率。

1.负荷率。市场的申报、出清、结算都是按照负荷率来进行的。这是目前我国大多数调峰市场的设计。发电机组申报的是，在基准负荷率以下的不同的负荷率出力水平上，需要得到的补偿。市场出清时，将不同机组相同负荷率水平的报价叠加，得到每个负荷率水平上的总报价，最终市场出清得到一个负荷率水平和市场出清价格。最终中标的、入围提供调峰服务的机组，负荷率水平是相同的（或在同一个等级）。

2.功率。目前尚未看到这种设计。这种设计下，和常规的能量市场报价、出清没有太多的区别，每台机组申报在基准负荷率下降低不同的出力需要得到的补偿，市场出清的是每个发电机组具体“下调”的量以及一个统一的价格。这种方式下，最终中标的、入围提供调峰服务的机组，负荷率可能是不同的。比如，调节能力大、调节成本低的机组，负荷率水平可能比调节能力小、调节成本高的机组的负荷率更低。

3.两种方式的比较。可以证明，在按下调的功率进行交易的方式下，最终可以实现不同机组调峰的边际成本相等，从而实现系统调峰成本的最小。按负荷率进行报价的情况下，无法实现系统调峰成本的最小。

四、买方市场的设计

买方市场设计中，首先需要考虑的是，谁是调峰辅助服务的买方？谁需要为调峰辅助服务付费？这与整体系统、市场的权利、责任、义务等的界定有关。

在本轮电力体制改革前，厂、网分开，电网公司从用户按政府核定的目录电价收费，向电厂按政府核定的上网电价支付。政府核定每个电厂年度的发电计划。这种情况下，由于用户是按照政府核定的固定的目录电价缴纳电费，而这个目录电价中已经包含了电厂、电网的所有费用，包括基本的发电费用，以及进行各种辅助服务的费用。因此，发电企业提供的辅助服务，包括基本辅助服务之外的需要补偿的辅助服务，都不应该由负荷承担。

这种模式下，所有发电企业有义务负责系统的平衡和稳定。辅助服务市场的设计，主要是解决不同发电机组承担的、提供的辅助服务的数量和质量不一样的问题。这也是为什么目前我国大多数地区的辅助服务由发电侧承担的原因。

电力市场改革后的情况比较复杂，成本应该如何分摊并没有绝对的最优方案，具体的选择取决于系统的具体情况。

1.调峰成本由用户承担。最简单的是按邮票法，按用户的用电量比例分摊调峰成本。

2.调峰成本仍然由所有发电机组承担。这又有两种情况。

1）所有发电机组按各自总发电量的比例分摊调峰成本。这种情况下，如果所有发电机组都参与了分摊，而且所有发电机组都进入了中长期电量市场，则这种方法与将调峰成本分摊给用户是一样的，因为发电机组如果需要承担额外的调峰成本，其在能量市场中的报价就会提高（或者说降价幅度减小），所以最终调峰成本还是由用户承担。当然，如果有部分电厂未进入中长期市场、市场对电厂的报价有最高限价、有部分电厂未参与调峰成本的分摊，这些情况都会造成最终的结果和直接分摊给用户方案的一些差别。

2）按照某种修正方法修正后的发电量分摊调峰成本。也就是说，分摊调峰成本不是依据发电机组总的发电量，而是基于调整后的某种发电量。比如，很多市场中按所在时段机组出力超过基准负荷率对应的发电量的值进行分摊。对可再生能源机组，一些市场还考虑往年的发电情况（是否完成保障性发电计划）。这种方法存在的一种问题是，需要分摊调峰成本的电量减小，相应的单价会升高。一般会设定最高价格，并规定分摊的价格超过一定值时的处理方法。

3）两种方法的比较。不同方法的区别体现在对相关责任、权利、义务的考虑不同。第一种方法，认为电厂具有出力水平高于基准负荷率的权利，此外没有其他的义务。对于机组在基准负荷率以上的不同的出力、负荷率水平不进行区分和补偿。调峰是由负荷曲线的峰谷差过大造成的，应该由负荷承担。在目前无法另外向用户收费的情况下，调峰成本由所有机组按照发电量的比例分摊，如上所述，相当于按邮票法分摊给了用户。

第二种方法，则认为电厂除了具有出力水平高于基准负荷率的权利，不同的机组具有在相同或相似的负荷率上发电的权利。也就是说，不能让某台（某些）机组的出力水平高，而另外一台（一些）机组的出力水平低。因此，如果机组的实际出力水平不同，则需要承担不同的调峰成本。对可再生能源机组的调峰成本的分摊方式，主要也是考虑其具有的权利。一般认为其具有按照政府核定的保障性发电量发电的权利，如果上一年发电不足，则本年度减少其需要承担的调峰成本。

五、总结

本文从市场设计基本理论的角度对我国目前的调峰辅助服务市场的产品设计、交易方式、定价方式、成本分摊方式等进行了讨论。市场设计的一个基础，或者说首要的内容是明确各方的权利、义务和责任。这不仅仅是技术问题，更多的是政策问题，影响到不同市场主体的利益的分配问题，需要在政府等相关机构的协调下通过协商、讨论等确定。在相关权利、义务和责任明确的情况下，对不同市场设计方面评判的依据就是效率。市场效率的一个基本原则是边际原则，即使得所有生产者的边际成本相同，等于消费者的边际效益。对我国目前阶段的调峰辅助服务，有以下结论或建议。

1）深度调峰服务是在缺乏分时的现货市场的情况下的一种特殊的辅助服务。

2）基准负荷率的选取一方面是要考虑对不同机组的公平，另外一方面要尽量增加优化调度的可优化空间。从增加优化空间的角度，可以适当提高基准负荷率水平。

3）从提高市场效率的角度，可以将调峰的报价从按“负荷率”报价转为按下调功率报价，以便实现更优的调峰调度，降低调峰成本。

4）调峰成本不同的分摊方法各有其优缺点。在间歇性可再生能源比例增加，调节需求增大的情况下，根据发电机组不同的负荷率承担不同的调峰成本是一种可行的思路，但可能存在分摊价格高、波动大等问题。

5）大多数省份已经开始了中长期电力交易市场，部分省份开始了现货市场的建设。需要尽快在用户侧电价中增加辅助服务相关的项目，以便逐渐理顺相关交易和价格机制。