1.1.2 現(xiàn)貨市場：提出較為前瞻 推進速度逐漸加快
現(xiàn)貨市場試點早于雙碳戰(zhàn)略提出，具備高度前瞻性。2017 年 9 月國家發(fā)改委發(fā)布《關 于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》，提出“加快探索建立電力現(xiàn)貨交易機制，改 變計劃調(diào)度方式，發(fā)現(xiàn)電力商品價格，形成市場化的電力電量平衡機制，逐步構(gòu)建中長期交易與現(xiàn)貨交易相結(jié)合的電力市場體系，充分發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用”。 現(xiàn)貨市場建設啟動試點早于雙碳戰(zhàn)略，政策極具前瞻性以及連續(xù)性，是被市場忽視的新一 輪電改重大信號。 現(xiàn)貨市場首批試點省份為南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四 川、甘肅等 8 個省份，要求 2018 年底前啟動試運行。但實際情況卻不甚理想，2018 年底 僅有 3 個省份啟動試運行，其余 5 個省份到 2019 年 6 月底之前陸續(xù)啟動試運行，比原計 劃延遲約半年。 2020 年雙碳目標提出后，現(xiàn)貨市場開啟加速。2021 年國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步 做好電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》，再將上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等 6 省市為第二批電力現(xiàn)貨試點，要求 2022 年 6 月底前啟動試運行。整體來看第二批電力現(xiàn) 貨推行阻力小于第一批，除上海外其余省份基本按期啟動試運行，上海也于 2022 年 7 月 22 日啟動了試運行。
優(yōu)先購用電、中長期市場和現(xiàn)貨市場組成了我國當前電力交易的最主要組成部分。電 力交易主要相關方包括電網(wǎng)、調(diào)度、電力用戶、發(fā)電企業(yè)、交易中心、售電公司等。其中 電力用戶直接或通過售電公司與發(fā)電企業(yè)在電力交易中心中交易，電網(wǎng)調(diào)度根據(jù)電網(wǎng)和機 組實際運行狀態(tài)等給出交易中心約束條件，最終形成的交易結(jié)果成為電網(wǎng)調(diào)度的依據(jù)。電 網(wǎng)原則上不參與電力交易，只根據(jù)交易電量按規(guī)定收取輸配電費。但我國當前電力交易還 不夠成熟，有相當規(guī)模的用戶通過電網(wǎng)進行代理購電，因此電網(wǎng)當前還擔任一部分售電公 司職責。以上便構(gòu)成我國當前電能量交易最基本的組成部分。 但是電網(wǎng)代購電只是作為到全面市場化交易的過渡。2022 年 5 月，湖南出臺國內(nèi)首個 電網(wǎng)代購電退出時間表，10 千伏以上存量大工業(yè)、一般工商業(yè)分別在 2023 年 1 月 1 日和 2023 年 5 月 1 日前直接進行市場交易，否則代購電價格將上漲 50%。這意味著電網(wǎng)代購 電機制最終將退出歷史舞臺。
1.2 輔助服務市場：種類逐漸豐富 費用逐漸向用戶側(cè)傳導
輔助服務彌補電力交易不足，對保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行有重大意義。通過前面對于電 能量市場交易的機制以及實際情況來看，即使是實時現(xiàn)貨市場，也會在 T-15min 刻完成， 而理論上直到實際用電那一刻前，都無法保證發(fā)電和用電需求不會發(fā)生變化，實際發(fā)電量 可能大于或小于用電量，而由于電力供需平衡對實時性要求極高，再進行電力交易去彌補 缺口已經(jīng)不可能，因此還需要電網(wǎng)通過其他更快速的手段完成最終的平衡，在我國主要通 過輔助服務的調(diào)峰、調(diào)頻、備用、轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機、穩(wěn)定切負荷等完成，以上 輔助服務本質(zhì)都是對電能量的實時控制。 而自動電壓控制、調(diào)相、無功調(diào)節(jié)本質(zhì)上是無功平衡，本文著重分析有功輔助服務。 黑啟動是一種比較特殊的輔助服務，主要在電力系統(tǒng)大規(guī)模故障后啟用，本文也不做分析。
1.2.1 調(diào)峰市場：短期有進一步擴大趨勢
調(diào)峰輔助服務是我國當前占比最高同時也是相比其他國家最特殊的輔助服務類型。從 國家能源局公布的數(shù)據(jù)來看，調(diào)峰輔助服務的規(guī)模及占比快速上升。調(diào)峰輔助服務即根據(jù) 電力系統(tǒng)實際負荷的需要，根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度指令調(diào)低部分機組的出力，同時對其給予一定的 補償而帶來的輔助服務。調(diào)峰輔助服務的功能與電能量市場類似，是適合非市場化情況下 的一種輔助服務機制。
短期來看調(diào)峰輔助服務規(guī)模有進一步擴大的趨勢，各地均在出臺輔助服務細則，增加 調(diào)峰輔助服務的補償力度。目前各地輔助服務政策基本都會把火電調(diào)峰分為有償調(diào)峰和無 償調(diào)峰，火電出力高于一定范圍后的調(diào)峰屬于無償部分，不會獲得補償，低于一定范圍后 才會相應獲取補償。從各地新政策來看，除華北地區(qū)以 70%為界外，其余地區(qū)均在 50%左 右。 有償調(diào)峰補償費用除甘肅采用容量補償外，其余均為積分電量補償，以廣東為例，實 際出力低于 50%才能獲取調(diào)峰補償，則 50%額定出力減去實際出力曲線在深度調(diào)峰時間段 內(nèi)的積分即為可獲取補償?shù)碾娏?，并且根?jù)火電機組實際調(diào)峰深度劃分不同的檔次，實際 出力越低，每度電獲取的補償越高。
至于調(diào)峰補償費用，南方(以廣東為例)補償費用最高，30%~40%之間補償費用為 792 元/MWh，0%~30%之間補償費用則高達 1188 元/MWh，且為固定補償，遠高于其 他區(qū)域。華北地區(qū)則低于 70%就可以獲得補償，補償起點較高。甘肅對于調(diào)峰補償檔位更 多，且調(diào)峰深度越深補償力度越大，鼓勵更為激進的靈活性改造手段。 甘肅省最大亮點是調(diào)峰輔助服務由電量交易轉(zhuǎn)為調(diào)峰容量市場。上一版甘肅省《甘肅 省電力輔助服務市場運營暫行規(guī)則》(簡稱《暫行規(guī)定》)以及國內(nèi)其他地方深度調(diào)峰輔 助服務多以電量交易為主。比如上一版甘肅省《暫行規(guī)則》在火電廠負荷率 40%至 50%之 間時報價上限為 200 元/MWh(最高檔負荷率 0%到 20%之間上限為 800 元/MWh)，電 量交易一大問題在于調(diào)峰時長具有較大不確定性。本版《暫行規(guī)則》則直接改為調(diào)峰容量 時長，且容量需求由電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)確定，并按月報價和交易，這意味著調(diào)峰容量需求只與 本月調(diào)峰容量需求最大的一天相關，而其他天數(shù)無論實際調(diào)用時長如何，都可以享受同樣 補貼，如 40%至 50%負荷率，供熱季補償上限為 300 元/MW·日(與實際調(diào)用時長無關)。 此外本版《暫行規(guī)則》大幅提高了不同檔次之間深度調(diào)峰補償差距，非供熱季最高檔與最 低檔可獲取的補償差距達到 18 倍(供熱季為 12 倍)。上述規(guī)則對于火電靈活性改造的積 極性有較大正向影響：(1)調(diào)峰容量交易大大提高了火電廠深度調(diào)峰規(guī)模和收益的確定性; (2)深度調(diào)峰獲取的補償更高，鼓勵更激進的靈活性改造方案。
為了促進新型儲能的發(fā)展，各地也逐漸將儲能納入調(diào)峰市場。但各地對儲能參與調(diào)峰 輔助服務的細則還是有比較明顯的不同。不同于火電，儲能調(diào)峰在不同出力水平時運行成 本、調(diào)節(jié)能力等均沒有明顯區(qū)別，因此對于儲能參與調(diào)峰各地一般是統(tǒng)一的補償標準。從 調(diào)峰補償力度來看，南方區(qū)域補償力度最大，廣東省充電電量補償高達 792 元/MWh，相 比之下華東區(qū)域僅 160 元/MWh。甘肅省采用與火電調(diào)峰補償類似的容量補償方式，但補 償上限僅 0~300 元/MW·日，僅與供熱期火電第一檔相當，但甘肅省新型儲能調(diào)峰具有最 高優(yōu)先級，而在南方區(qū)域新型儲能優(yōu)先級則低于抽水蓄能。
但長期來看，《電力現(xiàn)貨市場運行規(guī)則》(征求意見稿)提出探索電能量市場與調(diào)頻、 備用等輔助服務聯(lián)合出清，并加快輔助服務成本向用戶側(cè)合理疏導。部分地區(qū)已經(jīng)明確在 電力現(xiàn)貨市場開啟時不啟動調(diào)峰輔助服務市場，因此隨著電能量市場逐漸完善，調(diào)峰輔助 服務最終會退出歷史舞臺。
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