1.2.2 調(diào)頻市場：電能量市場的重要補充
調(diào)頻輔助服務經(jīng)常因其名稱而讓人迷惑，但調(diào)頻輔助服務本質(zhì)上還是對電能量的調(diào)節(jié)。 調(diào)頻輔助服務理論上就是為了彌補調(diào)頻輔助服務是為了彌補電力市場和調(diào)峰輔助服務無法 解決的實時平衡問題，主要依靠自動控制技術來進行調(diào)整。 調(diào)頻已經(jīng)成為儲能的重要收入來源之一。各地陸續(xù)允許新型儲能參與調(diào)頻輔助服務市 場，而目前在多數(shù)地區(qū)，調(diào)頻輔助服務已經(jīng)成為儲能最重要的收益來源。對于調(diào)頻輔助補 償基準，華東和南方區(qū)域采用積分電量(即調(diào)頻容量乘以調(diào)用時間)，而華北和甘肅則采 用調(diào)頻里程(即調(diào)頻容量乘以調(diào)用次數(shù))。調(diào)頻補償?shù)挠嬎惴绞讲⒉恢匾?，重要的是看新型儲能參與調(diào)頻輔助服務相比于火電等傳統(tǒng)機組是否存在優(yōu)勢。華東、南方區(qū)域儲能與火 電相比，補償計算方式?jīng)]有任何區(qū)別。華北區(qū)域同等調(diào)頻里程情況下，儲能的補償費用僅 有火電的一半。而對于甘肅省，補償費用則高于火電。
備用輔助服務指為保證電力系統(tǒng)可靠供電，在調(diào)度需求指令下，并網(wǎng)主體通過預留調(diào) 節(jié)能力，并在規(guī)定的時間內(nèi)響應調(diào)度指令所提供的服務。備用分為旋轉備用和冷備用。 轉動慣量輔助服務是為了應對新能源穩(wěn)定性弱而引入的目的是加強電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的 的輔助服務，爬坡輔助服務是為了應對新能源或負荷劇烈變化而引入的輔助服務。這兩項 輔助服務目前開展的地區(qū)較少。 另外隨著各地缺電形勢加劇，各地新版“兩個細則”均對需求側響應和虛擬電廠參與 輔助服務獲取收益的方式進行了規(guī)定。其中南方區(qū)域的規(guī)定最為詳細，不僅規(guī)定了需求側 響應和虛擬電廠的準入門檻，還對調(diào)節(jié)能力、持續(xù)時間等進行了規(guī)定，補償費用為固定補 償。甘肅省對需求側響應和虛擬電廠的準入門檻最低，分別僅有 1MW 和 5MW，遠低于 南方區(qū)域，價格形成方式為市場報價，價格上限低于廣東，但另行規(guī)定了應急削峰和應急 填谷服務，補償標準接近廣東省。
華東區(qū)域和華北區(qū)域在“兩個細則”中對需求側響應和虛擬電廠均未做單獨規(guī)定，而 是將其直接納入到 APC(自動功率控制)輔助服務中。APC 輔助服務是 AGC(自動發(fā)電控 制)的延伸，AGC 一般僅針對發(fā)電廠，而 APC 則進一步涵蓋了儲能以及用戶側資源等，也 就是說在這些地區(qū)需求側響應和虛擬電廠是納入調(diào)頻輔助服務聯(lián)合補償，這也與調(diào)頻輔助 服務的原理有關，后面第 2 章可以看到歐洲的虛擬電廠基本都是納入調(diào)頻輔助服務。APC 與 AGC 類似，補償費用獲取主要與調(diào)節(jié)量和調(diào)節(jié)系數(shù)有關。
1.3 容量電價：抽蓄和氣電已實行容量電價 煤電容量電價仍 在探索
如果電能量市場可以充分反應成本，那么按理說對于煤電，即使未來利用小時數(shù)下降， 依然可以通過提高高峰時段電價(此時新能源無法提供電能，煤電擁有定價權)來彌補收 益，這是最為理想的情況。但實際情況，以上機制會面臨兩個問題：(1)難以預測未來電 價：對于長期的用電需求及新能源出力難以做出準確預測，火電企業(yè)難以精確預估電價趨 勢;(2)無法激勵冗余機組建設：電力系統(tǒng)作為公用事業(yè)屬性，保證供電安全是首要目的， 在極端情況(高溫導致用電負荷超出預期、外部因素導致部分機組非正常停機等)下應保 證有冗余機組提供電能，但只有電能量市場的情況下，投資方?jīng)]有意愿建設冗余機組。 那么此時部分國家便研究出臺了容量電價政策。電網(wǎng)預估未來全社會冗余容量需求， 并出臺容量補償(固定數(shù)額)或容量電價(市場競標)來支付給這部分機組保證其收益。 這部分電量不論后續(xù)是否需要調(diào)用，均需要支付給機組，相當于用戶側支付的“保險”。 需要注意的是：容量電價由用戶側支付這一點相當重要，因為根本上來說極端情況下容量 不足，對于發(fā)電企業(yè)來說并沒有實質(zhì)性損害。
在我國，目前名義上的容量電價主要包括抽水蓄能、天然氣發(fā)電以及山東省和云南省 的煤電。 抽水蓄能：我國截至目前共出臺了 2014 年 7 月《關于完善抽蓄電站價格形成機制有 關問題的通知》和 2021 年 4 月《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》兩份抽 水蓄能電價政策文件，均強調(diào)了抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價，其中容量電價主要體現(xiàn)抽蓄電 站保障電力系統(tǒng)安全的價值，彌補固定成本+合理收益;電量電價體現(xiàn)調(diào)峰填谷效益，彌補 抽發(fā)電損耗等變動成本，條款基本一致。政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由 電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定省級 電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮未來三年新投產(chǎn)抽水蓄能電站容量電費。容量電價機制按照 6.5% 準許收益率核定。
天然氣發(fā)電：天然氣發(fā)電響應速度快的優(yōu)點使其成為部分地區(qū)重要的頂峰電源和調(diào)峰 電源。這也導致天然氣發(fā)電利用小時數(shù)較低、電價較高。為了保證天然氣發(fā)電的合理收益， 各地對天然氣發(fā)電的電價都做出了特殊規(guī)定，大體可以分為兩種：(1)第一種以湖南、廣 東等地為代表，根據(jù)機型、利用小時數(shù)不同規(guī)定電價。比如湖南、廣東;(2)第二種以河 南以及江浙滬等地為代表，采用了容量電價+上網(wǎng)電價兩部制電價。
山東容量電價：山東省容量電價與山東省現(xiàn)貨市場推進有關，2020 年 6 月山東省發(fā)布 《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》，首次提出了容量補償。容量補償電價(當前 價格為 0.0991 元/度)直接附加在電價中，由市場化用戶承擔，并由機組能夠提供的可用 容量分攤。 云南容量電價：云南容量電價出臺時間為 2022 年 12 月的《云南省燃煤發(fā)電市場化改 革實施方案(試行)》，文件規(guī)定燃煤發(fā)電企業(yè)最大發(fā)電能力和最小發(fā)電能力之間的可調(diào) 節(jié)空間參與調(diào)節(jié)容量市場交易，交易價格為 220 元/千瓦·年±30%，買方為未自建或購買共 享儲能服務的新能源場站。 前文我們分析過容量電價本質(zhì)上是用電側為可靠用電購買的“保險”，目的是促進可 靠電源冗余投資以保證電力安全。從這個角度來看，云南容量電價全部由新能源場站來承 擔，且與新能源的電價相關，因此云南容量電價本質(zhì)上是一種“輔助服務”，與甘肅的調(diào) 峰容量市場相似，而山東省容量電價更多像給當?shù)鼗痣姍C組整體的電價補償，并未反應未 來容量的需求。從這個角度看，中國尚未有真正的煤電容量市場。
1.4 輸配電價：歷經(jīng)三輪監(jiān)管周期改革 電改道路已經(jīng)鋪平
1.4.1 輸配電價改革始于 03 年 15 年改革全面加速
我國輸配電價市場化改革正式提上議程是在 2003 年。2003 年《國務院辦公廳關于印 發(fā)電價改革方案的通知》中，首次提出輸配電價應輸配電價由政府價格主管部門按“合理 成本、合理盈利、依法計稅、公平負擔”原則制定，從此我國輸配電價開始正式向“成本+ 合理收益”的模式過渡。在此之前，我國電力市場是計劃電價模式，發(fā)電廠的上網(wǎng)電價和 用戶側銷售電價均由政府核定，電網(wǎng)公司收取的輸配電價實際上為其差額。這種模式最讓 人詬病的地方在于電網(wǎng)公司依靠其壟斷地位獲取了超額的收益，且這種定價機制過于死板， 對于引導用電和引導建設電源都有一定的負面影響。
輸配電價真正實現(xiàn)全面加速改革則是 2015 年。2015 年 3 月 15 日，《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》(中發(fā)【2015】9 號)下發(fā)，輸配電價改革全面 加速。2016 年 12 月 22 日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法(試行)》， 2017 年 12 月 29 日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法(試行)》《跨 省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法(試行)》和《關于制定地方電網(wǎng)和增量配電網(wǎng)配電價 格的指導意見》，對省級電網(wǎng)、區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)專項以及增量配電網(wǎng)價格進行了全面 細化，并規(guī)定了每三年作為一個監(jiān)管周期，首個監(jiān)管周期到 2019 年結束。 2020 年，隨著《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》、《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法》、《跨 省跨區(qū)專項工程輸電價格定價辦法》等規(guī)定正式發(fā)布，我國正式制定出臺了第二監(jiān)管周期 輸配電價，全面完善了定價規(guī)則，規(guī)范了定價程序，實現(xiàn)了嚴格按機制定價;首次實現(xiàn)了 對所有省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級理論輸 配電價，首次將“網(wǎng)對網(wǎng)”外送輸電價格納入省級電網(wǎng)核價。至此 2005 年《關于印發(fā)電價 改革實施辦法的通知》中制定的目標才基本完成。
輸配電價三個組成部分中，共用網(wǎng)絡輸配電價和專項服務價格統(tǒng)均采用“核定成本“+ “準許”收益的機制，其中受歷史沿革問題影響，我國輸配電價存在大額的交叉補貼，主 要是高電壓用戶向低電壓用戶補貼以及不同省份之間的交叉補貼等。根據(jù)《省級電網(wǎng)輸配 電價定價辦法》，省級電網(wǎng)實行“準許成本+合理收益”的定價模式，各電壓等級輸配電價 =該電壓等級總準許收入÷本電壓等級的輸配電量。我們可做如下簡要分析：(1)根據(jù) 2017-2020 年分電壓等級投資數(shù)據(jù)來看，電網(wǎng)單位容量投資額基本呈現(xiàn)電壓越低單位投資 額越高的特點。(2)而我國目前裝機以火電、水電等直接接入 220kV 及以上電網(wǎng)的大型 機組為主，電量隨電壓等級遞減。(3)高電壓等級電網(wǎng)建設利用率高，傳輸相同電量所需 的容量更少?；谝陨先c，低電壓等級電網(wǎng)輸配電價應顯著高于高電壓等級。 交叉補貼存在的問題：交叉補貼歷史較久，我們認為在我國優(yōu)先保證居民和農(nóng)業(yè)用電 的基本原則下，短期破除難度較大。但交叉補貼影響了實際供需關系，且隨著居民用電比 例提高矛盾會更加突出。
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