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华能集团营销部 韩志辉 华北电力大学 王鹏
近年来，我国电力行业尤其是清洁能源发展迅猛，电源结构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。当前，我国电力供应能力总体充足，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题日益突出。新的电力运行环境使电力辅助服务的重要性显得尤为重要。
中发〔2015〕9号文件对加快建立辅助服务分担共享新机制提出了明确要求。《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管〔2017〕67号）进一步明晰了电力辅助服务补偿（市场）机制工作的总体思路、基本原则、主要目标和主要任务，成为辅助服务近期工作的纲领文件和重要指引。
技术准备、人员储备、认识提升是迎接挑战的重要因素。面对日益复杂的市场环境和日益激烈的市场竞争，参与电力辅助服务，是企业深挖潜能、提升经营效益的必然选择。发电企业必须尽快统一思想、转变观念，充分认识到参与辅助服务的必要性，务实着手相关体系建设，加快战略部署。
营销决策模型
企业的价值是创造绩效和财富。发电企业面对辅助服务市场如何有效决策，需要理论支撑。借鉴魏朱商业模式，我们推荐的适于电厂参与辅助服务的营销决策模型（如图1）。
业务系统
业务系统涉及辅助服务市场机制剖析与细分市场选择两个方面的内容。
辅助服务市场机制方面，关键是进行技术性分析和政策稳定性分析。技术性分析主要是就规则中涉及的交易品种、市场主体、竞价模式、价格出清模式、结算方式等予以明确。政策稳定性分析主要是结合当地的社会生态，判断市场规则的关键条款是否存在较短时间和较大幅度变化的“随意性”。比如，2017年底山西省有关部门将山西电储能调频市场的服务申报价格下调为5~10元/兆瓦，而此前为15元/兆瓦，对企业盈利水平影响巨大。
在细分市场分析方面，企业要通过本省份近中期的供需形势分析，以及政府年度计划电量放开的进度，权衡年度电量计划、电量交易市场和辅助服务市场三者中，自身的主要收益来源。经验和分析均表明，市场开放程度较低、采取“三公”调度模式下，企业参与市场的压力小；当电力供需应对紧张、发电企业平均利用小时较高时，辅助服务边际贡献往往小于发电的边际贡献，企业并不重视辅助服务市场，毕竟辅助服务费用占比相对较低。除此之外，即使在市场环境下，一些机组如果在电网中的地位比较特殊（比如电压支撑点），可替代性不足时，参与辅助服务的动力也不足。
同时，在辅助服务市场内部，当存在多种交易品种时，还存在交易品种的选择问题。
关键资源能力
就辅助服务而言，关键资源能力就是要分析自身所能够提供的基本、无偿的辅助服务能力和增值、有偿的辅助服务能力，分析提升服务能力的可能“技术路线”。
对于是否需要进行设备改造、采购等手段提升辅助服务能力，需要结合自身的机组特性，“量体裁衣”地明确可以采取的措施，如燃煤机组中纯凝机组与热电联产特性不同，提供辅助服务的潜力不同，寄望提供相同的辅助服务改造的难度自然不同。
不同的技术路线，其技术成熟度不同。比如，火电企业参与调频辅助服务，常见的是与储能联合参与。但不同的储能技术成熟度差别很大。
当然，不同的技术路线，对应的投资和运行成本也不相同。比如，核电机组参与调峰，需要采用数组灰棒进行负荷跟踪以改变反应堆功率的“灰棒控制模式”（通常称之为G控制模式），涉及到安全成本，即为了保证实现一定的安全水平而支付的费用。
盈利模式
盈利模式分析关键是要超越自身的辅助服务性能的分析，分析全网对辅助服务的需求，以及各机组加总的辅助服务供给能力。比如风电、光伏发电占比高的省份，调峰的需求更旺盛；连续平稳生产的工业企业占比高的省份，系统的调频需求就相对小。
按照波特竞争理论，企业在竞争中涉及到五种竞争力：既有竞争者力、新加入者的威胁力、客户的议价能力、供货商的议价能力及替代品的威胁力。
如果辅助服务市场供不应求，辅助服务的价格自然较高，企业利润较大，但同时其他企业为提升辅助服务能力进行相关技改的冲动就会更强烈。因此，企业的投资能否回收，既涉及自身的成本控制，也需要分析市场的进入壁垒和退出壁垒，了解竞争对手的相关动态，做到知己知彼。
考虑上述环境因素后，开展的盈亏平衡分析和风险评估，将更加科学理性。
现金流结构
基于各发电企业竞争的态势变化，使得企业参与辅助服务投资的风险一直存在，于是第三方投资的合同能源管理（Energy Performance Contracting，简称EPC，国内简称EMC）等商业模式营运而生。
EMC投资方式允许发电企业使用未来的辅助服务收益为机组进行设备改造，降低目前的运行成本，提高能源的利用效率。辅助服务EMC模式对企业的现金流结构有较大影响，一是于发电企业自身不需要较大规模的设备引进或者改造资金，二是收益和风险对等，根据与服务公司约定分成比例，发电企业的持续性收益与自己投资相比，减少较多。
提升调峰辅助服务关键资源能力的案例
由于现阶段我国电力辅助服务市场中对调峰的需求较大，目前正式批复并发布规则的多个试点地区，比如东北、福建、新疆、宁夏、甘肃、华东，电力辅助服务市场建设均从调峰市场起步。由于调峰的主要提供方为火电机组，我国纯凝机组在实际运行中的调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%，要参与深度调峰一般都需要进行灵活性改造，以提高自身的关键资源把握能力。
电厂制定实施灵活性改造技术路线时，要根据企业自身特点，合理确定改造目标和技术方案，保障机组安全稳定运行。同时还要站在整体营销运行机制考虑，一要瞄准业务系统涉及的相关调峰辅助服务市场规则，理性又不过度地响应国家政策导向；二要考虑未来电力市场变化，考虑同行业竞争对手进入市场的可能性，做好盈利模式分析，控制投资规模，控制投资风险，高效解决实际需求，确保现金流结构稳健。
不同区域的市场规则和业务系统，对关键资源能力提升的支持力度不同。比如，国家能源局东北监管局印发《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》，鼓励火电机组进行灵活性改造，提升调峰能力。其中第八十四条“鼓励技改”指出，火电机组进行重大技术改造参与调峰的，同等条件下优先调用其参与调峰。国家发展改革委、国家能源局发布《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号）指出，优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。
不同的关键资源能力提升手段，直接影响企业关于盈利模式的选择。比如，在几种热电解耦技术方案中，最成熟的是热水罐储热供热、电锅炉供热技术，这两种技术热经济性较好，但改造成本相对较高，占地面积也较大；其次是汽轮机旁路技术，改造成本低，但热经济性较差；切除低压缸供热技术改造成本最低，热经济性也最好，但应用业绩相对较少，安全性还有待验证，是未来的研究热点之一。
政策建议
面对已然到来的辅助服务市场，发电企业要提前谋划布局，从单一发电供应商和向综合能源服务商转变，统筹兼顾发电、供热和辅助服务的关系，论证比选不同技术路线的经济效益，因地制宜、因时制宜，制定参与辅助服务市场的营销策略，实现发电企业转型创新发展。辅助服务的政策主导权在地方政府，主要在各地能源监管部门，为此发电企业应主动、积极地向有关部门反映诉求，争取政策红利：
（1）落实“9号文件”精神，切实建立用户和电网参与的电力辅助服务市场机制。尽快结束电力辅助服务“发电侧封闭运行，资金源于电厂、用于电厂”的局面，在辅助服务的需求侧，按照“谁受益、谁承担”的原则，将发电侧提供的辅助服务成本有效传导至用户侧，引导用户合理用电，缩小电网峰谷差，提高系统运行效率。在辅助服务的供给侧，按照“谁调峰、谁受益”的原则，进一步明确电网企业在电力辅助服务中的应有责任，合理确定备用等辅助服务需求和外购电曲线特性，控制辅助服务总费用规模，通过市场发现价格，建立并完善调峰机组激励机制。
（2）精心论证辅助服务市场规则，稳定市场预期。合理确定辅助服务管理范围，避免简单按省域范围实施辅助服务、人为增加辅助服务调用难度的做法。对于辅助服务规则中的核心参数，应科学测算、精心论证，在征求多方意见的基础上，谨慎调整，避免政策“拉抽屉”；调整应设置期限，稳定市场预期，降低市场主体投资风险。作为辅助服务市场规则的政策配套，进一步细化年度发电量计划按月、日的实施细则，为已经实施灵活性改造的机组参与调峰辅助服务留出实施空间，加强对自备电厂参与辅助服务的监管。随着电力市场化改革不断深化和完善，适时开展容量市场建设，进一步完善辅助服务市场。
（3）加强辅助服务信息披露监管。进一步完善信息披露相关规定，明确各类辅助服务品种相关信息披露的内容、周期；要求电网企业建立健全辅助服务市场技术支持系统，严格按照规定记录和公示所辖并网发电厂辅助服务交易、调用、计算和结算等情况。加强辅助服务市场治理和监管，促进电力市场公平、健康、有序发展。
（4）重视发电企业关切，稳步推动电力辅助服务市场化。受近两年上游煤炭供给侧结构性改革影响，煤炭价格高位运行，发电企业经营困难。既有的辅助服务补偿机制的补偿标准，应根据成本变化相机调整。政府在推动电量交易市场和辅助服务市场时，应循序渐进，为发电企业供给侧结构性优化留出时间。
◆链接
2018年全国电力辅助服务补偿费用共147.62亿元
5月6日，国家能源局对2018年电力辅助服务有关数据和情况进行汇总分析，2018年，全国电力辅助服务补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。
2018年，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家，装机容量共13.25亿千瓦，补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。补偿费用最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.17%，华中区域占比最低，为0.23%。
从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额52.34亿元，占总补偿费用的35.46%；调频（西北区域调频为AGC（自动发电控制）加一次调频，其他区域调频为AGC）补偿费用总额41.66亿元，占比28.22%；备用补偿费用总额42.86亿元，占比29.03%；调压补偿费用10.33亿元，占比7.00%；其他补偿费用0.43亿元，占比0.29%。
分项电力辅助服务补偿费中，调峰、调频和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中，东北、西北区域调峰补偿力度最大，西北、华北区域调频补偿力度最大，西北、南方区域备用补偿力度最大。总体来看，西北区域整体电力辅助服务补偿力度最大。
电力辅助服务补偿费主要还是来自发电机组分摊费用，合计118.95亿元，占比为80.58%。此外，跨省区（网外）辅助服务补偿分摊费用合计0.83亿元，新机差额资金1.01亿元，考核等其他费用25.04亿元，无分摊减免费用。其中，火电机组电力辅助服务补偿分摊费用分别为134.70亿元、76.25亿元，居各类型机组之首。其次为水电机组，分别为10.04亿元、10.90亿元。
各区域电力辅助服务分项补偿费用比例构成差异性较大，华北、华东地区调频费用占比较高，分别为65%、38%，东北地区调峰费用占比97%，西北、华中、南方地区备用费用占比较高，分别为50%、36%、68%。各区域电力辅助服务补偿费用主要来源于发电机组分摊费用，在其他费用来源上略有差异。华东区域的一部分费用来自网外跨区水电分摊落地省份的电力辅助服务费用；东北区域全年没有新机并网，无新机差额款项。另外，各区域调峰、调频交易结果纳入补偿分摊统计。
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