■■辅助服务市场

是电力系统转型发展关键

截至2022年底，我国可再生能源装机达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%，为我国可持续绿色发展以及电力系统低碳转型做出了巨大贡献。但是可再生能源具有随机性、波动性以及不可控性，其大规模发展会对电力系统的安全稳定运行产生革命性影响，导致电力系统产生系统性事故的风险加大。这就需要电力系统辅助服务的全面支撑，保障电力系统安全经济低碳发展。

(相关资料图)

电力系统辅助服务包括调频、备用、爬坡速率、转动惯量等，煤电作为稳定可控电源，是承担电力系统辅助服务的主要力量。但是由于电力市场机制还有待完善，煤电还不能完全依靠提供辅助服务维持生存，导致煤电和可再生能源因争抢发电电量存在一定利益冲突。其实，煤电和可再生能源是互生互助的关系，煤炭资源的不可再生性和高碳排放是煤电发展面临的极大挑战，需要可再生能源大规模发展进行破局，而可再生能源大规模发展也需要煤电提供辅助服务支撑才能顺利实现，双方共同可持续发展才是保证电力系统低碳转型的必然选择。

煤电的可持续发展在于由以前的常规主力电源向系统调节性电源转型,这就需要进行电力市场价格机制的重构。其中，起到关键作用的就是电力辅助服务市场机制建设，让煤电通过承担电力系统辅助服务获取利益，从而推动其自愿进行转型发展。

我国电力辅助服务市场从2006年开始建设，目前已经实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务市场规则体系已基本形成。2022年，通过辅助服务市场化机制，全国共挖掘全系统调节能力超过9000万千瓦，年均促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时，煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约320亿元，有效激发了煤电企业转型发展的积极性。未来，还需进一步加大辅助服务补偿收益力度，促进煤电更大规模转型发展。

■■合理的分摊机制

是辅助服务市场可持续发展基石

随着全国辅助服务市场的建设以及煤电企业辅助服务补偿收益力度的不断提升，辅助服务补偿收益的来源问题也日益得到重视。2006年辅助服务市场建设初期，辅助服务补偿主要由发电侧的火电厂和水电厂承担，基本在火电系统内部进行循环，这时候可再生能源还没有大规模发展，电力系统对辅助服务的需求还较小，因此，市场运行还不存在较大问题。但随着可再生能源不断接入电力系统，对电力系统辅助服务的压力不断提升，辅助服务补偿继续只在火电系统内部进行循环变得日益不可持续。2009年，华东区域率先将风电厂和核电厂纳入辅助服务补偿来源，随后各个区域都将风电厂、核电厂以及后续快速发展的光伏电站纳入辅助服务补偿来源，提升了辅助服务市场运行的可持续性。但是由于辅助服务补偿仍然只在省内承担，随着可再生能源跨区跨省的大规模发展，辅助服务补偿跨区跨省分摊就提上议事日程。2014年6月国家能源局综合司发布《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》，规定与电能消纳地发电厂不同调度关系的送电发电厂，参与受端电网的辅助服务成本分摊，从而开启了辅助服务补偿省间分摊模式，提升了辅助服务补偿收益规模。随着辅助服务市场的不断扩大，单纯由发电侧承担辅助服务补偿也日益无法持续，2022年3月南方能监局发布《南方区域电力辅助服务管理实施细则》，率先规定辅助服务成本由发电侧并网主体与市场化用户按50%的比例各自承担，最终实现了辅助服务补偿不仅来源于省间外送电源，也来源于当地电力用户的多元化格局，真正实现了辅助服务补偿的可持续性和可循环性，为提升煤电转型发展水平，保障电力系统低碳发展打下坚实基础。

我国有6个区域电网，不同区域电网关于辅助服务成本省间分摊的机制既有相同之处，也有不同之处。首先是分摊主体，东北、西北等区域属于电力供大于求区域，分摊主体主要为发电侧，还没有将用户侧涵盖进来，南方、华东等区域则属于电力供不应求区域，分摊主体已将用户侧涵盖了进来。其次是分摊比例，目前所有区域都采用按照电量分摊的方式，只是针对不同主体在不同时期会有电量折算系数，比如，东北区域针对供热期和非供热期可再生能源电量系数就分别设置为2和1，即在供热期可再生能源需要承担更多的辅助服务成本。最后是分摊支付限额。目前多数区域电网都取消了辅助服务成本分摊支付限额，但还有的区域电网仍然有相关规定，如东北区域电网规定可再生能源支付价格不能超过火电标杆电价的40%或者60%，西北区域电网规定当火电由于承担辅助服务成本导致结算金额为负值，且超出上一年度月平均结算电费收益的8%时，则不再承担辅助服务成本。

■■多角度发力

改进辅助服务分摊机制

辅助服务成本不光在省内进行分摊，同时进一步扩展到在省间进行分摊，保障了辅助服务资金的来源，促进了煤电提供辅助服务的积极性，有力提升了煤电转型发展水平。但辅助服务分摊机制仍存在一些问题需要改进。一是在跨省的辅助服务成本分摊规定中，有些区域会限制电厂的支付上限，而有些区域则没有限制电厂的支付上限。如若不设置支付上限，则可能因为市场中辅助服务价格太高导致电厂需要支付高额的辅助服务费用，从而增加电厂成本，最终可能导致电厂减少发电量，从而整个电网上网电量减少并进一步导致社会缺电。而如果设置了支付上限，则可能会减少电厂提供辅助服务的积极性，也就无法降低煤炭的使用，无法实现电力系统低碳转型。二是在南方区域和华东区域，辅助服务成本分摊由发电侧并网主体和市场化电力用户共同承担。而在当前试行阶段，各省区都暂定的分摊比例各为50%，但是同比例分摊成本是否合理还需要进一步商榷，50%的比例是否能够实现效率最大化，是否能使得双方的利益最大化都是需要思考的问题。三是跨区的辅助服务成本分摊问题还没有明确规定，各省区间的电价水平差异较大，用户电价承受能力差异也较大，区域内各省区电力市场开放程度不同，准入标准不一。一方面，市场主体对于扩大交易范围的诉求进一步增强，跨区的交易将不可避免；另一方面，各省区为维护自身利益，限制本省区市场主体在更大范围内参与市场交易。区间壁垒的核心是区间利益分配问题，进一步改善成本分摊机制是解决区间壁垒问题的重要方向。

为改进辅助服务分摊机制，建议未来在以下几个方面进一步加大改革力度：一是取消辅助服务成本分摊支付限制。以跨省辅助服务市场建设为重点，激励辅助服务能力强的省份为辅助服务困难省份提供服务的积极性。但是由于有些区域考虑到发电侧辅助服务成本支付的可承受性，相应设定支付上限，其并不符合辅助服务市场化目标，应该逐渐取消辅助服务成本分摊支付上限，通过市场化手段推动辅助服务成本合理分摊，同时对辅助服务市场价格进行监管，避免辅助服务市场力过度出现，将辅助服务市场控制在合理范围之内。同时，除了煤电以外，也应允许独立储能、需求侧资源等新型资源参与辅助服务市场竞价，加大辅助服务市场竞争力度。二是合理确定用户与发电侧辅助服务成本分摊比例。当前，只有部分区域在试行市场化用户与发电侧并网主体共同分摊辅助服务成本，但基本都设定为各支付50%。在未来的市场化建设过程中，需要将用户与发电侧共同分摊推广至全国，同时利用先行试点区域的经验，将分摊比例进行改进，不同区域可以根据自身的情况设定不同的分摊比例，以实现分摊比例的合理性，促进分摊效益的最大化。三是完善发电侧辅助服务成本分摊体系。根据不同电源特点依据“谁受益，谁承担”的原则确定其辅助服务成本分摊比例，针对不同特性电源详细分析其对辅助服务成本的影响，从而合理确定在辅助服务成本省间分摊中相应的调整系数。四是深入研究两部制成本分摊方式，通过合理调整固定分摊和电量分摊比例确定不同省份以及不同区域之间合理的辅助服务成本分摊体系，利用利益机制推动辅助服务市场在更大范围和更大区域内进行配置，实现辅助服务成本分摊在更大规模实现优化。

（胡军峰供职于华北电力大学；黄少中供职于中国能源研究会碳中和产业合作中心；王轩供职于睿博能源智库）

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