发电侧出钱又出力，电力辅助服务市场谁买单？

文章来源:中国能源报赵紫原2020-06-04 14:32

两会期间，全国政协委员、中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪建议：“加快建立辅助服务市场和容量补偿机制，按照‘谁受益、谁承担’的原则，给予提供调频、备用等辅助服务的煤电机组合理补偿，化解沉没成本，促进煤电产业可持续发展。”

电力辅助服务市场，即电力市场中引导各类型机组，在合适的时间提供合适数量的辅助服务，并获得合理的经济激励。据了解，我国电力辅助服务市场的交易品种主要包括调频、调峰、备用、黑启动等，火电和水电机组为辅助服务提供方，也是辅助服务成本的分摊主体。

业内人士认为，就目前补偿机制而言，辅助服务市场陷入了发电侧“零和游戏”中，既要出钱还得出力，长期为电力系统安全稳定运行无偿承担成本的补偿机制亟需纠偏。

发电侧承担辅助服务成本

2015年“9号文”颁发后，电力辅助服务开始市场化探索。截至目前，电力辅助服务市场机制已在华中、东北、华北、华东、西北等地启动，电力辅助服务市场“味道”渐浓的同时，市场主体逐渐扩围。

某不愿具名的业内人士告诉记者：“2011年，华北地区引入储能技术参与辅助服务补偿机制，形成了我国特有的‘电化学储能联合调频模式’，该模式在京津唐地区和山西得到广泛应用。本轮电改启动后，极大促进了储能在电力辅助服务中的应用。同时，需求侧也正参与到电力辅助服务队伍中。”

据国家能源局统计，截至2018年底，全国（除西藏外）参与电力辅助服务补偿费用共147.62亿元。这些钱由谁提供？国家能源局数据显示，其中，发电机组合计分摊118.95亿元，占比为80.58%。

据了解，我国大多数地区对发电企业应承担的辅助服务进行了规定：负荷率50%以上的发电调节服务为基本服务，不给予另外补偿；机组出力在50%以下，则需另外补偿，各省的辅助服务补偿标准有所不同。

上述业内人士告诉记者：“也就是说，发电机组提供了应有强度的辅助服务为基本义务，提供高于自身强度的辅助服务可获得补偿，提供低于自身强度的服务则需缴费，这是目前的辅助服务市场的分摊机制。”

补偿模式和力度均不合理

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为，当前补偿机制并不合理，随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有补偿模式和力度不能满足系统需要。

补偿模式方面，多位受访专家均表示，从根本上说，辅助服务作为一种公共产品，所有系统主体均是受益者，不应只是发电侧分摊成本。

袁家海表示：“辅助服务补偿机制推行最初，是为了解决发电企业之间提供辅助服务的公平性问题，暂由发电企业承担。然而这种做法没有明确上网电价中是否考虑辅助服务成本，只把没有参与辅助服务的机组视为少做功的机组，这是不合理的。”

随着上网电价逐步放开，实际交易中，发用双方协商形成的电价仅针对电能量价格进行博弈，辅助服务费用并未包含其中。同时，我国总体辅助服务价格占比相对国外市场化国家偏低。

补偿力度方面，华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏告诉记者：“目前，主动参与辅助服务的发电机组奖励不足，被动参与的生存得不到保障。辅助服务市场表面是解决系统的实时平衡，背后则是机制如何保障系统主动具备实时平衡的能力。市场机制不够合理，要么让辅助服务提供商亏损，要么退出提供服务，最终受影响的将是整个电力系统。”

换言之，按照“谁受益、谁承担”的原则，辅助服务市场成本由发电侧提供本就不合理，但目前发电企业“既要出钱、还得出力”，也未能获得合理补偿，沦为沉没成本。

亟待建立合理补偿机制

有业内人士表示，煤电大面积亏损的核心原因，是煤电为可再生能源接入系统带来的高成本“买了单”，无偿承担了大量成本，辅助服务则为其中一部分，当下亟需建立合理的辅助服务补偿机制。

吴俊宏表示，用户是造成电力系统负荷峰谷差的根本原因，也是电力系统安全运行最大的受益对象。“发电侧方面，应进一步提升能有效提供辅助服务电源的激励机制；用户侧而言，应通过奖惩机制激励用户参与到辅助服务市场，从根本减少系统对辅助服务的需求压力。”

袁家海认为，现货市场可使原有的辅助服务市场更有效率。“通过发电商之间的竞争优化、用户侧储能和需求响应的加入以及辅助服务产品的价值重新定义评估，可以促进电力系统内各种资源的高效利用，从而降低电力系统整体的成本，这样不仅提供辅助服务能力强的运营商可以获得更多利益，包含辅助服务成本的输配电价也会降低，三方互利。”

“结合新一轮电改的情况来看，辅助服务的主体范围要重新定义，原有的补偿机制和用户侧机制都不适用新的发展需要。当下，应逐步建立按效果付费的补偿机制，建立储能广泛参与各类辅助服务的合理化补偿机制，根本上说，建立向用户传导的辅助服务市场的长效机制。”上述业内人士表示。