电力辅助服务诸多短板待修补（电力观察）

　　电力辅助服务市场近期消息不断：华中电力辅助服务市场明确电储能设施以独立市场主体身份参与调峰，电储能和电力用户等参与的西北电力辅助服务市场体系全面形成，华北地区将充电桩纳入电力调峰辅助服务市场并正式结算，山东电力现货市场中建立调频辅助服务市场……

　　与上述“动作”形成鲜明对比的是，辅助服务市场目前问题凸显：参与其中的煤电、水电企业因“出钱又出力”叫苦不迭、新入局的新能源企业面对高额分摊费用入不敷出、储能企业受困于盈利模式无法发力、辅助服务品种和定价方式已不适应电力现货市场的发展需要……

　　发电侧、储能侧暴露问题

　　我国现行辅助服务补偿机制于2010年相继在全国落地。2013年，竞价确定调峰承担主体在东北率先试水。2015年电改“9号文”印发后，“东北模式”竞价方式被定义为辅助服务市场的主要内容。

　　长期以来，辅助调峰被视为发电企业的应尽义务。国家能源局2019年发布的《关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》（以下简称《通报》）显示，截至2019年上半年，发电机组合计分摊金额占比87.71%。

　　某火电企业人士表示：“制度建立初期，发电企业称其为‘大饼卷手指头’的机制，因为不是按劳分配，而是发电企业‘自己吃自己’，所以‘嘴不要张得太大’。”

　　上述《通报》还显示，2019年火电机组合计分摊最多，为62.65亿元，风电次之，为26.72亿元；火电获得补偿费用120.62亿元，风电仅0.78亿元。换言之，火电从电力辅助服务中获利57.97亿元，风电亏损25.94亿元。“入不敷出”成为受访新能源企业，尤其是西北、东北新能源企业的共识。

　　此外，本可在辅助服务市场中 “大展身手”的储能，也遇到了阻碍。“如何进入市场不明确，进入后投资收益难保证，商业模式成为痛点。”一位储能企业负责人直言。

　　补偿机制滞后于电力市场发展

　　有业内人士认为，新一轮电改开启后，短期内虽未影响辅助服务补偿机制正常执行，但其原有补偿机制的基础发生了很大变化，已不适用于目前电力市场的发展。

　　“当时建立辅助服务补偿机制是为了确保厂网分开后，多元化主体提供辅助服务的公平性，且当时工业用电蓬勃发展，不稳定电源比例很小，辅助服务的量也很小。但实际上，辅助服务成本并未在发电侧电价核定过程中存在过，只笼统认为是全口径成本。”上述人士表示。

　　该人士还补充道：“目前，发用双方协商形成的电价仅针对电能量价格进行博弈，均未考虑辅助服务费用。同时，现行辅助服务补偿机制中，除南方部分地区，其他地区均未考虑容量备用辅助服务，而这恰恰应当是火电企业在水电、‘风光’富集地区‘活下去、活得好’的合理收益。” 

　　此外，华北电力大学经济管理学院教授袁家海指出，电力辅助服务产品定价交易机制也不健全。“我国辅助服务市场产品报价一般采用卖方单向报价、集中竞争、统一价格出清的交易方式，服务产品分开报价、交易，辅助服务市场独立于电能量市场，但服务产品的定价和调度应与电能量市场一起进行。如果不与现货市场联动，辅助服务产品的价值就无从发现。”

　　服务品种和定价方式将生变

　　据了解，电力现货市场条件下，辅助服务品种和定价方式将发生变化。《通报》显示，截至2019年上半年，电力调峰补偿费占总补偿费的38.44%，新疆、甘肃、山东、福建等近20个省区的调峰市场已投入运行。

　　袁家海认为，调峰辅助服务不应属于辅助服务。“我国的调峰辅助服务，是缺乏现货市场情况下一种特殊的辅助服务。在国外电力市场中，辅助服务机制的主要品种为调频和备用。在美国PJM现货市场中，系统负荷较小的谷时段，电价可能较低，在系统负荷较大的峰时段，电价可能很高。实时电价变化自然引导了发电企业主动参与调峰，也反映在基本的能量市场出清中，因此不需一个额外的调峰产品。”

　　以美国PJM市场为蓝本的浙江电力现货市场，于2019年明确，不再保留调峰品种，原来机组参与调峰的价值将通过现货电能量市场的竞争体现。调频和备用在实时市场中与电能量市场联合优化出清。

　　对发电侧而言，市场行情也发生了变化。“直接交易模式下发电企业面对的不再是一个用户，双边直接交易开展后，发电与用户之间多对多交易，发电企业出售电量的同时也应出售功率调节能力。发电机组单边承担辅助服务义务也不合理，若仍采用‘大锅饭’形式，用户就不会考虑自身用电习惯，甚至可能鼓励用户滥用辅助服务。”上述业内人士表示。

　　服务费用应疏导至用户侧

　　有观点认为，可再生能源消耗大量辅助服务，理应承担分摊费用。对此，上述业内人士反驳道：“尽管可再生能源间接造成电力系统需要煤电等可调节机组提供快速爬坡和容量备用服务，但它们是电力生产者，自身并不直接需要快速爬坡和容量备用服务；另外，大比例的存量可再生能源仍需要额外财政补贴，但用该补贴支付辅助服务费用，违反了补贴制度设计的初衷。”

　　到底如何建设电力辅助服务市场？该业内人士指出，把握窗口期，尽快随着发用电计划放开将辅助服务费用疏导至用户侧。“不论辅助服务的成本和费用如何，在市场化背景下，应由电力用户承担辅助服务费用。” 

　　那么，现行制度如何补漏洞？袁家海指出，未来辅助服务市场的改革应向辅助服务的定义还原，即“正常电能生产、输送、使用”要求建立电力现货市场，不能先于电力现货市场建立。“从长远看，采取辅助服务市场和电能量市场联合优化出清机制。近期看，需详细评估每种类型机组能提供辅助服务的能力，采用精确合理的计算方式。其次，应丰富辅助服务产品品种，适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种，逐渐引导调峰产品退出。”

　　此外，山东某煤电企业工作人员告诉记者：“应尽快将外来电全部纳入受入电网辅助服务补偿机制，外来电享受‘特权’实质上增强了省间壁垒，通过承担应相应义务，更有益于扩大省间交易。”