輔助服務市場何時破題？

　　文·張素芳

　　新一輪電改，給人留下三個深刻印象，一是改革速度快。自2015年3月9號文公布以來，很多配套文件陸續出臺，電改呈加速之勢。二是改革重點在售電側。與2002年電改重點在發電側引入競爭不同，本輪電改重點是在售電側引入競爭，對售電權進行重新分配；三是改革方式更多表現為自下而上。本輪電改在方式上，呈現出自下而上的特點，通過地方層面的改革推動國家層面的改革。

　　電改9號文將解決可再生能源保障性收購、確保可再生能源發電無歧視無障礙上網作為當前電力體制改革的重要任務。目前，改革的推進更多體現在降低電力成本和售電側放開等短期目標上，而可再生能源消納和電力輔助市場建設等長期目標，還有所欠缺，需要下一步重點關注。

　　電力系統靈活性不足

　　從2006年1月1日《可再生能源法》實施以來，我國可再生能源發展迅猛。截至2015年年底，風電和光伏發電裝機規模均居世界第一。截至2016年9月，國家電網調度范圍內的風電和太陽能光伏發電裝機已突破兩億千瓦，國家電網調度的27個省份中，14個省份新能源已經成為第二大電源。“十二五”期間，我國建成了4個千萬千瓦級風電基地，建成了3個超過500萬千瓦光伏基地。

　　然而，從2011年開始，我國棄風棄光問題凸顯。國家能源局數據顯示，2015年全國棄風率達到15%，是2011年發生大規模棄風以來最嚴重的一年。2016年第一季度全國棄風率升至26%，棄光限電約為19億千瓦時，甘肅和新疆的棄光率分別高達39%和52%，明顯高于2015年年底的31%和26%。

　　在上網電量完全無法保證的情況下，可再生能源的上網電價也被變相降低，以致出現了“量價齊跌”的現象。甘肅、寧夏、新疆等省(區)紛紛推出“直供電交易”、“自備電廠替代交易”及“跨區交易”。風電、光伏發電企業甚至要報零電價才可獲得上網電量。此外，有些地方政府還要求風電企業拿出發電收入，補償當地火電企業。

　　造成可再生能源并網消納難的一個重要原因，是我國電力系統的靈活性不足。可再生能源的迅速發展，在優化我國電源結構的同時，也對電力系統的靈活性提出了更高要求。提高電力系統靈活性的主要方法：一是增強靈活性電源的供給能力；二是加大可再生能源消納區域。目前已采取的措施，如加大火電機組靈活性改造，提高火電調峰能力，以及加強網架建設，擴大可再生能源跨省跨區輸送，是這兩個方法的具體體現。但是，僅有這些物理方法還遠遠不夠。還應該從體制機制上做文章。應該通過電力輔助服務交易機制，通過價格信號，使為系統提供靈活性服務（輔助服務）的市場主體得到合理的利益補償，從而具有提供靈活性服務的動力和方法，增強靈活性電源的供給能力。因此，電力輔助服務市場建設是本輪電改需要解決的一個重要問題。

　　輔助服務市場滯后

　　目前，電力輔助服務市場的突出矛盾主要集中在輔助服務補償費用過低，提供輔助服務的電廠的成本很難得到合理補償；輔助服務調用不均衡，有損被集中調用機組的利益和健康狀況，也造成不公平的市場競爭。此外，由于跨省區輸入電能基本不承擔相應的輔助服務義務，部分可再生能源規模較大、負荷體量較小的省份，火電機組輔助服務任務重。

　　9號文明確提出了建立電力輔助服務交易機制。其配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》中，著重強調：要按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易；在現貨市場開展備用、調頻等輔助服務交易，中長期市場開展可中斷負荷、調壓等輔助服務交易；用戶可以結合自身負荷特性，自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同，約定各自的輔助服務權利與義務。

　　我國電力市場還處于初級階段，輔助服務的市場價格機制存在缺位，輔助服務的提供者、提供方式、交易規則、費用標準、支付與結算方式尚未完善。目前輔助服務的補償機制，還無法兼顧不同電廠提供輔助服務的成本差異，無法區別輔助服務質量的差異，無法有效激勵并網電廠提供輔助服務的積極性。

　　電力輔助服務市場建設是構建符合國情的、統一開放的電力市場體系的重要組成部分，輔助服務市場滯后狀況必然影響電力交易市場的推進。在市場環境下，如何科學合理地制定輔助服務計劃，完善輔助服務電價補貼機制，降低輔助服務成本，調動和提高發電企業參與輔助服務的積極性，是下一步電改需要重點解決的問題。

　　（作者系華北電力大學經濟與管理學院教授、低碳經濟與貿易研究所所長、亞洲開發銀行能源政策顧問）

　　文章來源于《能源評論》雜志