中国国内近年来电力辅助服务费用也有所增长。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%。2019年上半年，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4566家，装机容量共13.70亿千瓦，补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。

        国家能源局最新印发的《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号）（下称《办法》）明确，并网主体参与有偿电力辅助服务时，应根据其提供电力辅助服务的种类和性能，或对不同类型电力辅助服务的差异化需求及使用情况，制定差异化补偿或分摊标准。同时，《办法》用单独一章叙述了电力用户参与辅助服务分担共享机制，指出直接或委托代理参与辅助服务的用户参照发电企业标准进行补偿和分摊，随电费一并结算，电费账单中单独列支电力辅助服务费用。

        随着新能源装机比例的不断提升，系统消纳成本也将逐渐增加。按照“谁受益、谁承担”的原则，辅助服务费用传导至用户侧是业内呼吁已久的发展方向，但是否所有费用都应该并能够及时疏导至用户？发电侧是否有分摊、内部消化的义务？应如何优化费用监管机制？eo采访整理了部分行业专家的分析，供读者参考。

宋枫 中国人民大学应用经济学院教授、能源经济系主任

        电力辅助服务本质上和电能量是互补品，是维持电力系统稳定运行必须的服务。绝大多数辅助服务具有公共品性质，电力系统所有参与者都能享受到服务的收益。随着新能源比例的提升，对辅助服务的需求越来越多，辅助服务的成本总量以及在电力总成本中的比重都在上升。

        纯粹市场定价的产品是不需要考虑分摊机制的，因为供需双方在价格博弈中已经决定了成本与收益的分配：一般而言，价格上涨时，价格弹性较小的一方相对弹性较大的一方承担的上涨更多，这与税收负担有类似的地方。随着改革的深化以及未来风光等可变可再生能源比例的上升，辅助服务的定价与费用分摊应该进一步向市场化决定方向推进，政府职责应由定价与分摊的决策者转型为市场规则的制定者与监管者，包括市场准入和服务标准等规则的制定、辅助服务与电能量市场联合优化设计以及市场竞争性（市场力）的监管等，目标是以合理的价格信号引导企业提供服务，最小化辅助服务成本，提升系统效率，最大化社会收益。

        我国电力市场化改革过程中，辅助服务正在经历定价与费用分摊机制从计划到市场的转型。目前我国30个省份已经建立了辅助服务市场，但大多数服务尚未实现市场化竞争方式提供，同时多种因素使得价格传导机制不顺畅，客观上制约了辅助服务成本向用户传导的能力。2021年底国家能源局修订发布了《电力并网运行管理规定》与《电力辅助服务管理办法》，提出要“持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体”，“分摊机制应该遵循‘谁提供、谁获利；谁受益、谁承担’的原则”，有利于完善辅助服务市场化定价与分摊机制。同时扩大了辅助服务提供主体、规范了辅助服务分类和品种，这些都是市场准入与服务标准的制定，有利于引导和推动新技术、新业态发展，也有利于新能源消纳。需要进一步考虑的是如何实现辅助服务与电能量市场联合优化设计、辅助服务市场的区域整合以及市场竞争性（市场力）的监管，真正实现市场化决定资源配置的优势。

时分 电力价格研究者

        价格主管部门确定的上网电价机制已包含辅助服务费用。燃煤发电标杆上网电价时期，标杆电价已包括全部辅助服务成本，因此调峰、调频等辅助服务费用在发电企业之间“零和”博弈。现行“基准价+上下浮动”机制，基础还是燃煤发电标杆上网电价，因此理论上发电企业上网电价已经包含辅助服务成本，不应再由用户额外承担。

        行业主管部门对“辅助服务费用”的使用缺乏约束。目前用户电价由电能量交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加组成。其中，电能量交易价格由用户（售电公司）和发电企业协商确定，输配电价由国务院价格主管部门按照《省级电网输配电价定价办法》核定、政府性基金及附加由财政部门确定标准。唯有“辅助服务费用”，尚未纳入价格主管部门管理范围，极有可能成为行业主管部门疏导类似电化学储能、抽水蓄能、燃机发电等高价机组成本的“自留地”，且缺乏约束。行业主管部门出于发展行业的自然天性，辅助服务费用标准也可能出现不合理大幅上涨。

         发电企业处于类似寡头垄断地位，将助推辅助服务的上涨。我国发电企业基本由“五大、四小”组成，市场力相对集中。此轮电力体制改革之前，辅助服务费用在发电企业之间“零和”博弈，一张烧饼大家分，不会对用户电价水平造成影响。此轮电力体制改革明确由用户承担辅助服务费用，相信辅助服务费用的品种也将越来越丰富，调峰、调频、备用、爬坡、转动惯量、黑启动等，发电企业在改革过程中提出辅助服务费用不是一张“饼”，而是很多张“饼”，而这些“烧饼钱”都将由用户额外承担。

        电力用户无话语权，需价格主管部门设定辅助服务上限。无论电力市场还是电力行业，都相对专业，电力用户个体一般没有话语权，只能承受最终上升的成本。价格主管部门作为用户电价水平的最终守护人，必须替其发声。在改革初期，为避免行业主管部门、发电企业无限制增加“辅助服务成本”，亟需价格主管部门在电价中设定辅助服务费用的比例上限，超过一定比例的费用应在发电企业之间分摊，抑制行业主管部门、发电企业的“不合理冲动”，维护终端电力用户的合理权益。

发展非发电灵活性资源

必须打破成本“内循环”

杨萌 金风科技低碳能源设计研究院

        用户作为终端消费者，实质上直接或间接承担着电力商品的所有属性价值，其中自然也包含维持供电可靠性所需的辅助服务成本，一如在电能交易之余还要支付输配电费。

        显性地将辅助服务成本传导到用户在国外电力市场中已约定俗成。在北美集中式电力市场中，往往将辅助服务责任直接分摊给代表用户的售电商，再由其通过交易等方式，履行辅助服务责任；在欧洲分散式电力市场中，则将辅助服务费用以系统使用费等形式疏导到终端用户。

        目前基于“两个细则”的辅助服务补偿分摊机制，延续了厂网分开前电价构成要素的逻辑，将辅助服务成本在发电企业之间流转。但随着新能源比例的提高，以及非发电灵活性资源参与提供辅助服务，这一内循环已体现出局限性。

        高比例新能源并网在提升了系统辅助服务需求的同时，也降低了并网传统辅助服务提供者的比例，从而会将系统总体的辅助服务成本推高，且势必需要引入更多灵活性资源。

        储能、需求侧响应等非发电灵活性资源，本身并不属于发电侧市场成员，获取的补偿资金却来自发电侧的分摊费用，扮演着分蛋糕的角色，将打破发电侧内循环的平衡。因此，用户侧直接承担辅助服务费用，是非发电灵活性资源大规模参与辅助服务市场的前提。

费用可直接按照电量均摊给全部消费者

并加强价格监管

谷峰 电力市场研究者

        电力辅助服务是电力系统运行必不可缺的部分，随着可再生能源的快速发展增加的调节服务需要，我国负荷结构改良以及人民生活水平提高带来的增量负荷波动，辅助服务费用总体呈快速上升趋势。到底辅助服务费用应当由谁来承担，这是个争论已久的问题。

        从理论上来说，辅助服务其实是通过电网提供电能量所需的中间产品，是由于电力不能大规模经济存储，使用了电网作为平台、多种电源共同满足用电需要过程中，供电手段本身必须的衍生品。那么可以建立这样的递进关系：现阶段要大规模使用电能，必须采用电网连接发用的方式，在这种方式的供电过程中需要辅助服务，也就是说电能的终端消费者必须为包含中间产品在内的整个商品买单，如同购买汉堡的同时也包含了其中蛋黄酱的费用。

        从国际经验来看，大部分国家辅助服务费用直接由消费者（售电公司）承担，英国等国家将辅助服务费纳入输配电费核算，由电网企业直接向辅助服务提供者支付费用。由于英国这类国家输配电价收取，采用“用户支付为主、发电支付为辅”的方式，也有观点认为用户和发电各承担一部分辅助服务费用。特别需要注意的是，可再生能源快速发展，其间歇性和不连续性造成了调频和备用服务的需求量大幅、快速上升，这是事实。因此，可再生能源承担一部分辅助服务费用的观点也支持者众多。

        在我国可再生能源承担辅助服务费用，到底有什么问题呢？问题源于我国原有的可再生能源定价制度，可再生能源的价格是按其变动成本为零，采用“固定成本+收益”分摊到度电形成的价格。其消纳成本及购买辅助服务费用的成本（如要其分摊），并没有在定价过程中予以考虑。如果可再生能源承担了这部分辅助服务的费用，那么还要调整其定价、向用户疏导这部分成本。即使在电力现货市场环境下，采用政府授权合同方式进入市场的可再生能源，该部分盈亏也要通过政府授权合同进行疏导。所以就可再生能源定价机制来说，无论是可再生能源承担后再调价，还是可再生能源不承担辅助服务费用，直接疏导给消费者，最终都是消费者承担辅助服务费用。

        经济机制的设计以简为美，就辅助服务费用疏导而言，直接按照电量均摊给全部消费者即可。由于辅助服务在现货市场运行情况下，多品种辅助服务提供过程与电能量生产紧密耦合，辅助服务多采用相同水平的限价。必须要注意的是，当辅助服务费用向消费者疏导的时候，要加强对提出辅助服务需求行为的监管，要建立计算辅助服务需求的“强条”，否则承担安全责任的机构，会有很大的冲动多使用辅助服务、多预留辅助服务容量，造成辅助服务费用飙升和现货市场价格异常上升，损害消费者利益。同时，“强条”中还要包括跨市场使用备用等辅助服务引发提供方所在市场电能量价格变化的补偿方式。