2023年2月13日，国家能源局在例行新闻发布会上提出，要进一步加大电力辅助服务市场建设力度，拓展辅助服务覆盖广度，挖掘辅助服务功能深度。自2006年电力辅助服务市场启动至今，辅助服务市场建设取得了系列成效，提升了电力系统灵活调节能力和安全裕度，提高了清洁能源消纳水平，在引导煤电转型优化、促进储能等新技术新产业发展等方面起到重要作用。在建设新型能源体系和新型电力系统的背景下，新能源将迎来更快速、更大规模的发展，建立完善的辅助服务市场机制是保障电力系统安全稳定运行、保障新能源高比例消纳的迫切需要。其中，构建科学合理的电力辅助服务分担共享机制是核心关键。应遵循“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的基本原则，按照全国统一电力市场体系建设的总体规划，分阶段、有步骤地将电力辅助服务责任落实到相关市场主体。

(相关资料图)

电力辅助服务市场是推动

能源绿色低碳转型的重要保障

大力发展新能源是推动能源绿色低碳转型、实现“双碳”目标的重要举措。截至2022年底，我国新能源装机容量达7.6亿千瓦，其中风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦，新能源发电装机占发电总装机容量近30%，较2021年提高约3个百分点。随着能源绿色低碳转型加快推进，新能源装机占比逐渐提高，电力系统调节需求快速增加，调峰、调频、备用等辅助服务需求激增，需要将更加多元的辅助服务提供主体、更多品类的辅助服务产品纳入市场，从而促进新能源大规模消纳，保障电力系统安全稳定运行。

2021年12月，国家能源局印发了《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》（以下简称《办法》），进一步完善了“两个细则”规则体系，为推动辅助服务市场化、建立辅助服务费用分担共享机制指明了方向。

目前，我国电力辅助服务市场机制逐步完善，实现了6大区域电网、33个省区电网全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。各省（区、市）辅助服务市场建设思路大体一致，起步阶段以调峰、调频、备用等品种为主，市场主体由单一发电企业逐步扩大到发电企业、储能、电力用户等多种市场主体共同参与。2022年，通过辅助服务市场机制，全国共挖掘系统调节能力超过9000万千瓦，促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时，煤电企业因提供辅助服务获得补偿收益约320亿元，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性，有力推动了煤电由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

建立科学合理的分担共享机制

是完善电力辅助服务市场的关键

“建立辅助服务分担共享新机制”是电改“9号文”提出的重要任务之一。《办法》也明确提出，要将辅助服务主体范围扩大至各类发电侧并网主体、新型储能和可调节负荷，逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。但长期以来，我国辅助服务市场机制重点围绕火电和水电展开，其他类型电源主体以地区性探索为主，新兴市场主体基本没有实质性参与，在用户参与辅助服务责任分担共享和费用分摊机制等方面缺乏必要的顶层设计和实操指引，如何更加科学地界定不同主体的系统调节责任、如何合理确定不同类别主体的分摊系数等问题均需研究明确。

从国外成熟市场经验看，电力辅助服务费用分摊方式主要有三种，即由发电企业承担（如阿根廷）、由终端用户承担（多数国家采用该方式，如美国PJM）以及由发用双侧主体共同承担（如英国）。实际上，终端用户直接或间接承担着电力商品的所有属性价值，自然也应承担电力商品的所有成本。因此，无论采取哪种分摊机制，辅助服务成本向下传导并由终端用户最终支付，已成为国外多数国家和地区的通用做法。

当前，我国电力辅助服务市场建设持续推进，加快形成主体更加多元、品种更加齐全、定价更加合理、责任更加明确的辅助服务市场机制已成为行业共识。随着全国统一电力市场体系加快建设，相关体制机制逐步健全，电力辅助服务费用疏导至终端用户将是大势所趋。当然，电力辅助服务市场建设与电力现货市场建设、电价改革等密切相关，优化辅助服务费用分摊机制也应合理把握节奏，与其他市场机制协同推进、匹配适应。

分阶段优化电力辅助服务

分担共享机制的基本构想

目前，我国辅助服务市场距离“终端用户应承担电力商品的所有成本和属性价值”的目标还相距甚远，加之我国整个电力市场体系建设仍处于起步期，要一步到位建立由用户侧完全承担的辅助服务分担共享机制尚不具备条件。随着市场机制逐步完善，辅助服务需求的责任界定将更加科学清晰，为建立相对合理的分担共享机制提供了可能。可考虑按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，厘清辅助服务权益责任，分阶段优化电力辅助服务分担共享机制，做到辅助服务费用分类、分步向用户侧传导。

起步阶段考虑按照峰荷、用电量分摊等已呈常态化稳定运行的、多方公认的辅助服务费用分摊方法，初步构建起发用电两侧共同参与的辅助服务费用分担共享机制。该阶段引入终端用户承担部分辅助服务费用，以平稳起步的方式推动辅助服务费用向用户侧疏导，但总体维持发用电两侧共同承担辅助服务责任的基本模式。具体而言，辅助服务相关费用由发电侧并网主体、市场化电力用户等并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入分摊范围。原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，相关费用由相关发电侧并网主体分摊；为特定电力用户服务的电力辅助服务，相关费用由相关电力用户分摊；抽水蓄能、新型储能和直控型聚合平台等暂不参与分摊。

该阶段市场内全部辅助服务品种的费用均由发电侧并网主体和市场化电力用户按照分摊系数共同分摊，发电侧并网主体分摊系数为K，市场化电力用户分摊系数为1-K。该系数由调度机构提出调整建议，经由市场监管机构审核、政府批准后实施。现阶段可按发用两侧主体各50%的比例分摊，以实现平稳过渡。

（二）初期阶段

该阶段在坚持“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则的基础上，进一步明确不同类型主体有区别的责任，结合各类辅助服务品种的含义和功能，以及满足不同市场主体个性化需求的实际情况，形成差异化分摊标准，落实《办法》提出的“制定差异化补偿或分摊标准”。

该阶段辅助服务费用分摊主体主要是发电侧并网主体和市场化电力用户。发电侧并网主体与市场化电力用户之间的分摊系数，由政府监管机构结合电力中长期交易情况、现货市场建设情况综合决定，并逐渐向用户侧倾斜。与此同时，在发电侧并网主体和市场化电力用户内部，要构建差异化的电力辅助服务责任，以实现不同类型主体的差异化激励。发电侧并网主体方面，一是根据不同类型电源调节性能分摊权重，如新能源发电、核电分摊权重应不低于当月火电机组平均分摊权重；二是综合评估确定不同类型电源单位容量辅助服务能力分摊权重，以引导传统发电主体提升调节能力、促进新型储能发展、激励新能源主动优化出力。市场化电力用户方面，同样坚持“有区别的责任”，根据不同类型用户的负荷特性（如峰谷偏差电量、负荷波动率等）设计分摊系数，形成传统高载能工业负荷、可调节负荷等不同类型用户的差异化电力辅助服务责任，激励电力用户自主优化用能管理。

（三）远期阶段

随着辅助服务交易产品体系不断完善创新，更多灵活性资源进入辅助服务市场（包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车和虚拟电厂等可调节负荷、用户侧新型储能等），能源电力行业产业链上下游价格信号传导顺畅，辅助服务费用将全部分摊至用户侧，呈现与国外成熟辅助服务市场相似的特征。

该阶段要重点关注优化费用分摊计算方法，不断提升用户侧计量精度，体现政府对不同产业的差异化激励导向。同时，当辅助服务费用全部向终端用户疏导时，必须加强对辅助服务需求方的监管，明确辅助服务需求计算和使用标准，防止系统安全责任机构过度预留或使用辅助服务，损害终端用户利益。

（南方电网电力调度控制中心林庆标、赵玉柱，南方电网公司政策研究部魏俊杰，南网能源院欧阳邵杰、尚楠对本文亦有贡献）