摘要：本文分析了国内外电力辅助服务开展的情况，指出了我国在服务分担共享存在的问题，并有针对性的提出了机制设计对策，力求供电、售电及用户三方均自愿参与服务分担共享的良好局面。
关键词：电力改革；辅助服务；分担共享；机制
自2006年国家电力监管委员会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行管理办法》以来，电力辅助服务在各省陆续建立了电力辅助服务补偿机制，取得了较好的效果。为进一步加快电力辅助服务分担共享市场化机制，国家能源局于2017年11月又下发了《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》。随着电力市场改革化的进一步推进，电力辅助服务分担共享势在必行，本文首先简述了国内外相关研究进展情况，接着分析了国内在电力辅助服务推行过程中存在的问题，最后有针对性提出了分担共享机制对策，以期为今后建设提供理论基础。
1.国内外开展情况介绍
电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、输送和使用外，由发电企业和电网经营企业提供的其他服务，主要包括调频、调峰、无功支持、备用及自动发电控制等，在我国分为基本辅助服务和有偿性辅助服务。电力辅助服务由系统需求决定，系统协调方式、电力生产构成、管理模式、运行标准、监控系统及量测等因素直接导致国内外电力辅助服务分担共享机制有别。
1.1国外开展情况
国外电力辅助服务相对成熟，通过市场竞价提高辅助服务的质量和效率，降低电力系统的总体运行成本。不同国家的电力辅助服务的类别、交易和组织方式、竞价与结算均不相同。国外电力辅助服务市场主要特点表现为：电力辅助服务主要通过电力市场获得，辅助服务的成本通过销售电价由用户承担；调峰不纳入电力辅助服务市场；建立统一透明的电力备用容量交易平台，还原备用容量的商品属性；新能源企业不承担接入引发的辅助服务成本。
1.2国内开展现状
长期以来，我国电力辅助服务长期采用计划机制，辅助服务的调用和结算均采用计划性的考核和补偿方式，难以有效反映辅助服务的真实价值，难以充分调动市场成员的积极性。我国电力辅助服务主要采用强制摊派，辅助服务为不付费或基于成本进行补偿的定价方法，这种定价机制的核心是考虑全成本并准确核算。全国范围内，局部地区陆续开展辅助服务量测和补偿的市场化，但受限于机制不够完善及市场意识淡漠，没有成熟的市场模式和分担共享机制的实践支撑，电力辅助服务分担共享仍任重道远。
2我国辅助服务分担共享存在的问题
2.1辅助服务市场不健全
我国电力辅助服务以调峰辅助服务居多，服务产品设计类型少，未考虑主能量市场的因素。由于我国幅员辽阔，各省市的电能形式分布不尽相同，系统设计过于庞杂且花费时间过长，主要以省为主体进行辅助服务设计，造成区域保护严重，不利于跨区交易调度。出于地方保护主义，很多省份均建有自备电厂，定位不清，如如蒙西电网存在火电、燃气机组和风电等多种供电形式，自备电厂发展迅速，比例较高，电网运行时对其调度困难，自备电厂参与市场辅助服务与否直接影响电网良性安全运行，也关乎市场公平环境。
2.2考核补偿平衡兼容有待加强
电厂参与电力辅助服务分担共享的成本不尽相同，而考核补偿“一刀切”，无法平衡各电厂提供辅助服务的成本差异，难以从根本上激励不同电厂主体参与市场分担共享的热情。不同形式的电能并网时序不明，特别水电、风电、光伏发电等受季节影响较大的电厂。一种形式的电能大规模并网必然导致其他形式电能机组调峰调频辅助服务增加，直接增加发电能耗和发电成本，而未任何辅助服务费用补偿。电厂和电网运行考虑角度不尽相同，电网调度安排电厂机组承担辅助服务任务更多从电网安全稳定角度考虑，而电厂则从成本层面考核。
2.3服务质量区分细则有待完善
全国发电设备利用小时逐年下降，占全国供电70%以上的火电企业参与调峰的成本不断增加，直接影响了企业效益。我国辅助服务资金主要来源于辅助服务质量考核，差额部分则由发电厂按机组分担，而每个电厂的服务成本不尽相同，导致服务质量存在较大差异，亟需细化完善服务质量区分机制。
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3辅助服务分担共享机制建立对策
3.1完善服务定价体系
科学合理将上网电价分解为电量电价和辅助服务电价。不同发电机组提供辅助服务能力不尽相同，承担辅助服务负担千差万别，直接影响成本高低。电网调度侧要丰富电力调度手段，尽力做好辅助服务，不断优化调度提升管理水平。供电侧存在投资成本、安全成本、发电效率成本，要完善辅助服务成本的测算和分析机制，准确弄清服务变动成本，厘清供电侧定价体系。
我国在服务共享分担应逐步推进，制定合理的阶段性全成本核算规划。初期阶段主要完善现有辅助服务参与对象、补偿标准；中期扩大辅助服务试点范围和交易品种，逐步放宽报价限制，有序探索多品种辅助服务联合交易；远期阶段则可以采用实时竞争定价，无功和黑启动辅助服务采用双边或投标市场。
3.2创设公平辅助服务标准
目前，各省电力辅助服务考核和补偿差别较大，造成地区性不公平，一些指标设计明显不符合国家节能总体要求，存在明显的地方保护主义。对于清洁电能，大多数采取保障性消纳，不参与电网调峰。从其他电能供应主体角度而言，按照“谁受益、谁承担”的原则，会造成心态失衡。在实际考核和补偿时，并没有更多的政策倾斜，在上层机制设计时，要构建供电、售电及用户参与的辅助服务分担共享机制，指标设计及权重分配要科学合理，促使电厂加强运行管理并能产生明显效益，发挥各类型发电企业参与辅助服务的积极性。因此，在构建服务分担共享机制时，要设计出三方公平的辅助服务标准，充分利用市场化机制，让供电、售电和用户均自愿参与进来，约定各自的辅助服务权利与义务。
3.3加快服务市场化建设
辅助服务作为电力市场的重要组成部分，电厂、售电企业及用户均要有清晰认识，逐步改变当前无偿调用辅助服务状况，各方形成合力推进服务市场化建设。相关管理部门要加强制度建设，有条件开发相关建设领域，吸引社会资金投资建设辅助服务市场建设。同时，在市场化建设在合适程度后，让发电与售电企业同台竞争服务的市场份额。在保证电网运行安全的前提下，国家顶层设计辅助服务市场应不断丰富完善服务资源类型，让市场竞争更充分。另外，在设计电力辅助服务机制时，要全盘考虑各地区电力供应市场的差异性，平衡各市场主体的利益，不断完善信息发布机制，保证市场公开透明运行。另外，在辅助服务市场化建设时，要设计完善更多的服务产品类型，不要公局限于调峰，其他服务也尽可能参与进来，形成各电厂优势互补。
3.4统筹跨省电力辅助服务
在经济下行压力背景下，电力供大于求，出于保护各省供电企业利益诉求，跨省供电交易被人为干预，如限制购电量和价格，破坏电力市场完整性。随着新一轮电力市场化改革的深入，应该从国家整体利益出发，统筹平衡各地区的利益诉求，着重对辅助服务产品统一定义与要求，优化全网配置，打破壁垒构建跨省电力交易资源配置平台，实现各省及地区内多种形式电能的有机融合，构建促进电力辅助服务规范齐备的市场。
对于跨区输入的电能一般的做法是满负荷消纳，但也增加了本地火电机组参与调峰的任务，在机制制订时要统筹考虑此类服务费用的核算。另外在新能源如何参与服务分担共享时，可参考华东电网在新增电量上采取的方法，保证核电并网利用小时，由核电补偿常规煤电企业。而对于新能源，如燃气发电机组保证利用小时，超出规定部分的发电量则下调上网电价。
4结束语
相较国外电力辅助服务市场，我国还处于起步阶段，其成熟的管理运行经验可供借鉴，但不能完全照搬发达国家模式，关键在于探寻建立适合我国国情的分担共享机制。随着电力市场改革不断深化，电力辅助服务需要从国家层面进行顶层设计，要兼顾各地区发展差异，解决好供电侧、售电侧和用户共享电力服务时需分担费用的矛盾，形成各方主体自愿参与竞争的良性服务机制。
参考文献：
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[4] 刘永奇，张弘鹏，李群.东北电网电力调峰辅助服务市场设计与实践[J].电力系统自动化，2017，10（7）：148-154.
论文作者:陈孝文,苏育红,陈宁,吕志鹏,李蕊
论文发表刊物:《电力设备》2018年第29期
论文发表时间:2019/3/27
标签：电力论文; 机制论文; 市场论文; 电厂论文; 成本论文; 电网论文; 电能论文; 《电力设备》2018年第29期论文;