【问策】电力辅助服务补偿费过低？当前形势我们怎么干？-北极星输配电网

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随着我国宏观经济进入新常态，经济产业结构进入深度调整期。2015年底召开的中央经济工作会议，对“十三五”开局之年的经济工作进行了全面部署，强调供给侧结构性改革是解决我国中长期经济问题，推动经济持续健康发展的根本之道。2016年1月4日，《人民日报》权威访谈《七问供给侧结构性改革——权威人士谈当前经济怎么看怎么干》指出，“在当前形势下，国民经济不可能通过短期刺激实现V型反弹，可能会经历一个L型增长阶段。”这意味着我国宏观经济在今后一个时期将处于一种平缓前行的状态。

电力需求是宏观经济的“晴雨表”。受经济增速放缓、经济结构优化等必然因素和气温等随机偶然因素共同作用，电力消费减速趋势明显。根据中电联发布的《2016年度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2015年全国全社会用电量5.55万亿千瓦时，同比增长0.5%，增速同比回落3.3个百分点，“十二五”时期，全社会用电量年均增长5.7%，比“十一五”时期回落5.4个百分点。

由于经济增速的放缓，社会用电需求持续走低，让电力行业多少有些“浮华散去尽是寂寥”的感觉，而被以往“需求旺盛”景象所掩饰的电力产业深层次矛盾开始浮出水面。特别是随着新能源比重的上升和电网负荷增长率的下降，导致电力辅助服务市场的矛盾日趋突显。

电力辅助服务包括一次调频、基本调峰、基本无功调节以及自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、热备用、黑启动等，在维持电力系统的安全稳定运行中扮演十分重要的角色。火电机组，特别是燃煤机组因其占比、机组出力、负荷调节以及电价经济性等特性，成为系统辅助服务的主要承担者。

值得注意的是，一方面由于近年来我国电源结构发生重大变化，水电、风电、光伏发电等可再生能源迅速发展，电力供应结构逐年优化。2015年，全国净增发电装机容量1.4亿千瓦，创年度投产规模历史新高，其中风电新增投产超预期、达到历史最大规模。对于这些电能的保障性全额消纳，需要大量辅助服务为支撑，因此，电力系统对辅助服务的需求日益增长。另一方面，电企业辅助服务负担日益沉重。尽管国内电煤价格连续下降，燃煤电厂发电成本有所缓解，但是由于电力消费增速向下、煤电机组投产过多，发电量连续两年出现负增长。中电联统计数据显示，2015年，我国全年净增火电装机7202万千瓦，其中煤电5186万千瓦，为2009年以来年度投产最多的一年，年底全国全口径火电装机9.9亿千瓦，其中煤电8.8亿千瓦、占火电比重为89.3%，同比增长7.8%。全口径发电量同比下降2.3%，火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时，同比降低410小时。在此情形下，电力辅助服务成本已经成为影响火力发电成本的重要因素。

从实际反映看，目前电力辅助服务市场的突出矛盾主要集中在辅助服务补偿费用过低，对于提供辅助服务的电厂很难合理补偿成本；辅助服务调用不均衡，有损被集中调用机组的利益和健康状况，也难以做到市场公平。此外，由于跨省区输入电能基本不承担相应的辅助服务义务，部分可再生能源规模较大、负荷体量较小的省份，火电机组辅助服务的任务沉重。

2015年3月，中央办公厅印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称9号文)，正式开启了新一轮的电力改革。为推进电力体制改革实施工作，又相继出台了《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》等6个配套文件。其中，《关于推进电力市场建设的实施意见》中明确提出建立辅助服务交易机制。涉及的重要内容有：按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易；在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易；用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

由于目前我国电力市场还处于初级阶段，辅助服务的市场价格机制存在缺位，辅助服务的提供者、提供方式、交易规则、费用标准、支付与结算方式尚未完善。因此，有观点指出，目前辅助服务的补偿机制，还无法兼顾不同电厂提供辅助服务的成本差异，无法区别辅助服务质量的差异，无法有效激励并网电厂提供辅助服务的积极性。

电力辅助服务市场建设是构建符合国情的、统一开放的电力市场体系的重要组成部分，辅助服务市场滞后状况必然影响电力交易市场的推进。在市场环境下，如何科学合理地制定辅助服务计划，完善辅助服务电价补贴机制，降低辅助服务成本，调动和提高发电企业参与辅助服务的积极性，亟待破题。

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