聚焦新型电力系统：建立电力辅助服务价格疏导机制 重点发展调频和备用辅助服务市场

电力辅助服务市场是保障以新能源为主体的新型电力系统安全稳定高效运行的基础。虽然有些地区已经实现了可再生能源平价甚至低于煤电上网电价，但是忽略了电力系统为保障可再生能源消纳而产生的辅助服务成本。

江苏电力可调负荷辅助服务市场近日试运行；江西电力省内辅助服务市场正式运行；电动汽车客户首次试点参与西北区域调峰辅助服务市场……电力辅助服务市场近期消息不断。

在业内人士看来，虽然目前各地的电力辅助服务均处于初步开展和探索的状态，不过，在缓解电网调峰压力及新能源消纳问题上已初具效果。在构建新型电力系统过程中，辅助服务是支撑高比例新能源大规模接入电网的必要措施，也是支撑“30·60”双碳目标实现的重要组成部分。

新能源增大系统调峰调频压力

高比例可再生能源的大规模接入，给电力系统调峰、调频带来很大压力,各地不断探索更加灵活、高效的电力辅助服务市场。目前，大部分省份建立了相应的辅助服务市场，品种上以调峰辅助服务为主，也有一些省份建立了调频辅助市场。

国网能源研究院企业战略研究所研究员曲昊源接受记者采访时表示，构建电力辅助服务市场在新型电力系统中的战略意义主要在于，平抑高比例可再生能源导致的出力波动。尤其是傍晚，光伏出力明显下降，这时亟需可以快速爬坡的灵活调节资源，因此，能够体现这类灵活调节能力价值的电力辅助服务产品越来越重要。

经过一个月左右的试运行，江西省累计通过市场化手段调动调峰资源消纳新能源约1.6亿千瓦时，交易产生补偿费用约3661万元；江苏省试运行期间累计增加新能源消纳430万千瓦时，中标电力用户和售电公司共获得辅助服务市场补助约190万元；河南省去年电力调峰辅助服务市场交易共启动300天，平均挖掘调峰容量320万千瓦以上，相当于减少弃风弃光电量约23亿千瓦时；电动汽车客户参与西北区域调峰辅助服务市场试点期间，最大调峰功率达1598千瓦，消纳新能源电量7986千瓦时，直接为客户节省2529元。

在刚刚过去的供暖季，华中区域省间调峰辅助服务市场机制在日前、日内累计启动64次，以市场化方式调用湖北、湖南、江西共计20家市场主体为河南提供调峰支援，最大支援电力达到240万千瓦，帮助河南实现新能源减弃增发电量近1.6亿千瓦时，相当于节约标煤6.46万吨，减少碳排放4.35万吨，同时也为相关参与市场主体带来了增量收益，实现了市场参与各方的提质增效。

重点发展调频和备用辅助服务市场

目前，河北、浙江、安徽等13个省级电力公司明确了需求侧响应资源和储能设施的市场主体地位，我国电力辅助服务正在向服务多元化发展。

国网河南电力表示，未来将不断完善交易规则，研究推进跨区电力辅助服务交易，并将储能设施和用户侧资源纳入电力辅助服务市场，逐步建设调频辅助服务市场。国网江苏电力表示，在不增加用户整体电费负担的前提下，预计“十四五”期间可挖掘全省500-1000万千瓦的用户侧调峰资源，有效破解辅助服务资源配置和清洁能源消纳难题。2021年，国网西北分部将正式推广电动汽车客户参与调峰辅助服务市场工作，实现源网荷储协同互动。“我们正在和国家能源局华中监管局对接，今年将负荷侧的调节资源纳入辅助服务市场。”华中电力调控分中心调度计划处有关人士向记者透露。

在曲昊源看来，电力辅助服务市场品种未来将趋于多元化。目前我国电力辅助服务市场的主要交易品种是调峰，通过火电机组参与深度调峰为可再生能源增加消纳空间，并获得相应的经济补偿。在电力现货市场运行成熟、价格信号趋于完善后，可以通过实时市场或实时平衡市场替代原调峰辅助服务的作用。电力辅助服务市场应重点健全调频、备用辅助服务市场，在新能源比例较高的地区，还可以探索建立爬坡响应等创新的辅助服务品种设计。

华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏认为，电力辅助服务市场的战略意义在于，其是保障以新能源为主体的新型电力系统安全稳定高效运行的基础。虽然有些地区已经实现了可再生能源平价甚至低于煤电上网电价，但是忽略了电力系统为保障可再生能源消纳而产生的辅助服务成本。高比例可再生能源电力系统的可持续健康发展，必然需要健全的电力辅助服务市场为其保驾护航。

建立电力辅助服务价格疏导机制

在受访的业内人士看来，完善电力辅助服务市场的最终目的是，电力系统有恰好足够的辅助服务资源用于保证系统的实时平衡。

吴俊宏对记者表示，完善电力辅助服务市场需要重视几方面的工作：一是引导和培育更多主体参与辅助服务市场。随着能源信息技术的进步以及行业对电力商品属性认识的提升，辅助服务参与者不再局限于电源主体。储能、配售电公司、微电网、虚拟电厂甚至独立电力用户，都将是参与辅助服务的重要力量。充分调动电力系统中每一个参与者的积极性，才会让电力系统运行效率更高、运行成本更低。二是保障服务参与者有足够的经济预期。辅助服务市场本质是市场行为，需要给予参与者足够的收益预期。仅是政府鼓励或规划是不够的，比如“十三五”火电灵活性改造目标完成率不高，一个很关键的原因就在于一些电厂并不看好火电灵活性改造带来的经济回报预期。

“经济预期可以是多方面的，既可以通过完善辅助服务市场机制让其在市场中得到价值体现，也可以通过市场以外的机制创新在其他方面得到价值体现。”吴俊宏表示，比如一些地区强制要求新能源电站配置储能或优先考虑配置储能的新能源电站获得建设指标，这一方式有优化空间，如果其他辅助服务资源对于新能源电站来说更为经济，应鼓励考虑其他更为经济的方式。

国网宁波供电公司高级工程师韩寅峰接受记者采访时坦言，电力辅助服务市场发展目前存在的主要问题是价格疏导，即：发电企业为电力系统提供辅助服务，但电网企业却无法为之付费，建议相关部门建立电力辅助服务价格疏导机制，使参与者可以体现其价值。

曲昊源同样认为，需要尽快理顺价格机制。电力辅助服务主要用于保障电力系统安全稳定运行，属于公共产品，理论上应由所有用户共同买单。目前辅助服务费用主要由发电企业承担，亟需将辅助服务费用疏导至用户侧，为逐步健全电力辅助服务市场体系奠定基础。