谷峰：我国辅助服务补偿机制与市场化——从配合计划机制到现货市场

 

一是把握窗口期尽快随着发用电计划放开将辅助服务费用疏导到用户侧。十几年前机制设计规定发电企业暂时承担，一承担就是十几年，随着无调节能力电源快速发展，居民和三产用电快速上升，辅助服务费用越来越高，但是发电企业却感觉辅助服务成本没有得到补偿，仍在呼吁提高辅助服务付费标准。这种怪现象究其根源是辅助服务的费用出在了发电身上。由于发电侧出钱、发电侧干活拿钱，类似“朝三暮四”的发电侧“零和游戏”，造成全国性的发电集团基本上没有绝对收益的感觉，因为很可能旗下甲电厂赚的就是自己旗下乙电厂的钱；同时，由于是发电企业承担辅助服务费用，新技术和新主体提供辅助服务都需要挂上一个发电企业的“户头”，否则没资格参加“游戏”。例如，世界上的化学储能电站都是独立接受调度指令参加辅助服务市场，而我国参与调频服务的化学储能电站全部是建设在发电企业内部，采用“机组-化学储能”联合调频，这样的“世界独创”并不代表创新，而是为了“落户口才嫁人”。“暂时性”的费用承担方安排，造成化学储能电站无法按照最优的技术模式（独立调度）提供调频服务。“寄生”模式虽然为新技术提供了发展渠道，但也同时在一定程度上限制了其快速发展的可能。特别要强调的是，目前是将辅助服务费用转移到负荷侧的最佳窗口期。辅助服务费用很类似房屋买卖的中介费，买方市场时一定是卖方承担（买房者承担中介费），卖方市场时一定是买方承担。今后一段时间，我们的电力市场仍处于买方市场（供大于求），辅助服务费用疏导（向用户侧）后，用户在绝对电价感受方面，不会感受到电价因计入辅助服务费用而发生上升，可是一旦供需恢复平衡或者局部时段局部地区紧张，则用户直接感受到的就是涨价，疏导的难度会大大增加。 本%文$内-容-来-自；中_国_碳|排 放_交-易^网^t an pa i fang . c om