储能等灵活调节资源的成本特性及社会成本比较

 

　　目前，西北地区甘肃、宁夏、新疆、青海等主要省份调峰辅助服务市场、以及西北地区跨省调峰辅助服务市场均已运作，对于提高西北地区新能源利用率发挥了积极作用。但是，通过对西北区域调峰补偿机制，包括服务获取机制、调峰资源提供主体、费用分摊主体等三个主要方面，进行梳理与分析，发现现行补偿机制在实际运行中也存在需要待改进及解决的问题。

　　一是在调峰辅助服务费用分摊中未足额考虑责权对等的问题。目前形成普遍共识的是，带有随机性与反调峰特性的新能源发电的快速发展是致使调峰问题突出的主要原因。但是在现有的补偿费用分摊方式中，未能科学、合理地体现这种差异性，致使问题引致者并未完全承担其应承担的责任。但考虑到未来平价上网条件下西北区域风电、光伏收益不佳的现实情况，需要在体现责权分担的基础上，创新体制、机制，设计既体现公平合理又可适当兼顾新能源企业运营的调峰补偿机制。

　　二是激励信号滞后的问题。面对可能出现的新能源阶跃式发展情况，仅依赖现有调峰辅助服务体系，存在市场信号、激励信号滞后的问题，难以适应新能源项目快速发展的需要。

　　三是西北区域辅助服务分摊费用总体存在偏高问题。从2018年统计数据来看，电力辅助服务补偿总费用横向比较，全国补偿费用最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域。其中，西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.17%，华中区域占比最低，为0.23%。

　　综合上述考虑，在新能源快速发展的预判条件下，有必要启动以调峰服务为主的灵活调节容量市场，向市场释放超前的容量不足信号。一方面，部分灵活调峰容量投资通过容量市场回收，可以解决新能源发电企业补偿承载力不足的问题；另一方面，由于政府部门掌握更为全面的新能源电源项目规划情况，对未来一段时间内灵活调节容量资源的缺口可以实现相对准确的预判，通过合理市场需求的确定，可以对未来一段时间内灵活调节容量的总体市场规模进行合理引导，以实现新能源与灵活调节资源的匹配协调发展。需要指出的是，灵活调节容量市场与现有调峰辅助服务是互为补充的，并以不发生过度补偿为边界。 本*文`内/容/来/自:中-国-碳^排-放“交|易^网-tan pai fang . c o m