5月6日，國家能源局發布了《關于2018年度電力輔助服務有關情況的通報》（簡稱“通報”）。2018年，全國參與電力輔助服務補償的發電企業共4176家，裝機容量共13.25億千瓦，占全部裝機的70%；補償費用共147.62億元，占上網電費總額的0.83%。其中，風電光伏合計分攤費用26.03億元，凈支出為25.65億元。

國發能源院、綠能智庫梳理發現，因為工作繁瑣而經濟規模較小，長期以來電力輔助服務吃力不討好。然而電力輔助服務事關電能質量、經濟運行和電網安全，是電力系統不可或缺的重要一環。當前，國家進一步推動電力體制改革，在更大范圍內優化資源配置，在綠色能源體系下構建有效競爭的市場結構和市場體系，電力輔助服務市場化建設也措施不斷。面對這一新態勢，國發能源院、綠能智庫提醒風電、光伏發電企業也應積極主動參與，早日綢繆。

電力輔助服務管理規則舉足輕重

通報顯示，2018年發電量比重僅為5.24%的風電分攤費用比重達到20%。部分地區（比如西北和華中地區）電力輔助服務費用的一部分來源于并網電廠運行管理考核費用，而風電并網運行管理考核費用較高，導致風電分攤費用較多。光伏電廠的并網運行管理考核較松是光伏分攤費用較少的原因之一。由此可見，電力輔助服務管理規則對風電和光伏發電廠在電力輔助服務支出上的影響。

從2018年電力輔助服務補償費用看，火電承擔了絕大部分電力輔助服務工作，風電光伏承擔的電力輔助服務非常少。火電獲得補償費用134.7億元，占補償費用總額的91.2%。風電獲得補償費用0.36億元，占比為0.25%；光伏獲得補償費用0.02億元，占比僅為0.01%。

從補償和分攤費用的對比來看，火電實現凈收入，而風電光伏為純支出。盡管火電分攤費用達到76.25億元，占全部分攤費用的比重為65.4%，但是獲得補償后，實現凈收入58.45億元。與火電對比鮮明的是風電，分攤費用23.36億元，占比為20%，純支出23億元。光伏分攤費用占比小，占比為2.3%，純支出2.65億元。

風、光企業將成輔助服務重要購買者

輔助服務科學化、市場化是趨勢。2017年11月，國家能源局印發《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》(國能發監管〔2017〕67號)，明確表示，2018～2019年探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制，2019～2020年開展電力輔助服務市場建設。因為風電和光伏發電“靠天吃飯”的間歇性特質，調節能力差，在新的電力輔助服務市場化的利益分配體系下，風電和光伏將成為輔助服務的重要購買者。

以內蒙古電網調峰輔助服務為例，調峰輔助服務的供給側為火電企業（負荷率低于平均火電負荷率的機組）；調峰輔助服務的購買方為火電企業（負荷率高于平均火電負荷率的機組）和全部新能源企業；調峰報價范圍為0-0.5元/千瓦時。假設不調峰，棄風棄光電量每年按25%估計，則棄風棄光電量為150億千瓦時；如果調峰，假設調峰報價為0.5元/千瓦時，減少棄風棄光電量150億千瓦時，則風電和光伏須承擔調峰總費用約22億。也就是說，風電和光伏可以額外多發150億千瓦時的電，但是這個電量每千瓦時要增加0.14元的成本。

輔助服務市場化能提升電力系統對風電和光伏等新能源消納的積極性和消納空間，有利于實現輔助服務責任在不同發電企業之間的公平分攤。整體來看，這對風電和光伏等新能源也是有利的，可以減少棄風棄光，提高風電和光伏發電設備利用小時數，提升風電和光伏經營效益。

發電側和用戶側誰受益誰買單

在市場化的過程中，理順電力輔助服務的價格傳導機制是關鍵。目前“誰受益誰買單，誰污染誰治理”的原則被普遍接受。澳大利亞的頻率控制輔助服務（Frequency Control Ancillary Service,FCAS）成本回收也是按該原則組織的，他們稱之為“Causer Pays”（等同于誰污染誰治理）。

意外事故升頻服務（Contingency Raise Services）是針對系統中可能損失最大發電機組單位而制定的，分為快速升頻服務、慢速升頻服務和延遲升頻服務，這些服務都是從發電廠收取費用。與此相對，意外事故降頻服務（Contingency Lower Services）是針對最大負荷損失或者系統中傳輸線故障而制定的，三種服務均從用戶方收取費用。基本義務服務也是按照“Causer Pays”的原則向造成頻率偏離的企業或用戶收取費用。

至于電網支持和控制輔助服務（Network Supportand Control Ancillary Service,NSCAS）和系統重啟輔助服務（System Restart Ancillary Services,SRAS），則由澳大利亞能源市場調度中心（Australian Energy Market Operator,AEMO）和所有輔助服務提供商簽訂長期輔助服務合同來協商。其中，NSCAS的成本通過向市場上所有用戶收取費用來平衡，而SRAS的成本是按照50/50的比例向所有用戶和發電廠收取費用來平衡。

NSCAS和SRAS價格機制內含四種基礎支付條件。第一是啟動服務支付（Enablement Payments），僅當服務被專門啟動時支付；第二是可用服務支付（Availability Payments），在每個交易間隔，服務處于可用狀態時支付；第三是調試服務支付（Testing Payments），在年度調試服務發生時支付；第四是使用服務支付（Usage Payments），在每個交易間隔，當服務被使用時支付。

澳大利亞能源系統輔助服務費用既有向發電廠收取的，也有向用戶收取的，還有兩方面都收的，條分縷析，非常明確。我國電力輔助服務可以從中借鑒學習，把輔助服務成本傳遞到最終受益者身上。

早日綢繆變“被動買單”為“主動補償”

當前，我國新能源發展迅速，可再生能源發電裝機比重越來越大，國家對電力系統調節能力的提升愈加重視。2018年3月，國家發展改革委和國家能源局下發《關于提升電力系統調節能力的指導意見》，表示要著力提高電力系統的調節能力，保障電力安全供應，從負荷側、電源側、電網側多措并舉，重點增強系統靈活性、適應性。電力輔助服務是電力安全供應的重要組成部分，它的一舉一動牽引著負荷側、電源側和電網側多方關注的目光。電力輔助服務的市場化毫無疑問也撥動了“平價上網”風潮下風電和光伏企業敏感的神經。

國發能源院、綠能智庫預測，按照“誰受益誰買單”的原則，電力輔助服務市場化首先將會使得風電和光伏發電企業未來承擔更多的輔助服務費用；其次，在輔助服務市場化競爭開展之后，度電調峰成本將會下降，這對風電和光伏發電企業是有利的；第三，隨著輔助服務市場化的不斷完善，負荷側受益用戶將被納入輔助服務費用分攤范圍，這對風電和光伏發電企業也是有利的。

對此，國發能源院、綠能智庫建議，風電和光伏發電企業也不能坐等政策落地，應積極參與早日綢繆，變“被動買單”為“主動補償”。首先要提升自身可調可控能力，優化涉網性能。例如，加裝儲能子系統；第二，積極推動專項政策落地。多個風電廠或光伏電廠集合參與輔助服務市場；第三，風電廠或光伏電廠與火電聯合參與輔助服務市場。