2021年12月，為深入貫徹落實黨中央、國務院的各項決策部署，規范電力系統并網運行和輔助服務管理，深化電力輔助服務市場機制建設，國家能源局及時修訂《電力并網運行管理規定》（下稱《規定》）和《電力輔助服務管理辦法》（下稱《辦法》），以輔助服務市場為抓手推動源網荷儲共同發力，切實發揮電力輔助服務市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。《規定》和《辦法》提出要擴大電力輔助服務新主體，豐富電力輔助服務新品種，完善用戶分擔共享新機制，健全市場形成價格新機制。本文從低碳發電的價值源頭入手，探討如何深化改革電量市場、輔助服務市場的配套價格形成機制和成本分攤機制，以適應構建新型電力系統的要求。

現階段輔助服務實踐遇到的問題

從經濟角度來看，現階段輔助服務市場構建過程中遇到的問題主要在于：僅通過發電側單邊承擔整個系統輔助服務成本，已無法承載系統大量接入可再生能源產生的需求。

以西北地區輔助服務市場構建為例，國家能源局西北監管局于2015年印發了《西北區域發電廠并網運行管理實施細則》及《西北區域并網發電廠輔助服務管理實施細則》，并于2019年印發了修訂版。這兩個文件指導了我國輔助服務市場建設的重要實踐。在西北地區開展深度的試點可以為輔助服務市場建設提供重要經驗，一方面西北地區間歇性可再生能源裝機容量比例高，另一方面西北地區本地負荷相對較少，風、光的消納矛盾比較突出。在西北地區“兩個細則”的指導下，甘肅、新疆、寧夏、青海、陜西均開始構建輔助服務市場，并取得了一定成績。2020年3月，據國網西北分部消息，西北區域調峰輔助服務市場累計調峰電量突破100億千瓦時，實現新能源減棄增發100.03億千瓦時，新能源利用率從市場構建伊始的86%提升至93%以上，提升近7個百分點。

在試點過程中，也暴露出了一些問題。一是該市場并非雙邊完全競爭的，目前輔助服務的需求基本是由調度機構提出的，而輔助服務的供給側是競爭的。這不可避免地造成輔助服務價格被扭曲的情況，表現為某些輔助服務不予計價或計價過低，甚至低于提供輔助服務的成本。這不利于對輔助服務能力的培育。二是系統中的不確定性源，比如風、光發電商和不可控負荷，是造成系統需要調節資源的主要原因。但是，目前輔助服務需求量是由調度機構統一測算的。不同的不確定性源需要多少輔助服務，無法直接在市場中得到響應。這就導致無法從可靠性的視角，比較不同的不確定性源的效率。也就難以鼓勵相對更可靠的風、光發電商進行更多的生產。三是調節資源的消耗實際上構成了間歇性可再生能源的發電成本，但是，這無法反映在它的價格中，這也限制了它們靠自身收益來承擔輔助服務成本的能力。

合理貨幣化低碳發電價值的必要性

長期以來，在衡量低碳發電的價值時，實際上缺乏合理的貨幣化標準。所謂貨幣化標準，通俗地講，就是“低碳”發電值多少錢。在2020年以前，對低碳發電的價值確認是通過補貼實現的，主要的補貼方式是上網電價。所謂上網電價補貼，即無論發電商的真實成本是多少，都以一個特定的標準確定其上網電價。從電網收購的角度來看，該上網電價超出標桿燃煤電廠上網電價的部分，就是需要補貼的部分。這部分是全社會共擔的。上網電價一般是根據平準化發電成本（Levelized Cost of Electricity，LCOE）確定的。也就是說，全社會為低碳發電方式確認的價值就是LCOE減去標桿燃煤電廠上網電價的部分。在2017年以后，風、光發電的上網電價逐漸退坡，在2020年之后，要基本達到平價上網。

可以看出，傳統的低碳發電價值確認方式是基于成本視角的，即以保證風、光等發電商可以收回成本為標準。但是，這部分補貼并不是真正的“減碳”價值。也就是說，風、光的發電商每發一度電的價值，除了供給電能需求外，還應該表現為對傳統“含碳”發電方式的替代所帶來的價值。然而，在補貼退坡之后，這部分價值還未被合理貨幣化。

之所以要強調合理貨幣化低碳發電的價值，是因為《規定》和《辦法》確認了“誰受益、誰承擔”的成本分擔原則。顯然風、光發電商是輔助服務的受益者，這意味著它們需要承擔輔助服務成本。然而一方面，補貼退坡之后，風、光發電商的利潤受到限制；另一方面，風、光發電的減碳價值尚未被合理貨幣化。這可能大大降低風、光發電商的盈利能力，降低其發電和進一步投資的意愿。

所謂“合理”的貨幣化低碳發電的價值，意味著既不能高估也不能低估其價值。那么，需要準確量化每替代一千瓦時含碳發電量的價值，也就是需要確定每減少一單位碳排放可以帶來多少價值。這意味著必須綜合考慮碳價格。

間歇性可再生能源發電定價新思路

對間歇性可再生能源發電定價，決定于社會對它的需求程度。風、光等間歇性可再生能源可以生產無碳排放的電力，但是，是否要做到將燃煤等有碳排放的發電100%替換為風、光發電呢？換句話說，就是間歇性可再生能源的滲透率應該是多少，對社會的凈收益是最大的。風、光發電在一個特定滲透率下，帶給社會的凈收益（帶給社會的收益減去給社會造成的成本）達到最大值，這就是“最優滲透率”的概念。

應該以“最優滲透率”來確定間歇性可再生能源的發電價格。簡單來說，相比于燃煤發電，風、光發電可以為社會節約碳排放成本。這可以看作一種收益，而這個收益的貨幣化值決定于碳價格。合理有效的碳市場是確認碳價格的基礎。碳市場以排放帽交易（Cap and trade）原則，確認了每一噸碳排放的社會邊際成本。同時，隨著風、光發電量滲透率的增加，它們給系統帶來的波動性增加，又需要消耗更多的輔助服務資源來進行調節。這會增加社會的成本。有效的輔助服務市場可以將這部分成本貨幣化。

所以，風、光發電的最優滲透率應該是它們給全社會帶來的邊際收益等于邊際成本時的滲透率。這時，依據邊際成本定價原理，由輔助服務市場確認的邊際成本可以確定為風、光的發電價格。可見，此時的間歇性可再生能源發電商所獲得的價格可以覆蓋它們要承受的輔助服務成本。

輔助服務市場新業態的展望與啟示

筆者團隊對一個中小型電力系統做過測算：間歇性可再生能源的裝機容量比例約為40%時，假設度電碳排放量為750克/千瓦時，平均上網電價為0.4元/千瓦時，當碳價格達到700元/噸時，最優滲透率大約在裝機容量比率的40%左右。當碳價格上升時，最優滲透率會相應上升。當碳價格達到1600元/噸時，最優滲透率大約在裝機容量比率的50%左右。目前來看，中國現階段擴大輔助服務市場的經濟動力是遠遠不夠的。一方面，碳價格尚處于非常低的位置，北京碳交易所2020年全年均價約為60元/噸。而在歐洲，隨著發電退煤的推進，碳價格將不低于60歐元/噸，也就是約600元/噸。另一方面，就如本文提到的，2020年之后新增風、光發電機組基本以平價上網，如果不對它們的減碳價值進行合理貨幣化，它們的盈利能力將受限，對輔助服務的支付能力和購買意愿就受到限制。通俗地說，輔助服務市場的規模和活力起不來。隨著2030年碳達峰期限的臨近，可以預見碳市場應該逐步活躍起來，碳價格應該平穩提升至合理水平。當輔助服務市場有足夠的經濟動力之后，對各類新型調節資源的投資將是回報可期的。

隨著新型電力系統建設的推進，電力市場化過程必然繼續深化。在這個過程中，電網企業必須考慮自身的角色轉變問題，抓住機遇，尋找新的增長點。其一，電網的傳統盈利途徑將會繼續受限。為了增強電力市場的活力，電網企業的交易平臺職能和調度職能必然趨于非營利化。其二，電網企業應該積極擁抱輔助服務市場建設。拓展負荷和發電兩端的增值服務，是電力市場化過程中的盈利點。目前在售電側，電網企業的傳統渠道優勢凸顯。而在輔助服務側，電網企業也擁有大量抽蓄電站等優質資產，應該考慮在各類細分輔助服務市場中進行布局。其三，作為新型調節資源，集中式儲能的調節能力受局部電網結構的約束。電網企業在這個領域具有先天優勢。集中式儲能在哪些節點可以發揮最大作用，決定于網架結構和調度方式。可以考慮進行早期投資，儲備優質資產。