补偿煤电等调峰电源 电力辅助服务/容量市场机制应如何制定完善？

在能源转型的大背景下，大力发展可再生能源已经是必然趋势，煤电的定位也将会随之改变。因为风电、光伏的不稳定性，更大比例的可再生能源接入电网以后，煤电将承担更多的调峰功能。然而，燃煤机组参与深度调峰时，不但供电煤耗会增加，对机组寿命也会有很大影响。在让煤电承担更多调峰功能的同时，如何补偿这份责任造成的损失，也是一个值得探讨的问题。

11月20日，绿色和平&中华环保联合会联合主办、国网能源研究院协办的“新电改破局五周年：从蹒跚学步到披荆斩棘——聚焦电力辅助服务和容量市场”电力市场机制研讨会在北京召开，生态环境部国家应对气候变化战略研究和国际合作中心战略规划部主任 柴麒敏、国网能源研究院副总工程师 马莉、华能能源研究院副总经济师 韩文轩、华北电力大学经济管理学院教授 袁家海等多位专家发表了主旨演讲，并与清华大学电机工程与应用电子技术系教授 夏清一同探讨在未来的电力市场中，应如何制定、完善调峰辅助服务机制、容量市场以及容量补偿机制，助力能源转型。

2019年10月，国家发改委出台指导意见，煤电上网电价不再实行燃煤标杆电价机制，改为“基准价+上下浮动”机制，同时文件还指出，要完善辅助服务电价形成机制，对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成，这些制度的建立和完善将为煤电的新定位提供政策保障。

据悉，目前我国大多数省份已开展/试行辅助服务市场，大部分省区辅助服务提供主体主要是火电、水电等各类具有灵活调节能力的常规电源，部分地区纳入核电、可中断负荷、储能等。

关于如何完善电力辅助服务市场，国网能源研究院副总工程师 马莉指出，一是构建调峰、备用省间辅助服务市场，省内调节能力不足时可以省间调峰。二是构建辅助服务成本分摊机制，按照“谁受益、谁承担”原则，建立用户与发电共同承担辅助服务成本的机制。三是丰富辅助服务交易品种，如爬坡类产品、系统惯性服务、无功支撑服务等。

另一方面，许多省份开始了对容量电价机制的探索。在各地发布的煤电上网电价实施方案中，水电大省云南明确了制度建立的时间：2020年底前，研究建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

河北、山东两省提出，对民生采暖型燃煤背压机组执行两部制电价。非供暖季关停期间执行容量电价，其他时间按电量电价执行。其中，山东省还明确，探索制定电力市场燃煤机组容量补偿政策。远期探索建立容量市场，燃煤发电机组可以通过容量市场收回部分成本，以便在需求高峰时供市场调用，确保发电资源的长期充裕性。

华北电力大学经济管理学院教授袁家海表示，容量市场不应仅仅是针对煤电的政策，更不是落后机组的“保护伞”。容量构成不能是单一机组，不管是火电、水电、核电或者其他类型的电源，哪类机组对电力的安全作出贡献，都应按照贡献率对其进行补偿。

对于建设容量市场的目的，袁家海指出，建设容量市场/容量机制，短期内主要是为了帮助发电资产投资收回，避免大量机组破产。长期是为了保障电力供应安全和促进电力低碳转型，改变传统的依赖煤电容量新增模式。

碳达峰、碳中和的目标明确以后，无疑将会加速我国能源转型的步伐。清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清表示，十四五期间不建议再新增煤电装机，应该把更多的发展空间留给可再生能源。

随着新能源的高比例接入，火电在电力系统中的作用由提供电量逐渐转变为提供电力，不同类型电源的角色与定位都将发生改变。如何统筹规划中长期、现货、辅助服务、容量等不同市场形态，也是接下来需要解决的重点问题之一。

华能能源研究院副总经济师韩文轩指出，应建立电力市场、碳排放市场、绿证市场等有效协同的综合市场，协调煤电淘汰、碳税、绿色金融等政策，充分发挥市场和政策激励和约束作用，加快电力转型。