2021年12月，为深入贯彻落实党中央、国务院的各项决策部署，规范电力系统并网运行和辅助服务管理，深化电力辅助服务市场机制建设，国家能源局及时修订《电力并网运行管理规定》（下称《规定》）和《电力辅助服务管理办法》（下称《办法》），以辅助服务市场为抓手推动源网荷储共同发力，切实发挥电力辅助服务市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。《规定》和《办法》提出要扩大电力辅助服务新主体，丰富电力辅助服务新品种，完善用户分担共享新机制，健全市场形成价格新机制。本文从低碳发电的价值源头入手，探讨如何深化改革电量市场、辅助服务市场的配套价格形成机制和成本分摊机制，以适应构建新型电力系统的要求。
现阶段辅助服务实践遇到的问题
从经济角度来看，现阶段辅助服务市场构建过程中遇到的问题主要在于：仅通过发电侧单边承担整个系统辅助服务成本，已无法承载系统大量接入可再生能源产生的需求。
以西北地区辅助服务市场构建为例，国家能源局西北监管局于2015年印发了《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》，并于2019年印发了修订版。这两个文件指导了我国辅助服务市场建设的重要实践。在西北地区开展深度的试点可以为辅助服务市场建设提供重要经验，一方面西北地区间歇性可再生能源装机容量比例高，另一方面西北地区本地负荷相对较少，风、光的消纳矛盾比较突出。在西北地区“两个细则”的指导下，甘肃、新疆、宁夏、青海、陕西均开始构建辅助服务市场，并取得了一定成绩。2020年3月，据国网西北分部消息，西北区域调峰辅助服务市场累计调峰电量突破100亿千瓦时，实现新能源减弃增发100.03亿千瓦时，新能源利用率从市场构建伊始的86%提升至93%以上，提升近7个百分点。
在试点过程中，也暴露出了一些问题。一是该市场并非双边完全竞争的，目前辅助服务的需求基本是由调度机构提出的，而辅助服务的供给侧是竞争的。这不可避免地造成辅助服务价格被扭曲的情况，表现为某些辅助服务不予计价或计价过低，甚至低于提供辅助服务的成本。这不利于对辅助服务能力的培育。二是系统中的不确定性源，比如风、光发电商和不可控负荷，是造成系统需要调节资源的主要原因。但是，目前辅助服务需求量是由调度机构统一测算的。不同的不确定性源需要多少辅助服务，无法直接在市场中得到响应。这就导致无法从可靠性的视角，比较不同的不确定性源的效率。也就难以鼓励相对更可靠的风、光发电商进行更多的生产。三是调节资源的消耗实际上构成了间歇性可再生能源的发电成本，但是，这无法反映在它的价格中，这也限制了它们靠自身收益来承担辅助服务成本的能力。
合理货币化低碳发电价值的必要性
长期以来，在衡量低碳发电的价值时，实际上缺乏合理的货币化标准。所谓货币化标准，通俗地讲，就是“低碳”发电值多少钱。在2020年以前，对低碳发电的价值确认是通过补贴实现的，主要的补贴方式是上网电价。所谓上网电价补贴，即无论发电商的真实成本是多少，都以一个特定的标准确定其上网电价。从电网收购的角度来看，该上网电价超出标杆燃煤电厂上网电价的部分，就是需要补贴的部分。这部分是全社会共担的。上网电价一般是根据平准化发电成本（Levelized Cost of Electricity，LCOE）确定的。也就是说，全社会为低碳发电方式确认的价值就是LCOE减去标杆燃煤电厂上网电价的部分。在2017年以后，风、光发电的上网电价逐渐退坡，在2020年之后，要基本达到平价上网。
可以看出，传统的低碳发电价值确认方式是基于成本视角的，即以保证风、光等发电商可以收回成本为标准。但是，这部分补贴并不是真正的“减碳”价值。也就是说，风、光的发电商每发一度电的价值，除了供给电能需求外，还应该表现为对传统“含碳”发电方式的替代所带来的价值。然而，在补贴退坡之后，这部分价值还未被合理货币化。
之所以要强调合理货币化低碳发电的价值，是因为《规定》和《办法》确认了“谁受益、谁承担”的成本分担原则。显然风、光发电商是辅助服务的受益者，这意味着它们需要承担辅助服务成本。然而一方面，补贴退坡之后，风、光发电商的利润受到限制；另一方面，风、光发电的减碳价值尚未被合理货币化。这可能大大降低风、光发电商的盈利能力，降低其发电和进一步投资的意愿。
所谓“合理”的货币化低碳发电的价值，意味着既不能高估也不能低估其价值。那么，需要准确量化每替代一千瓦时含碳发电量的价值，也就是需要确定每减少一单位碳排放可以带来多少价值。这意味着必须综合考虑碳价格。
间歇性可再生能源发电定价新思路
对间歇性可再生能源发电定价，决定于社会对它的需求程度。风、光等间歇性可再生能源可以生产无碳排放的电力，但是，是否要做到将燃煤等有碳排放的发电100%替换为风、光发电呢？换句话说，就是间歇性可再生能源的渗透率应该是多少，对社会的净收益是最大的。风、光发电在一个特定渗透率下，带给社会的净收益（带给社会的收益减去给社会造成的成本）达到最大值，这就是“最优渗透率”的概念。
应该以“最优渗透率”来确定间歇性可再生能源的发电价格。简单来说，相比于燃煤发电，风、光发电可以为社会节约碳排放成本。这可以看作一种收益，而这个收益的货币化值决定于碳价格。合理有效的碳市场是确认碳价格的基础。碳市场以排放帽交易（Cap and trade）原则，确认了每一吨碳排放的社会边际成本。同时，随着风、光发电量渗透率的增加，它们给系统带来的波动性增加，又需要消耗更多的辅助服务资源来进行调节。这会增加社会的成本。有效的辅助服务市场可以将这部分成本货币化。
所以，风、光发电的最优渗透率应该是它们给全社会带来的边际收益等于边际成本时的渗透率。这时，依据边际成本定价原理，由辅助服务市场确认的边际成本可以确定为风、光的发电价格。可见，此时的间歇性可再生能源发电商所获得的价格可以覆盖它们要承受的辅助服务成本。
辅助服务市场新业态的展望与启示
笔者团队对一个中小型电力系统做过测算：间歇性可再生能源的装机容量比例约为40%时，假设度电碳排放量为750克/千瓦时，平均上网电价为0.4元/千瓦时，当碳价格达到700元/吨时，最优渗透率大约在装机容量比率的40%左右。当碳价格上升时，最优渗透率会相应上升。当碳价格达到1600元/吨时，最优渗透率大约在装机容量比率的50%左右。目前来看，中国现阶段扩大辅助服务市场的经济动力是远远不够的。一方面，碳价格尚处于非常低的位置，北京碳交易所2020年全年均价约为60元/吨。而在欧洲，随着发电退煤的推进，碳价格将不低于60欧元/吨，也就是约600元/吨。另一方面，就如本文提到的，2020年之后新增风、光发电机组基本以平价上网，如果不对它们的减碳价值进行合理货币化，它们的盈利能力将受限，对辅助服务的支付能力和购买意愿就受到限制。通俗地说，辅助服务市场的规模和活力起不来。随着2030年碳达峰期限的临近，可以预见碳市场应该逐步活跃起来，碳价格应该平稳提升至合理水平。当辅助服务市场有足够的经济动力之后，对各类新型调节资源的投资将是回报可期的。
随着新型电力系统建设的推进，电力市场化过程必然继续深化。在这个过程中，电网企业必须考虑自身的角色转变问题，抓住机遇，寻找新的增长点。其一，电网的传统盈利途径将会继续受限。为了增强电力市场的活力，电网企业的交易平台职能和调度职能必然趋于非营利化。其二，电网企业应该积极拥抱辅助服务市场建设。拓展负荷和发电两端的增值服务，是电力市场化过程中的盈利点。目前在售电侧，电网企业的传统渠道优势凸显。而在辅助服务侧，电网企业也拥有大量抽蓄电站等优质资产，应该考虑在各类细分辅助服务市场中进行布局。其三，作为新型调节资源，集中式储能的调节能力受局部电网结构的约束。电网企业在这个领域具有先天优势。集中式储能在哪些节点可以发挥最大作用，决定于网架结构和调度方式。可以考虑进行早期投资，储备优质资产。
