日前，国家能源局山西监管办公室发布《关于明确跨省区外送电量辅助服务费用分摊有关事项的通知》，明确跨省区外送电量辅助服务费用的分摊范围和分摊方式。这意味着，山西成为全国首个开展跨省区交易电量辅助服务费用分摊的省份。

“费用分摊更加公平合理。山西此举开创了辅助服务费向跨省用户侧分摊的先河，将对辅助服务费向用户侧疏导政策的落实起到积极推动作用。”国家发展改革委价格成本调查中心处长赵宏向《中国能源报》记者指出，建立电力辅助服务费用分摊机制，对于电力调度机构获取充分的灵活调节资源至关重要，将对建立新型电力系统和实现“双碳”目标发挥积极作用。

提供先行范例

电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保障电能质量、促进新能源消纳，由市场运营机构统一组织采购调用的调峰、调频、备用等系统调节服务。截至2022年底，我国电力辅助服务实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。

据记者了解，以往电力辅助服务费用主要在省内分摊，并且大多数省份只在发电电源侧分摊，只有个别省份向省内用户侧分摊且主要集中于工商业用户，但电力辅助服务作为一项公共产品，所有系统主体均是受益者，受益电量是其提供辅助服务区域范围内传输的全部电量，既包括本地用电量，也包括跨区域“网对网”外送电量。

山西是我国电力外送大省，近一半的外送电量为省调机组“网对网”外送电量，而相应的辅助服务费实际由省调机组和省内用户承担，亟需建立公平合理的价格分摊机制。

根据2021年12月国家能源局发布的《电力辅助服务管理办法》，按照“谁受益、谁承担”原则，进一步完善辅助服务考核补偿机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立用户参与的分担共享机制，山西率先落地。

“山西将辅助服务成本扩展到省间分摊，保障了辅助服务资金的来源，把电力辅助服务责任落实到不同地区的相关市场主体，使市场主体能够获得或承担与辅助服务相关的费用，可降低省内用户的用电成本。”华北电力大学教授袁家海告诉《中国能源报》记者，山西明确跨省区外送电力辅助服务费用分摊，能够有力推动跨省区辅助服务分摊共享机制的建立，并为全国统一电力市场体系和能源绿色低碳转型提供先行范例。

有待扩展至区域范围

电力辅助服务市场是全国统一电力市场的重要组成部分，是推动能源低碳转型的重要抓手。

赵宏指出，受新能源高比例接入、极端天气增多、经济社会发展用电量增加导致电力负荷峰谷差拉大，信息化电气化对用电质量要求提高等因素影响，电力辅助服务的不确定性加剧，电力调度机构对灵活调节资源需求大大增加。同时，新能源的波动性、间歇性和随机性，使得电能输送过程中也需要大量辅助服务用于平衡负荷、稳定频率电压保证电能质量，以及系统备用和黑启动等应急事故处理。电力辅助服务可为电力系统所有参与者提供安全保障，费用分摊共享符合客观经济规律，才能调动灵活调节资源的投资建设热情，为能源绿色低碳转型保驾护航。

那么，山西建立跨省区交易电量分摊辅助服务费用的做法是否可在全国范围内复制推广？

赵宏指出，山西建立跨省区交易电量分摊辅助服务费用的做法符合电力辅助服务的系统性、垄断性、不确定性特点和公共品经济学属性，对灵活调节资源健康可持续发展具有重要推动作用，值得各地借鉴。但目前电网系统的调度多以区域为单位进行安全调节，极个别以省为单位。因此，辅助服务费总量有待进一步扩展到区域范围，总费用由所调节区域输送的总电量来共同分摊，包括区域内部用电量和区域间“网对网”输送电量。

袁家海认为，山西明确了分摊范围、分摊方式、结算流程及执行时间，可为其它地区跨省区辅助服务分摊共享机制的建立提供一定参考，但还不足以在全国范围内复制推广。原因在于，一方面是存在市场利益协调问题，我国各地区资源禀赋不同、电价差异明显，用户的电价承受能力也有所不同，辅助服务费用分摊会影响各省区市场主体利益，因此需要根据各地实际情况，建立科学合理的省间利益协调机制，保障区域间的市场交易；另一方面，辅助服务成本分摊比例有待厘清，在部分区域或省份，辅助服务成本由发电侧并网主体和市场化电力用户共同承担，具体分摊比例还需进一步商榷。

辅助服务市场建设力度待加强

在国家能源局日前召开的三季度例行新闻发布会上，国家能源局市场监管司副司长刘刚介绍，截至6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。今年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费的1.9%，其中调峰补偿占比60.0%，调频补偿占比19.4%，备用补偿占比16.2%。

“目前，我国辅助服务市场建设仍存在价格机制不尽合理、品种不够丰富、主体较为单一等问题。”袁家海进一步表示，我国已初步明确了辅助服务费用由多主体分摊的机制，当前面临的核心问题是不同市场主体间的责任与利益分配问题，核心要义是在“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”原则的基础上，考虑多种辅助服务类型及不同地区电力市场发展的实际情况，进行差异化费用分摊。未来需进一步加大电力辅助服务市场建设力度，完善市场化的辅助服务价格机制，调动多方主体参与市场的积极性，释放辅助服务市场的交易需求，并充分挖掘灵活性资源调节潜力，形成多元化辅助服务市场主体的新格局。

国家层面已明确启动编制电力辅助服务市场基本规则。赵宏建议，基本规则中应重点明确服务主体、共享分摊机制、成本补偿核算等内容，电力辅助服务费用要在其服务区域内的所有电力用户间共同分摊，提供电力辅助服务的主体是电力调度机构及其调用的灵活调节资源，包括灵活性煤电、水电、气电、储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充换电设施等可调节负荷，负荷聚合商、虚拟电厂等。灵活调节资源参与电力辅助服务所获得补偿标准应以其成本为基础，并综合考虑合理收益来确定。电力辅助服务市场如采用“固定补偿+市场化补偿”价格管理形式，固定补偿标准上限应参考电力辅助服务容量成本制定；市场化补偿标准不应低于灵活调节资源参与电力辅助服务的能量损耗成本。灵活调节资源参与电力辅助服务时，用电应由电网提供、电价应执行电网代理购电价格，不再收取作为发电电源或电力用户的其他各项费用。