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当前发电侧是成本承担者，但多位专家表示，辅助服务作为一种公共产品，所有系统主体均是受益者，按照“谁受益、谁承担”原则，不应只是发电侧分摊成本。
在稍早前举行的2020年全国两会期间，全国政协委员、华能集团董事长舒印彪建议：“加快建立辅助服务市场和容量补偿机制，按照‘谁受益、谁承担’的原则，给予提供调频、备用等辅助服务的煤电机组合理补偿，化解沉没成本，促进煤电产业可持续发展。”
电力辅助服务市场，即电力市场中引导各类型机组，在合适的时间提供合适数量的辅助服务，并获得合理的经济激励。据了解，我国电力辅助服务市场的交易品种主要包括调频、调峰、备用、黑启动等。发电侧是电力辅助服务提供方，也是成本的分摊主体。
业内人士认为，现行补偿机制仍沿用上一轮电改模式，已不适用于新能源大规模并网和电力市场化交易的新情景，辅助服务市场成了发电侧的“零和游戏”。发电企业既要出钱还得出力，长期为电力系统安全稳定运行无偿承担成本的补偿机制亟需纠偏。
辅助服务成本现由发电侧承担
2015年“9号文”颁发后，电力辅助服务开始市场化探索。截至目前，电力辅助服务市场已在华中、东北、华北、华东、西北等地启动，电力辅助服务市场“味道”渐浓的同时，市场主体也日趋多元。
据国家能源局统计，截至2018年底，全国（除西藏外）参与电力辅助服务补偿费用共147.62亿元。其中，发电机组合计分摊118.95亿元，占比为80.58%。
一位不愿具名的业内人士告诉记者：“厂网分开前，辅助服务由指定机组无偿提供，当时‘厂网一家’，辅助服务采用‘大锅饭’形式；厂网分开后，建立了‘辅助服务补偿机制’，电力辅助服务‘可计量、可监管、可交易’，目前全国仍沿用这种补偿机制。”
据了解，我国大多数地区对发电企业应承担的辅助服务进行了规定：发电机组提供辅助服务超过平均水平，得到经济补偿；不提供或低于平均水平，需提供资金补偿其他发电机组。
上述业内人士告诉记者：“该机制将辅助服务分为基本和有偿辅助服务，有偿辅助服务补偿采用定额方案，跨省区交易电量承担辅助服务，该补偿机制适用于全部并入省级以上电网的发电企业。”
补偿模式和力度均不合理
华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为，随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有补偿模式和力度不能满足系统需要。
“计划体制下，发电企业之间相互补偿、统一标准承担费用有一定道理。但已不适用于目前电力市场化交易的需要。随着上网电价逐步放开，实际交易中，发用双方协商形成的电价仅针对电能量价格进行博弈，辅助服务费用并未包含其中。俗话说‘羊毛出在羊身上’，不论辅助服务的成本如何、费用高低，在市场化的背景下应当由电力用户承担。”上述业内人士表示。
袁家海表示：“辅助服务补偿机制推行之初，是为了解决发电企业之间提供辅助服务的公平性问题，暂由发电企业承担。然而这种做法没有明确上网电价中是否考虑辅助服务成本，只把没有参与辅助服务的机组视为少做功的机组，这是不合理的。”
补偿力度方面，华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏告诉记者：“目前，主动参与辅助服务的发电机组奖励不足，被动参与的生存得不到保障。辅助服务市场表面是解决系统的实时平衡，背后则是机制如何保障系统主动具备实时平衡的能力。市场机制不够合理，要么让辅助服务提供商亏损，要么退出提供服务，最终受影响的将是整个电力系统。”
多位受访专家均表示，从根本上说，发电企业不应为辅助服务买单，辅助服务作为一种公共产品，所有系统主体均是受益者，不应只是发电侧分摊成本。
亟待建立合理补偿机制
有业内人士表示，煤电大面积亏损的核心原因，是煤电为可再生能源接入系统带来的高成本“买了单”，无偿承担了大量成本，辅助服务则为其中一部分，当下亟需建立合理的辅助服务补偿机制。
吴俊宏表示，用户是造成电力系统负荷峰谷差的根本原因，也是电力系统安全运行最大的受益对象。“发电侧方面，应进一步提升能有效提供辅助服务电源的激励机制；用户侧而言，应通过奖惩机制激励用户参与到辅助服务市场，从根本上减少系统对辅助服务的需求压力。”
袁家海认为，现货市场可使原有的辅助服务市场更有效率。“通过发电商之间的竞争优化、用户侧储能和需求响应的加入以及辅助服务产品的价值重新定义评估，可以促进电力系统内各种资源的高效利用，从而降低电力系统整体的成本，这样不仅提供辅助服务能力强的运营商可以获得更多利益，包含辅助服务成本的输配电价也会降低，三方互利。”
“结合新一轮电改的情况来看，辅助服务的主体范围要重新定义，原有的补偿机制和用户侧机制都不适应新的发展需要。当下，应逐步建立按效果付费的补偿机制，建立储能广泛参与各类辅助服务的合理化补偿机制，尽快引入容量备用辅助服务项目。根本上说，就是要建立向用户传导的辅助服务市场长效机制。”上述业内人士表示。
