补偿分摊
自己，所以嘴不要张得太大。
上述《通报》还显示，2019年火电机组合计分摊最多，为62.65亿元，风电次之，为26.72亿元;火电获得补偿费用120.62亿元，风电仅0.78亿元。换言之，火电从
结算，山东电力现货市场中建立调频辅助服务市场
与上述动作形成鲜明对比的是，辅助服务市场目前问题凸显：参与其中的煤电、水电企业因出钱又出力叫苦不迭、新入局的新能源企业面对高额分摊费用入不敷出、储能企业受
各有关电力企业：
根据《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》(西北监能市场〔2019〕28号)相关规定，2020年3月份青海电力辅助服务市场补偿、分摊结果复核工作已完成，现予公布，请据此结算
。
附件：1.2020年3月份青海电力辅助服务市场补偿情况
(储能)
2.2020年3月份青海电力辅助服务市场分摊情况
国家能源局西北监管局
2020年6月1日
附件1
2020年3月青海
各有关电力企业：
根据《陕西电力辅助服务市场运营规则(试行)》(西北监能市场〔2019〕82号)相关规定，2020年3月份陕西电力辅助服务市场补偿、分摊结果复核工作已完成，现予公布，请据此结算
。
附件：1.2020年3月份陕西电力辅助服务市场补偿情况
(深度调峰)
2.2020年3月份陕西电力辅助服务市场补偿情况
(启停调峰)
3.2020年3月份陕西电力辅助服务市场分摊情况
了有偿调峰的基准、考核与补偿以及费用分摊等规则，具体规定不一。
在大规模新能源接入电网，系统调峰约束日益加剧的情况下，原有有偿调峰辅助服务相关规则不能有效激励系统调峰潜力的发挥。2014年，东北率先
，参与交易的火电企业在最小方式基础上进一步减少发电，由新能源发电企业替代火电发电，同时给予火电企业一定经济补偿，补偿价格由双方自行商定。2019年，甘肃、新疆等省区完成新能源与自备电厂发电权交易电量
电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了从无偿提供到计划补偿、再到市场化探索的两个转变过程。本文主要阐述了辅助服务市场建设基本情况，重点分析了辅助服务的市场品种、市场主体、组织方式
、出清价格、出清方式以及市场衔接等特点。
我国电力辅助服务市场建设情况
执笔人：时智勇、袁伟、雷雪姣
国网能源院新能源与统计研究所
1我国电力辅助服务发展历程
无偿提供向计划补偿方式转变
国网河南省电力公司，有关发电企业： 近期，国网河南省电力公司将我省2020年5月份电力调峰辅助服务交易补偿分摊情况,以及2月份受疫情影响部分电厂市场外考核和电网断面影响免分摊费用情况进行了汇总
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
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
等，火电和水电机组为辅助服务提供方，也是辅助服务成本的分摊主体。 业内人士认为，就目前补偿机制而言，辅助服务市场陷入了发电侧零和游戏中，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
将抽水蓄能电站容量电费作为电力系统公共成本，由电网企业统一采购，再向用户侧分摊传导。另外，建议在十四五规划中设置合理的抽水蓄能电站规模，确保按需有序开发建设。针对湖南电网发展和调峰需求，建议优先考虑在
强化规划引领，结合未来我国电源结构、负荷特性的变化趋势，确保按需有序开发建设抽水蓄能电站。二是完善电价机制，加快建立适应新电改要求的抽水蓄能电站电价形成机制及成本分摊和疏导机制，缓解建设运营压力，促进
，如当前新疆电网的规定，由电网提出一个储能充放电的补偿标准及存量机组的分摊机制，再由储能运营商发挥主观能动性，去实施新增储能装机。
(3)电网强制命令风光电站按比例配置储能的方式将快速解决全市场电力
、保障小时数以外部分参与电力交易，而保障小时数或将不断降低、追加额外的储能投资以满足电网的要求、被强迫分摊储能补偿费用等形式丧失。电站运营环节除非在资金成本、项目获取上有额外优势，否则任何当期的、表面
