東北區域于去年1月1日即已啟動電力輔助服務市場，甚至早在2014年10月1日就已啟動調峰市場。

去年，廣東、江蘇、山西、新疆等省份也分別印發電力輔助服務市場化建設方案或者運行(交易)規則(簡稱各地方案和規則)。

進入2018年，電力輔助服務市場化改革在大江南北遍地開花，電力輔助服務交易在市場的呼喚聲中終于逐漸走入了人們的視野。

運行機制實現從計劃到市場的演進

梳理我國的電力輔助服務管理工作，基本上是經歷了一個從無償提供到計劃補償，再到市場化交易的漸進過程。

2006年，原國家電監會印發《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(簡稱“43號文”，與《發電廠并網運行管理規定》并稱“兩個細則”)，這被認為是我國對電力輔助服務工作實施管理的開始。此前，廠網不分、垂直一體的電力行業，并未開展輔助服務補償工作，因為對并網發電廠進行考核和補償，不過是將錢從左手遞到右手而已。所以，當時的電力輔助服務都是無償提供的。

到2002年廠網分開后，調度機構和發電廠分屬于不同的利益主體，各發電廠也分屬于不同的利益主體。這時候，再讓各并網發電廠無償提供輔助服務已經變得不那么現實，而且經過幾年的實踐后，發現很難協調各方的利益。因此，43號文提出，“按照‘補償成本和合理收益’的原則對提供有償輔助服務的并網發電廠進行補償，補償費用主要來源于輔助服務考核費用，不足(富余)部分按統一標準由并網發電廠分攤”。這時就進入了電力輔助服務的計劃補償時代。后來，到2014年，國家能源局印發《關于積極推進跨省跨區電力輔助服務補償機制建設工作的通知》，將跨省跨區交易電量也納入了電力輔助服務補償機制范疇。

各區域電力輔助服務補償費用情況（2017年四季度）

而隨著大量清潔可再生能源的接入電網，系統開始面臨大量的輔助服務缺口，傳統的計劃補償機制很難做到公平公正，也很難調動起發電企業提供輔助服務的積極性，導致棄風、棄光問題突出。資料顯示，2015年，我國棄風棄光總電量為386億千瓦時，棄風棄光率為14.6%。2016年，我國棄風棄光電量高達700億千瓦時。從發電小時數來看，2011~2016年，風光發電小時數基本呈逐年下降之勢，風電從2011年的1920小時下降到2016年的1742小時，光伏從2013年的1368小時下降到2015年的1133小時。

于是，時代呼喚建立更加高效的輔助服務市場化分擔共享機制。

我國最早提出建設電力輔助服務市場的是2015年3月印發的《中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(簡稱“9號文”)，其中提到以市場化原則“建立輔助服務分擔共享新機制”以及“完善并網發電企業輔助服務考核機制和補償機制”。

在9號文的頂層設計下，與電力輔助服務市場化建設直接相關的文件密集出臺。

2015年11月，作為9號文配套文件之一的《關于推進電力市場建設的實施意見》印發，要求“建立輔助服務交易機制，并按照‘誰受益、誰承擔’的原則，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易”。

全國電力輔助服務補償費用構成（2017年四季度）

2017年11月，《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》出臺，要求“以完善電力輔助服務補償(市場)機制為核心，全面推進電力輔助服務補償(市場)工作”，并“鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組”。

同年發布的《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》也指出：“加快探索建立電力現貨交易機制，改變計劃調度方式，發現電力商品價格，形成市場化的電力電量平衡機制……”這里的“市場化電力電量平衡機制”應該就包括電力輔助服務市場化交易機制，建設電力輔助服務市場也應該是建設電力現貨市場的題中應有之義。

2018年，在相關政策的推動下，我國電力輔助服務市場建設快速起步，絕大多數省份均已修訂完善了“兩個細則”，制定了相關建設方案和運營規則，且先后有多個省份正式啟動了電力輔助服務市場，還有不少省份進入輔助服務市場模擬運行和試運行階段。至此，我國開始向電力輔助服務市場化建設階段大踏步邁進。

市場主體從發電側擴展到用電側

除了電力輔助服務補償方式的演進變化之外，我國電力輔助服務補償機制范疇也經歷了一個從發電側單方到發用電側雙方以及獨立第三方的擴圍過程。

全國各類機組電力輔助服務補償分攤費用（2017年四季度）

我們都知道，開展電力輔助服務最主要的目的就是維護電力系統供需平衡，保持系統電壓、頻率穩定在一個合理區間，維護電力系統的安全穩定運行。

眾所周知，電網峰谷的存在主要是由供求關系的不均衡引起的。過去在化石能源發電和水電時代，發電側出力相對穩定且容易控制，是需求側的不確定性才導致了供求關系的失衡，進而導致了電網峰谷的存在。在現代電網中，風電、光伏等清潔可再生能源大量接入，其出力的隨機性和波動性，則在發電端也加劇了供求關系的不確定性。這樣一來，供求兩端“合力”導致了供求關系的更加不平衡、峰谷差越拉越大。

“我們的電網為電力平衡付出了將近1/3的成本。”在中國電力改革發展30人論壇前不久舉辦的一次座談會上，清華大學教授夏清道出了維護電力系統平衡的艱難。而要平抑這種不平衡，再單靠并網發電廠來提供輔助服務已經遠遠不能解決問題了。

因此，繼2015年出臺的9號文提出“建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制”之后，2017年印發的《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》進一步明確，2018年～2019年探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。該《方案》同時指出，“按需擴大電力輔助服務提供主體。鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務”。至此，用戶甚至獨立第三方被明確納入電力輔助服務補償機制范疇。此后，用戶可參與電力輔助服務市場的條款，被各地方案和規則紛紛納入其中，用戶成為真正的輔助服務市場主體。

全國電力輔助服務補償費用來源（2017年四季度）

市場化建設從起步走向縱深

電力輔助服務管理工作關系到很多環節，涉及到發電側、用電側和電網端的技術發展水平，關系到電源結構、用電結構以及電網的調節能力，也關系到整個電力行業的市場化水平，尤其是電力輔助服務交易又屬于電力交易，與電量交易相比，更講究實時性，因此說，電力輔助服務交易先天屬于現貨交易。種種因素疊加，讓電力輔助服務市場建設變得尤其艱難，過程也尤其漫長。“總體來講，我國輔助服務市場發展相對緩慢。”中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華在接受媒體采訪時這樣表示。

2017年11月，《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》要求，“實現電力輔助服務補償項目全覆蓋。43號文中規定的項目應全部納入電力輔助服務補償范圍。部分地區自動發電控制、調峰等服務未進行補償的，要補充完善區域并網發電廠輔助服務管理實施細則相關規則條款，并切實落實到生產運行中”。

我們知道，43號文是在2006年印發的，也就是說，11年前規定的一些輔助服務補償項目到11年后竟然還未得到落實。這也從一個側面反映了電力輔助服務市場化改革的復雜程度，同時也決定了電力輔助服務市場化改革不能一刀切，須因地制宜。

其實，電力輔助服務市場化改革與其他電力體制專項改革在方向和路徑上并無二致，也是本著試點探索的原則逐步推進。各地在把握市場化基本方向的基礎上，在交易品種、市場主體、交易方式等體現市場化程度的具體方面又各有不同的特點。

根據各地方案和規則來看，在市場主體選擇方面，各地在發電企業的基礎上，大部分都考慮并納入了用戶和獨立第三方。福建和山西還納入了售電企業。華北和山東暫未納入電力用戶。而廣東和湖南因分別先行開展調頻輔助服務市場化交易和抽水蓄能輔助服務專項市場交易，也暫未考慮電力用戶，但廣東納入了獨立第三方。

同時，火電機組以其裝機容量占比大、一次能源經濟性好、能源轉化過程的精準可控和穩定，決定了其成為調峰機組的不二選擇。在電力產能過剩、煤電利用小時數下滑、煤價高企的背景下，積極提供電力輔助服務成為火電尤其是煤電企業扭虧的重要抓手。這就是電力市場的“神奇”之處，有時候你越是少干活，得到的報酬反而越多。而出力超過有償輔助服務補償標準的火電、核電和風光等可再生能源發電，則是輔助服務費用的主要分攤對象。考慮到光伏占比微乎其微，東北地區只有風電參與輔助服務費用分攤。

在交易品種方面，除廣東和湖南外，各地在市場初期均是圍繞調峰和調頻開展交易，然后向無功、備用和黑啟動方向擴展。

在交易組織和交易方式方面，華北調頻輔助服務市場以省網(控制區)為單位開展，報價周期根據電網實際調頻需求容量的變化確定，采用集中競價、統一出清、邊際價格定價的方式開展;華北地區省網調峰市場采用日前集中競價、日內統一出清的日內市場方式開展。山西省調頻輔助服務市場采用集中競價、邊際出清、統一價格的方式組織;深度調峰交易采用雙向報價、集中競爭、滾動出清、統一價格結算的方式。山東調頻調峰輔助服務市場為日前集中競價，日內按照“價格優先、時間優先、按需調用”原則調用的方式組織。湖南抽水蓄能輔助服務專項市場采用雙邊協商交易和要約招標兩種方式進行交易。

但是，仔細觀察一下各地方案和細則，就會發現當前所說的電力輔助服務市場還不能稱之為真正的市場。各地現行的輔助服務市場中，一般都是采取賣方報價、競價，調度方根據價格由低到高依次調用，最后將費用平均分攤給納入輔助服務補償機制范疇的其他發電商和用戶。這顯然不如多買多賣的市場來得更高效、更公平合理。況且，并非交易主體的調度方卻擁有對服務提供者的選擇權，而最應該擁有選擇權的輔助服務費用支付方卻只能被動分攤。這里面或多或少還存在非市場的影子，還明顯算不上最理想的市場。

其實，就大部分輔助服務交易品種來說，完全可以借鑒配額制，比如在電網低谷時段，調度機構根據系統負荷計算出所有納入輔助服務補償機制范圍內機組的平均降出力比例，作為相關機組的輔助服務配額，逾期完不成配額的機組就會被考核。一些具備條件的機組或者說靈活性較好的機組在完成自身配額指標的同時，可以進一步報價出讓自身的降出力指標(直至停機備用)，而那些沒有降出力意愿的機組可以根據市場情況報價購買這些指標，來沖抵自身承擔的輔助服務配額。同樣，電儲能和可中斷負荷、第三方等也可以參與市場報價，向那些沒有降出力意愿的機組出售輔助服務。在電網高峰時段也同樣如此，只不過這時候需要的是用戶的降負荷服務并承擔降負荷配額，用戶除了自己消化這些配額外，還可以向發電廠、其他用戶、可中斷負荷和電儲能、第三方等購買服務來沖抵配額。這樣就形成了一個以配額為基礎催生出的多買多賣的交易市場，也更容易與未來的現貨市場接軌。

電能從萬眾期待中走向前臺

電儲能之于電力行業的重要意義無需贅述。近年來，尤其是隨著大量清潔可再生能源不斷接入電網，業內關于推動電儲能產業大發展、給電儲能以市場主體“名分”的呼聲一浪高過一浪，同樣的聲音甚至無數次出現在多年來全國兩會代表委員的議案和提案中。

業界已經注意到，此次電力輔助服務市場化改革的大力度推進，為儲能產業提供了巨大的發展空間。《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》明確，“按需擴大電力輔助服務提供主體，鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務”。轉眼間，電儲能就出現在了各地方案和規則中，東北、福建、山西、甘肅、寧夏、湖南等地的方案和規則中，均不約而同地出現了電儲能設施可以作為市場主體提供電力輔助服務的描述。比如，東北方案和規則明確，滿足一定條件的電儲能設施可以參加發電側調峰輔助服務市場;甘肅規則明確，電儲能既可在電源側也可在負荷側，或以獨立市場主體為電網提供調峰等輔助服務。

比較各地方案和規則可以發現，給電儲能市場地位最高的省份當屬福建了。福建規則明確，“在低谷時段啟動電儲能調峰交易”，并進一步指出，“在電廠計量出口內建設的電儲能設施，可與機組聯合參與調頻調峰，或作為獨立主體參與調峰輔助服務市場交易。在用戶側建設的電儲能設施作為用戶的儲能放電設備，既可自用也可參與調峰市場交易。獨立電儲能作為電力市場主體參與電儲能調峰交易，其充放電狀態接受電力調度統一調度指揮，獨立電儲能設施可以作為分布式電源就近向電網出售電量”。

“獨立電儲能設施可以作為分布式電源就近向電網出售電量。”作為一份電力輔助服務市場交易運營規則，福建規則甚至完全超出了輔助服務的范疇，其在明確獨立電儲能設施的電力輔助服務市場主體地位的同時，也明確了其在電力和電量市場中的主體地位。這樣一來，電儲能設施終于可以堂堂正正地出現在當地的電力市場交易中了，這也為電儲能在其他省份取得突破打開了政策缺口。

鏈接

1.什么是電力輔助服務？

電力輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務，包括：一次調頻、自動發電控制(AGC)、調峰、無功調節、備用、黑啟動服務等。

摘自《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》(電監市場〔2006〕43號)

2.我國全面推進電力輔助服務補償（市場）工作的三個階段性目標：

以完善電力輔助服務補償(市場)機制為核心，全面推進電力輔助服務補償(市場)工作，分三個階段實施。

第一階段(2017年～2018年)：完善現有相關規則條款，落實現行相關文件有關要求，強化監督檢查，確保公正公平。

第二階段(2018年～2019年)：探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制。

第三階段(2019年～2020年)：配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。

摘自《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》(國能發監管[2017]67號)

本文出自《中國電業》2018年6月刊