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電力輔助服務是指為維護電力系統安全穩定運行、保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網企業和電力用戶提供的服務。在傳統電力計劃管理體制下，電力輔助服務主要通過指令的形式強制提供，這種方式難以充分反映電力輔助服務的市場價值，損害了部分主體的利益。隨著我國電力市場化改革的持續推進，依靠市場化手段激勵各類市場主體提供電力輔助服務已成為必然趨勢。
一
我國電力輔助服務市場的發展歷程
伴隨著我國電力體制改革的逐步推進，我國電力輔助服務的發展基本上經歷了無償提供、計劃補償和市場化探索三個主要階段。
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無償提供階段
2002年以前，我國電力工業主要采取垂直一體化的管理模式，由系統調度部門統一安排電網和電廠的運行方式。系統調度機構根據系統的負荷特性、水火比重、機組特性以及設備檢修等方面因素，根據等微增率原則進行發電計劃和輔助服務的全網優化。在對電廠進行結算時，輔助服務與發電量捆綁在一起進行結算，并沒有單獨的輔助服務補償機制。
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計劃補償階段
2002年廠網分開后，各發電廠分屬于不同的利益主體，無償提供電力輔助服務難以協調各方利益。在這一背景下，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》（與《發電廠并網運行管理規定》并稱“兩個細則”），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”。我國電力輔助服務由此進入計劃補償階段。
各地也相繼出臺“兩個細則”文件，規定了電力輔助服務的有償基準、考核與補償以及費用分攤等規則。“兩個細則”規定的計劃補償方式能夠在一定程度上激勵發電機組提供電力輔助服務，但總體來看補償力度較低。以華東、華中地區為例，深度調峰補償價格最高僅為0.1元/千瓦時，對于發電企業的激勵作用相對有限。
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市場化探索階段
隨著新能源的大規模并網，電力系統調節手段不足的問題越來越突出，原有的輔助服務計劃補償模式和力度已不能滿足電網運行需求。國外成熟電力市場一般通過現貨市場中的實時平衡市場或平衡機制實現調峰。而當時我國尚未啟動電力現貨市場建設，亟須利用市場化手段提高獎罰力度，以更高的補償價格激勵發電企業等調節資源參與電力輔助服務。
2014年10月1日，隨著東北能源監管局下發的《東北電力輔助服務調峰市場監管辦法（試行）》（以下簡稱《監管辦法》）實施，我國首個電力調峰輔助服務市場（以下簡稱“東北電力調峰市場”）正式啟動，標志著市場化補償電力調峰輔助服務嘗試的開始。東北電力調峰市場深度調峰補償力度大幅提高，不同檔位最高限價分別設置為0.4元/千瓦時、1元/千瓦時，對于火電機組參與深度調峰的激勵作用顯著提升。
2015年3月，《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》（以下簡稱“9號文”）提出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，各地也積極開始電力輔助服務市場化探索。華東、西北、福建、甘肅等省區陸續啟動調峰輔助服務市場建設運行。廣東、山西等省份已啟動調頻輔助服務市場。2019年年初，東北電力輔助服務市場升級，首次增設旋轉備用交易品種，實現輔助服務市場“壓低谷、頂尖峰”全覆蓋。浙江、華中等省區也在積極探索增設備用輔助服務交易品種。
二
我國電力輔助服務市場開展情況
盡管我國電力輔助服務包括調頻、調峰、無功調節、備用、黑啟動服務等多個品種，但目前在市場建設初期，各地主要圍繞調峰、部分地區輔以調頻開展輔助服務市場建設。2018年，全國（除西藏外）電力輔助服務補償及市場交易費用共146.16億元，其中東北、福建、山西、寧夏、甘肅等正式運行的電力輔助服務市場交易費用共36.6億元，占全國電力輔助服務總費用的25.1%。
1
調峰輔助服務市場
東北調峰輔助服務市場自2014年建成以來運行良好。2018年，東北區域常態新挖掘火電調峰潛力400萬千瓦以上，全網風電受益電量共計179億千瓦時，有效促進了風電消納，緩解了東北電力系統低谷調峰困難局面，促進了電力系統安全穩定運行。華東、華北、西北調峰輔助服務市場已進入試運行。2018年，福建、甘肅、寧夏調峰輔助服務市場正式運行，山東、江蘇、新疆、重慶等調峰輔助服務市場進入試運行，計劃于今年正式運行。今年，山西調峰輔助服務市場已啟動試運行，河北、上海、安徽、陜西、青海等調峰輔助服務市場計劃啟動試運行。
當前，我國正在運行的調峰輔助服務市場基本沿用了“兩個細則”，補償費用主要來自于發電企業，并未傳導至用戶側，只是將按照性能調用機組改為在一定性能范圍內根據價格從低至高調用機組，并按照市場價格進行補償。具體來看，與原有的并網發電廠輔助服務管理實施細則相比，各省區推行的調峰輔助服務市場主要呈現以下特點：
一是不再設定統一的補償價格，加大調峰補償力度。允許機組自主報價，價格上限大幅提高，例如東北設定的報價區間遠遠高于之前西北、華北等區域電網實施細則中的補償力度，有利于進一步激發火電機組調峰積極性。
二是結合系統運行特點，擴展了調峰參與主體。大部分省區調峰輔助服務提供主體主要是火電、水電等各類具有靈活調節能力的常規電源，部分地區納入外來電主體、售電主體、需求側響應、儲能等。
三是一般采用賣方單向報價、集中競爭、統一價格出清的交易方式。調度方根據按需調用、按序調用、價格優先的原則進行調用，最后將調峰費用按照電量或電費比例分攤給對系統調峰輔助服務貢獻不大的發電機組。
四是多數市場交易品種相對單一。目前多數調峰輔助服務交易主要集中在深度調峰及啟停調峰兩個品種。另外，現有的所有市場規則均趨向聚焦負備用調峰，對發電機組下調能力要求明確，但是對機組上調頂峰需求未作明確市場定位。
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調頻輔助服務市場
2018年，山西調頻輔助服務市場進入正式運行；山東、福建、廣東調頻輔助服務市場啟動試運行。2019年，福建、甘肅調頻輔助服務市場計劃進入正式運行；四川調頻輔助服務市場計劃進入試運行。
各省區在推動調頻輔助服務市場化基礎上，在市場主體、交易方式等方面呈現不同的特點。
在調頻參與主體方面，各地區差別較大。山東主要將滿足條件的火電機組納入市場主體。山西除傳統火電機組外，還納入了滿足相應技術標準的新能源機組、電儲能設備運營方、售電企業、電力用戶。廣東允許儲能電站等第三方輔助服務作為獨立主體或者與發電機組聯合作為調頻服務提供者進入市場。
在交易方式方面，多采用集中競價、統一出清、邊際價格定價的方式開展。在調用時多采用價格優先原則，且在出清或調用時一般對調頻性能因素進行了考量。在調頻標的方面，山西、山東等主要考慮調頻容量，廣東同時考慮了調頻容量和調頻里程。
三
我國電力輔助服務市場建設展望
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推動調峰輔助服務市場有序銜接
一是實現調峰輔助服務交易帶發電權轉移。當前部分市場規則要求開展調峰輔助服務交易后相關主體仍需“償還”電量。考慮到目前開展的調峰交易本質上帶有發電權轉移屬性，建議完善相關規則，參與調峰輔助服務交易的市場主體自動完成相應電量的發電合同轉移，以降低交易結算壓力。
二是推動省內調峰市場向更大范圍調峰市場整合。目前區域電網及省內調峰市場與現貨市場存在對于場內資源的重復調用，各市場在交易時序和交易空間上的銜接也存在一定困難。建議將省內調峰市場逐步整合至區域乃至全國范圍內調峰市場，在更大范圍內實現調峰資源共享的同時，提高市場運行效率。
三是逐步實現調峰輔助服務市場與現貨電能量市場融合。調峰輔助服務本質上對發電機組出力的調節，與現貨電能量市場緊密耦合。建議逐步推動調峰市場與現貨市場融合，利用實時市場價格信號引導火電機組參與深度調峰，不斷優化市場運行效益。
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推動建立跨省區備用輔助服務市場
近年來，隨著特高壓電網和清潔能源快速發展，電力電量平衡格局已經從分省就地平衡向分區甚至全網統一平衡轉化。國家電網公司經營區域內，省級電網送受電占比不斷提高，甘肅、新疆、山西等10個送出型電網，最高外送電量占比達30%；北京、上海、浙江等15個受入型電網，最高受入電量占比達61%。加之新能源裝機比例高、出力波動大，部分省份備用資源嚴重不足，在省級層面難以建立有效的備用輔助服務市場，需要在更大范圍內進行備用資源共享。
建議推動建立跨省區備用輔助服務市場，充分利用送受端電網錯峰效益，實現大范圍備用資源互濟，緩解電網運行備用容量短缺，從而提高電網整體運行效益，進一步提升新能源消納水平。
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建立健全省內調頻輔助服務市場
考慮到我國分省平衡的電網調度管理模式，建議推動建設以省級電網為基礎的調頻輔助服務市場，以市場化經濟手段激勵各類機組、儲能、需求側響應等各類市場主體參與調頻輔助服務，豐富電網安全平衡調節手段和資源。隨著現貨市場建設的推進，應逐步推動調頻輔助服務與現貨電能量市場聯合優化出清，進而進一步實現系統整體效率最優。
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持續優化輔助服務交易品種
新能源出力具有間歇性、波動性、難以預測等特點。隨著新能源占比的不斷提升，電力系統運行呈現新的特點，對于電力輔助服務的需求將進一步增加。需要結合電力系統運行實際需要，推動電力輔助服務市場交易品種創新。可適時引入爬坡類產品、系統慣性等輔助服務交易品種，滿足系統中對于具有快速爬坡能力、調節性能良好的電源需求，例如燃氣機組、抽水蓄能等，并通過市場化定價方式對此類機組進行經濟補償，進一步促進新能源消納。
