东北区域于去年1月1日即已启动电力辅助服务市场，甚至早在2014年10月1日就已启动调峰市场。
去年，广东、江苏、山西、新疆等省份也分别印发电力辅助服务市场化建设方案或者运行(交易)规则(简称各地方案和规则)。
进入2018年，电力辅助服务市场化改革在大江南北遍地开花，电力辅助服务交易在市场的呼唤声中终于逐渐走入了人们的视野。
运行机制实现从计划到市场的演进
梳理我国的电力辅助服务管理工作，基本上是经历了一个从无偿提供到计划补偿，再到市场化交易的渐进过程。
2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(简称“43号文”，与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”)，这被认为是我国对电力辅助服务工作实施管理的开始。此前，厂网不分、垂直一体的电力行业，并未开展辅助服务补偿工作，因为对并网发电厂进行考核和补偿，不过是将钱从左手递到右手而已。所以，当时的电力辅助服务都是无偿提供的。
到2002年厂网分开后，调度机构和发电厂分属于不同的利益主体，各发电厂也分属于不同的利益主体。这时候，再让各并网发电厂无偿提供辅助服务已经变得不那么现实，而且经过几年的实践后，发现很难协调各方的利益。因此，43号文提出，“按照‘补偿成本和合理收益’的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足(富余)部分按统一标准由并网发电厂分摊”。这时就进入了电力辅助服务的计划补偿时代。后来，到2014年，国家能源局印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》，将跨省跨区交易电量也纳入了电力辅助服务补偿机制范畴。
各区域电力辅助服务补偿费用情况（2017年四季度）
而随着大量清洁可再生能源的接入电网，系统开始面临大量的辅助服务缺口，传统的计划补偿机制很难做到公平公正，也很难调动起发电企业提供辅助服务的积极性，导致弃风、弃光问题突出。资料显示，2015年，我国弃风弃光总电量为386亿千瓦时，弃风弃光率为14.6%。2016年，我国弃风弃光电量高达700亿千瓦时。从发电小时数来看，2011~2016年，风光发电小时数基本呈逐年下降之势，风电从2011年的1920小时下降到2016年的1742小时，光伏从2013年的1368小时下降到2015年的1133小时。
于是，时代呼唤建立更加高效的辅助服务市场化分担共享机制。
我国最早提出建设电力辅助服务市场的是2015年3月印发的《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称“9号文”)，其中提到以市场化原则“建立辅助服务分担共享新机制”以及“完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制”。
在9号文的顶层设计下，与电力辅助服务市场化建设直接相关的文件密集出台。
2015年11月，作为9号文配套文件之一的《关于推进电力市场建设的实施意见》印发，要求“建立辅助服务交易机制，并按照‘谁受益、谁承担’的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易”。
全国电力辅助服务补偿费用构成（2017年四季度）
2017年11月，《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》出台，要求“以完善电力辅助服务补偿(市场)机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作”，并“鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组”。
同年发布的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》也指出：“加快探索建立电力现货交易机制，改变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制……”这里的“市场化电力电量平衡机制”应该就包括电力辅助服务市场化交易机制，建设电力辅助服务市场也应该是建设电力现货市场的题中应有之义。
2018年，在相关政策的推动下，我国电力辅助服务市场建设快速起步，绝大多数省份均已修订完善了“两个细则”，制定了相关建设方案和运营规则，且先后有多个省份正式启动了电力辅助服务市场，还有不少省份进入辅助服务市场模拟运行和试运行阶段。至此，我国开始向电力辅助服务市场化建设阶段大踏步迈进。
市场主体从发电侧扩展到用电侧
除了电力辅助服务补偿方式的演进变化之外，我国电力辅助服务补偿机制范畴也经历了一个从发电侧单方到发用电侧双方以及独立第三方的扩围过程。
全国各类机组电力辅助服务补偿分摊费用（2017年四季度）
我们都知道，开展电力辅助服务最主要的目的就是维护电力系统供需平衡，保持系统电压、频率稳定在一个合理区间，维护电力系统的安全稳定运行。
众所周知，电网峰谷的存在主要是由供求关系的不均衡引起的。过去在化石能源发电和水电时代，发电侧出力相对稳定且容易控制，是需求侧的不确定性才导致了供求关系的失衡，进而导致了电网峰谷的存在。在现代电网中，风电、光伏等清洁可再生能源大量接入，其出力的随机性和波动性，则在发电端也加剧了供求关系的不确定性。这样一来，供求两端“合力”导致了供求关系的更加不平衡、峰谷差越拉越大。
“我们的电网为电力平衡付出了将近1/3的成本。”在中国电力改革发展30人论坛前不久举办的一次座谈会上，清华大学教授夏清道出了维护电力系统平衡的艰难。而要平抑这种不平衡，再单靠并网发电厂来提供辅助服务已经远远不能解决问题了。
因此，继2015年出台的9号文提出“建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制”之后，2017年印发的《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》进一步明确，2018年～2019年探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。该《方案》同时指出，“按需扩大电力辅助服务提供主体。鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务”。至此，用户甚至独立第三方被明确纳入电力辅助服务补偿机制范畴。此后，用户可参与电力辅助服务市场的条款，被各地方案和规则纷纷纳入其中，用户成为真正的辅助服务市场主体。
全国电力辅助服务补偿费用来源（2017年四季度）
市场化建设从起步走向纵深
电力辅助服务管理工作关系到很多环节，涉及到发电侧、用电侧和电网端的技术发展水平，关系到电源结构、用电结构以及电网的调节能力，也关系到整个电力行业的市场化水平，尤其是电力辅助服务交易又属于电力交易，与电量交易相比，更讲究实时性，因此说，电力辅助服务交易先天属于现货交易。种种因素叠加，让电力辅助服务市场建设变得尤其艰难，过程也尤其漫长。“总体来讲，我国辅助服务市场发展相对缓慢。”中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华在接受媒体采访时这样表示。
2017年11月，《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》要求，“实现电力辅助服务补偿项目全覆盖。43号文中规定的项目应全部纳入电力辅助服务补偿范围。部分地区自动发电控制、调峰等服务未进行补偿的，要补充完善区域并网发电厂辅助服务管理实施细则相关规则条款，并切实落实到生产运行中”。
我们知道，43号文是在2006年印发的，也就是说，11年前规定的一些辅助服务补偿项目到11年后竟然还未得到落实。这也从一个侧面反映了电力辅助服务市场化改革的复杂程度，同时也决定了电力辅助服务市场化改革不能一刀切，须因地制宜。
其实，电力辅助服务市场化改革与其他电力体制专项改革在方向和路径上并无二致，也是本着试点探索的原则逐步推进。各地在把握市场化基本方向的基础上，在交易品种、市场主体、交易方式等体现市场化程度的具体方面又各有不同的特点。
根据各地方案和规则来看，在市场主体选择方面，各地在发电企业的基础上，大部分都考虑并纳入了用户和独立第三方。福建和山西还纳入了售电企业。华北和山东暂未纳入电力用户。而广东和湖南因分别先行开展调频辅助服务市场化交易和抽水蓄能辅助服务专项市场交易，也暂未考虑电力用户，但广东纳入了独立第三方。
同时，火电机组以其装机容量占比大、一次能源经济性好、能源转化过程的精准可控和稳定，决定了其成为调峰机组的不二选择。在电力产能过剩、煤电利用小时数下滑、煤价高企的背景下，积极提供电力辅助服务成为火电尤其是煤电企业扭亏的重要抓手。这就是电力市场的“神奇”之处，有时候你越是少干活，得到的报酬反而越多。而出力超过有偿辅助服务补偿标准的火电、核电和风光等可再生能源发电，则是辅助服务费用的主要分摊对象。考虑到光伏占比微乎其微，东北地区只有风电参与辅助服务费用分摊。
在交易品种方面，除广东和湖南外，各地在市场初期均是围绕调峰和调频开展交易，然后向无功、备用和黑启动方向扩展。
在交易组织和交易方式方面，华北调频辅助服务市场以省网(控制区)为单位开展，报价周期根据电网实际调频需求容量的变化确定，采用集中竞价、统一出清、边际价格定价的方式开展;华北地区省网调峰市场采用日前集中竞价、日内统一出清的日内市场方式开展。山西省调频辅助服务市场采用集中竞价、边际出清、统一价格的方式组织;深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式。山东调频调峰辅助服务市场为日前集中竞价，日内按照“价格优先、时间优先、按需调用”原则调用的方式组织。湖南抽水蓄能辅助服务专项市场采用双边协商交易和要约招标两种方式进行交易。
但是，仔细观察一下各地方案和细则，就会发现当前所说的电力辅助服务市场还不能称之为真正的市场。各地现行的辅助服务市场中，一般都是采取卖方报价、竞价，调度方根据价格由低到高依次调用，最后将费用平均分摊给纳入辅助服务补偿机制范畴的其他发电商和用户。这显然不如多买多卖的市场来得更高效、更公平合理。况且，并非交易主体的调度方却拥有对服务提供者的选择权，而最应该拥有选择权的辅助服务费用支付方却只能被动分摊。这里面或多或少还存在非市场的影子，还明显算不上最理想的市场。
其实，就大部分辅助服务交易品种来说，完全可以借鉴配额制，比如在电网低谷时段，调度机构根据系统负荷计算出所有纳入辅助服务补偿机制范围内机组的平均降出力比例，作为相关机组的辅助服务配额，逾期完不成配额的机组就会被考核。一些具备条件的机组或者说灵活性较好的机组在完成自身配额指标的同时，可以进一步报价出让自身的降出力指标(直至停机备用)，而那些没有降出力意愿的机组可以根据市场情况报价购买这些指标，来冲抵自身承担的辅助服务配额。同样，电储能和可中断负荷、第三方等也可以参与市场报价，向那些没有降出力意愿的机组出售辅助服务。在电网高峰时段也同样如此，只不过这时候需要的是用户的降负荷服务并承担降负荷配额，用户除了自己消化这些配额外，还可以向发电厂、其他用户、可中断负荷和电储能、第三方等购买服务来冲抵配额。这样就形成了一个以配额为基础催生出的多买多卖的交易市场，也更容易与未来的现货市场接轨。
电能从万众期待中走向前台
电储能之于电力行业的重要意义无需赘述。近年来，尤其是随着大量清洁可再生能源不断接入电网，业内关于推动电储能产业大发展、给电储能以市场主体“名分”的呼声一浪高过一浪，同样的声音甚至无数次出现在多年来全国两会代表委员的议案和提案中。
业界已经注意到，此次电力辅助服务市场化改革的大力度推进，为储能产业提供了巨大的发展空间。《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》明确，“按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务”。转眼间，电储能就出现在了各地方案和规则中，东北、福建、山西、甘肃、宁夏、湖南等地的方案和规则中，均不约而同地出现了电储能设施可以作为市场主体提供电力辅助服务的描述。比如，东北方案和规则明确，满足一定条件的电储能设施可以参加发电侧调峰辅助服务市场;甘肃规则明确，电储能既可在电源侧也可在负荷侧，或以独立市场主体为电网提供调峰等辅助服务。
比较各地方案和规则可以发现，给电储能市场地位最高的省份当属福建了。福建规则明确，“在低谷时段启动电储能调峰交易”，并进一步指出，“在电厂计量出口内建设的电储能设施，可与机组联合参与调频调峰，或作为独立主体参与调峰辅助服务市场交易。在用户侧建设的电储能设施作为用户的储能放电设备，既可自用也可参与调峰市场交易。独立电储能作为电力市场主体参与电储能调峰交易，其充放电状态接受电力调度统一调度指挥，独立电储能设施可以作为分布式电源就近向电网出售电量”。
“独立电储能设施可以作为分布式电源就近向电网出售电量。”作为一份电力辅助服务市场交易运营规则，福建规则甚至完全超出了辅助服务的范畴，其在明确独立电储能设施的电力辅助服务市场主体地位的同时，也明确了其在电力和电量市场中的主体地位。这样一来，电储能设施终于可以堂堂正正地出现在当地的电力市场交易中了，这也为电储能在其他省份取得突破打开了政策缺口。
链接
1.什么是电力辅助服务？
电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。
摘自《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)
2.我国全面推进电力辅助服务补偿（市场）工作的三个阶段性目标：
以完善电力辅助服务补偿(市场)机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作，分三个阶段实施。
第一阶段(2017年～2018年)：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平。
第二阶段(2018年～2019年)：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。
第三阶段(2019年～2020年)：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
摘自《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(国能发监管[2017]67号)
本文出自《中国电业》2018年6月刊
