近期，全国各区域辅助服务市场建设如火如荼，东北、山东、福建、新疆、广东不少省份出台辅助服务市场运营规则，并开始试点。其中调峰市场以福建为代表，调频市场以广东为代表，每个省电网实际运行中的主要矛盾不一样，规则设计的出发点也不一样，但辅助服务“谁受益、谁承担”的基本原则是一致的。当前，华中区域和湖南电力辅助服务市场建设正深入推进，通过对福建、广东辅助服务市场规则的研究，笔者有以下两点思考：
(1)福建核电分摊40%，湖南主要受益电源如何参与分摊?
至2017年底，福建电网总装机达5597万千瓦，其中参与辅助服务市场分摊的机组装机容量达4962万千瓦，除不在福建统调范围内的小部分小水电未参与外，火、核、水、风、光等各类电源全部参与相关调峰交易或补偿和分摊，参与比例高达89%，且核电、新能源分摊了近50%的费用。
反观湖南清情况，当前运行的“两个细则”机制参与机组范围偏窄，仅适用于主要做出辅助服务贡献的中、大型电厂，装机仅2416万千瓦，参与比例不到55%，导致主要受益者未承担相应的责任，主要贡献者成了主要分摊者，没有充分体现“谁受益、谁承担”的原则。湖南辅助服务市场建设，这些长期受益的小水电、生物质、风电、光伏、自备及煤矸石电厂是否参与辅助服务费用分摊，将是市场规则能够推行下去的基础。
湖南作为电力受入省，祁韶直流加重了省内电源辅助服务负担，因其对省内火电机组开机方式以及预留大量旋转备用容量的苛刻要求，2017年祁韶直流投运后，湖南火电深度调峰次数和调峰时长均同比增长了2倍多，年均负荷率同比下降6个百分点，且调压和水电启停次数也大幅增加。外来电如何分摊或缴纳辅助服务费用将是湖南辅助服务市场规则设计者考虑的关键。
(2)如何能公平体现每一种辅助服务的市场价值?
福建辅助服务市场规则，受益电源核电同样也可以作为深度调峰交易的卖方，核电可以自愿选择是压低负荷率获取调峰补偿，还是分摊调峰费用获取发电收益;同时将有成本的水电启停调峰也设置为交易品种，并按照成本大小进行限价。
广东辅助服务市场规则，设置了综合调频性能指标k，由代表机组调频性能的关键指标调节速率k1，、响应时间k2、调节精度k3决定;机组能否中标，不止与报价有关，还与综合调频性能指标k有关。报价高调频性能好的机组同样可以中标。此规则有助于优质的调频资源先被调用，激励市场成员提升调频服务质量，符合经济学资源配置帕累托最优原理。
可以看出，只要一种电源能为电网安全稳定运行做出辅助服务贡献，它就可以作为辅助服务的卖方;只要某一种电源具有优良的辅助服务调节性能，它就可以卖到一个好价钱。
水电启停调峰在西北、华东区域多个省份均是有偿调峰交易品种，湖南统调水电装机1057万千瓦(季调节以上水电占比41%)，占统调总装机的30%。水电启停灵活，丰水期，有调节性能水电是电网非常好的调峰资源;枯水期，火电基荷运行，水电是电网的主力调峰电源。但因水电机组启停调峰无燃料等显性成本，湖南自2012年开始取消水电厂启停调峰补偿，多来年，湖南水电一直在无偿提供调峰服务。但事实上，水电启停调峰包含着诸多隐形成本，如频繁开停机穿越振动区和不良工况区，加速了设备老化，增加了相应的检修维护成本，同时增加了水耗，减少了发电量。随着祁韶直流投运，以及电网峰谷差逐年加大，近年来水电启停调峰次数逐年递增，极大的影响了设备的安全稳定运行。希望湖南辅助服务市场建设中能充分重视水电辅助服务贡献，在规则设计时公平、公正设置水电辅助服务交易品种，激发水电企业提供辅助服务的积极性。
