近年來，我國可再生電源迅猛發展。根據中電聯數據，2017年，我國風光發電裝機容量29392萬千瓦，占全國總裝機容量的16.5%，發電量為4239億千瓦時，占全國總發電量的6.6%。但由于可再生能源具有間歇性、波動性的特點，同時受全社會電力需求增速放緩等因素的影響，棄風棄光頻繁出現。在能源結構轉型的大背景下，風光等清潔能源將是未來電力系統發展的主角，我國煤電需找準自身定位，謀求轉型升級，實現與可再生能源的協調發展。

一、目前我國電力輔助服務市場建設特點

交易產品以調峰為主，部分納入調頻、調壓等

除湖南省專項抽水蓄能輔助服務和廣東省的專項AGC調頻服務外，其余省份輔助服務以調峰為主，其中江蘇和山東將AGC調頻也納入交易范圍，江蘇更是創新性地將AVC電壓調節、無功調節納入交易(見表1)。

交易方式以“集中競價、邊際出清、共同分攤”為主

東北、福建、甘肅、山東、新疆采取“集中競價、邊際出清、統一價格、共同分攤”方式開展交易，相關機組按規定共同分攤輔助服務費用。除此之外，山西省按照“雙向報價、匹配成交、滾動出清”方式進行交易，參與調峰機組與可再生能源機組分別報價，通過高低排序成交，成交價格為雙方報價平均值;江蘇省按照“按需調用、成本補償、政府定價”的原則推進輔助服務交易;湖南省采取“雙邊協商或要約招標”方式進行抽水蓄能專項輔助服務交易，廣東省按照“集中競價、邊際出清”方式進行交易，最終由南方區域“兩個細則”確定費用分攤。

火電機組是輔助服務主要提供方

除湖南為抽水蓄能專項輔助服務外，其余省份中火電是輔助服務的主要提供方，其中福建省明確氣電不參與輔助服務市場。費用分攤方面，出力超過補償標準的火電、水電、核電，以及風光可再生能源是主要分攤對象，其中東北地區只有風電參與費用分攤(見表2)。

各區域輔助服務市場建設存在較大差異

江蘇省輔助服務采取政府統一定價，并未實行報價、競價機制;湖南省輔助服務市場暫時只包含抽水蓄能，規定其可向省內外出售輔助服務;福建省創新補償方式，補償費用和電量、電價掛鉤;廣東省輔助服務市場暫時只包括AGC調頻服務;東北、甘肅、新疆三地區輔助服務市場機制基本相同;山東省則把調峰、AGC調頻同時納入輔助服務交易范圍;山西則實行輔助服務，主要提供方火電和輔助服務主要需求方新能源相互報價，匹配成交方式進行交易。

二、輔助服務市場對發電機組的影響

市場建設的核心在于火電為新能源讓路。現階段，輔助服務市場建設以深度調峰為主，目的在于平衡新能源出力不均的特性。在負荷低谷時段，減少傳統火電機組(部分地區包括水電和核電機組)出力、增加新能源出力是市場建設的核心。從區域來看，東北、西北地區作為棄風棄光最嚴重的地區，也是輔助服務市場建設最積極的地區，分別由東北、山西、新疆，以及甘肅地區出臺輔助服務市場建設規則。

深度調峰鼓勵火電低負荷運行，加大高負荷運行懲罰力度。輔助服務設置火電機組有償調峰補償基準，出力低于基準的機組視為調峰服務提供方，獲得相應補償;出力高于基準的火電機組、新能源機組視為輔助服務的接收方，分攤調峰費用。

從補償角度來看，火電機組出力越低，其獲得的相應補償力度越高，例如東北地區規定負荷低于40%的機組其補償范圍在0.4～1元/千瓦時，負荷高于40%且低于補償標準時，其補償范圍在0～0.4元/千瓦時。

從費用分攤角度來看，火電機組出力越大，其分攤費用越高。東北、新疆、甘肅等利用電量修正系數，加大高負荷運行機組分攤比例，負荷率越高，電量修正系數越大，相應的費用分攤越高。山東、福建及山西則分別按照“多勞多分攤”的機制，按發電量或發電收入占同時段總電量的比例分攤。

AGC調頻關注調節速率、調節精度、可調容量和響應時間。目前山東、江蘇及廣東地區將AGC調頻納入輔助服務中，基本補償和調節速率、調節精度、可調容量及響應時間相關。

具體來看，江蘇AGC補償分為基本補償和調用補償，基本補償統一規定補償標準為720元/兆瓦，當月實測調節速率越接近目標調節速率，可調容量越大，以及機組AGC月度總投率越高，得到的基本補償越高。廣東將補償分為調頻容量補償和調頻里程補償，其中調頻容量補償按照“兩個細則”實施。

新能源費用分攤與保障性收購小時數掛鉤，降低限風限光機組分攤負擔。風電、光伏項目以保障性收購小時數為基準，上一年利用小時數低于保障小時數越多，分攤得越少。以東北市場為例，風電項目供熱期分攤加倍，引入發電量修正系數，高于保障小時數的系數為1，每低于保障小時數200小時，系數下降0.1，相應分攤越少;新疆、甘肅地區風電光伏修正系數P=0.9n，n=(保障性收購利用小時數-實際利用小時數)/100，其他地區則按照實際發電量占該時段總發電量比例分攤。

三、輔助服務市場對發電企業的影響

重新審視煤電“讓路”和“托底”的功能定位

定位：隨著“十三五”期間經濟結構和電力生產結構的深入調整，未來水電、風電、光伏等非化石能源裝機規模和發電量將不斷增加，煤電利用小時數將進一步縮減。根據《電力發展“十三五”規劃》，2020年底中國風電裝機2.1億千瓦，太陽能發電裝機1.1億千瓦，非化石能源裝機占比從2015年的35%提高到2020年的39%。隨著可再生能源裝機比重的提升，為實現風光消納，煤電機組將逐步由提供電力、電量的主體性電源，向提供可靠電力、調峰調頻能力的基礎性電源轉變,煤電機組逐步分化，發揮“讓路”和“托底”作用。

托底：大容量、高參數、低能耗、低排放的超臨界、超超臨界煤電機組主要發揮“托底”作用，風電、光伏等新能源具有間歇性、季節性的特點，且與需求側不對稱，意味著火電需要承擔更重要的責任，保障系統安全穩定運行。

讓路：30萬千瓦及以下等級煤電機組主要發揮“讓路”作用。與抽水蓄能、氣電、儲能相比，煤電經靈活性改造后是中國當前技術條件下最經濟可靠的調峰電源，應作為可再生能源發展的主要“讓路”機組，為清潔能源讓路，為清潔能源發展騰出空間。

重新審視發電企業產品范疇、利用小時作用、差異化管理方式

發電企業產品范疇：發電企業產品逐步拓展，包括電、熱、冷、深度調峰、啟停、備用、調頻等。隨著電力體制改革的推進，發電企業產品將進一步細化與差異化。

利用小時在生產經營中的作用：火電未來的盈利方向從電量轉向“電量+容量”并重，通過為電力市場提供高效低成本的調頻、調峰服務來獲取額外收益，機組利用小時低不代表整體盈利水平低，發電企業需重新審視利用小時在生產經營中的作用，運用包含利用小時、深度調峰能力、啟停和備用等綜合效益分析指標，更加科學地評價與分析煤電的容量效益。

發電機組差異化管理方式：對煤電機組分類管理，針對發揮“托底”作用的超臨界、超超臨界煤電機組，更加關注機組利用水平，針對發揮“讓路”作用的靈活性機組，更加關注機組靈活性程度。對機組分區域管理，目前來看，各地區輔助服務機制差異較大，輔助服務收益計算方法也各不相同，機組最終效益存在較大區域差異。

加強煤電靈活性改造技術儲備，積極參與輔助服務市場

綜合考慮抽水蓄能建設周期、燃氣調峰機組建設規模和經濟性，煤電機組是增強電力系統調峰能力的主力。根據《電力發展“十三五”規劃》，“十三五”期間，煤電機組靈活性改造規模2.2億千瓦，是30萬千瓦等級存量煤電機組轉型升級的重要方式之一，98%集中在“三北”地區，其中“三北”熱電聯產機組改造1.33億千瓦，“三北”純凝機組改造8200萬千瓦，其他地區純凝機組改造450萬千瓦，增加調峰能力4600萬千瓦，其中“三北”地區增加4500萬千瓦。

從國外成熟的輔助服務市場機制來看，調峰不被認為是一個輔助服務品種，電力平衡是通過現貨市場解決的。現階段，我國處于電力市場的過渡期，在現貨市場(日前、日內、實時交易)建立前，電力平衡主要通過調峰和輔助服務來解決。隨著2019年現貨市場的建立，調峰問題逐漸由現貨交易彌補，停機備用、黑啟動、AGC調頻、AVC調壓，無功調節等將會是未來輔助服務市場主力交易種類。

現階段，發電企業除加強基于降低煤電機組的最小技術出力的深度調峰相關技術研究外，還應增強增減負荷速度、縮短煤電啟停時間、增加AGC調頻系統性能和AVC調壓系統性能研究等相關技術研究，從而適應未來現貨市場建立后的輔助服務市場。