電力輔助服務是電力系統安全運行的基本保障，電力輔助服務市場是電力體制改革下規范完整的電力市場體系中不可或缺的組成部分，是利用市場化手段保障電力系統安全運營的有效手段。2016年，國家能源局批復了《東北區域電力輔助服務市場專項試點方案》，鼓勵各地積極建立電力輔助服務市場試點，目前已有甘肅、山西、福建、江蘇、廣東、新疆、湖南、山東等共九個地區出臺相關輔助服務相關政策，調動電力企業提供輔助服務的積極性，探索電力用戶輔助費用分攤機制。

一、輔助服務市場建設特點

1.交易產品以調峰為主

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，江蘇更是創新性的將AVC電壓調節、無功調節納入交易。

表1.各地區輔助服務種類

注：√表示該省份輔助服務市場包含此項輔助服務，O表示該省份輔助服務市場不包含此項輔助服務。

2.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(見圖1)。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(見圖2);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，最終由南方區域“兩個細則”確定費用分攤;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。

圖2.“雙向報價、匹配成交、滾動出清”交易模式

3.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，福建、江蘇、將核電和水電機組也納入輔助服務提供方。費用分攤方面，省間聯絡線、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，其中東北地區可再生能源機組中只有風電參與費用分攤。

表2.各地區主要輔助服務提供方和參與費用分攤電源種類

注：√表示該省份此類型機組參與調峰/調頻或分攤，O表示該省份此類型機組不參與調峰/調頻或分攤。

4.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;山西省則實行火電機組和可再生能源機組相互報價，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

1.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、棄光最嚴重地區，也是輔助服務市場建設最積極地區，分別有東北、山西、新疆以及甘肅地區出臺輔助服務市場建設規則。

2.深度調峰鼓勵火電低負荷運行、加大高負荷運行懲罰力度

從補償角度來看，輔助服務設置火電機組有償調峰補償基準，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/kWh，負荷高于40%且低于補償標準時，其補償范圍在0-0.4元/kWh之間。

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、福建以及山西則分別按照“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。

3.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、以及廣東地區將AGC調頻納入輔助服務中，補償費用和調節速率、調節精度、可調容量以及響應時間相關。

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，調頻里程按照市場報價進行統一出清，并對優質調頻資源進行優先調用。

4.新能源機組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的越多，分攤的越少。以東北、新疆和甘肅市場為例，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、輔助服務市場機制下發電企業應對方案

1.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，且與需求側不對稱，意味著火電需要承擔更重要的責任，保障系統的安全穩定運行。

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。

2.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：逐步拓展發電企業產品，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，如供熱的不同品質、調頻的響應速度等。

利用小時在生產經營中作用：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，更加科學評價與分析煤電的容量效益。如，華能丹東2×35萬千瓦級亞臨界供熱機組將自動負荷調整下限由50%額定負荷改為20%額定負荷，在不影響供熱前提下2016年6月-12月機組進行靈活性調峰，獲得電網調峰補償2259.21萬元，按全年綜合電價算，相當于增發1.57億千瓦時電量，折合利用小時為224小時。

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。

3.加強煤電機組其他改造技術儲備、積極參與輔助服務市場

從國外成熟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，電力平衡通過現貨市場中解決的?，F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，還應加強快速啟停和爬坡、提升AGC調頻系統性能和AVC調壓系統性能等相關技術研究，從而應對未來現貨市場建立后的輔助服務市場。來源:《能源政策研究》