电力辅助服务是电力系统安全运行的基本保障，电力辅助服务市场是电力体制改革下规范完整的电力市场体系中不可或缺的组成部分，是利用市场化手段保障电力系统安全运营的有效手段。2016年，国家能源局批复了《东北区域电力辅助服务市场专项试点方案》，鼓励各地积极建立电力辅助服务市场试点，目前已有甘肃、山西、福建、江苏、广东、新疆、湖南、山东等共九个地区出台相关辅助服务相关政策，调动电力企业提供辅助服务的积极性，探索电力用户辅助费用分摊机制。

　　一、辅助服务市场建设特点

　　1.交易产品以调峰为主

　　除湖南省专项抽水蓄能辅助服务和广东省的专项AGC调频服务外，其余省份辅助服务以调峰为主，其中江苏和山东将AGC调频也纳入交易范围，江苏更是创新性的将AVC电压调节、无功调节纳入交易。

　　表1.各地区辅助服务种类

　　注：√表示该省份辅助服务市场包含此项辅助服务，O表示该省份辅助服务市场不包含此项辅助服务。

　　2.交易方式以集中竞价、边际出清、共同分摊为主

　　东北、福建、甘肃、山东、新疆采取集中竞价、边际出清、统一价格、共同分摊方式开展交易，相关机组按规定共同分摊辅助服务费用(见图1)。除此之外，山西省按照双向报价、匹配成交、滚动出清方式进行交易，参与调峰机组与可再生能源机组分别报价，通过高低排序成交，成交价格为双方报价平均值(见图2);江苏省按照按需调用、成本补偿、政府定价的原则推进辅助服务交易，最终由南方区域两个细则确定费用分摊;湖南省采取双边协商或要约招标方式进行抽水蓄能专项辅助服务交易，广东省按照集中竞价、边际出清方式进行交易，最终由南方区域两个细则确定费用分摊。

　　图2.双向报价、匹配成交、滚动出清交易模式

　　3.火电机组是辅助服务主要提供方

　　除湖南为抽水蓄能专项辅助服务外，其余省份中火电是辅助服务的主要提供方，其中，福建省明确气电不参与辅助服务市场，福建、江苏、将核电和水电机组也纳入辅助服务提供方。费用分摊方面，省间联络线、出力超过补偿标准的火电、水电、核电以及风光可再生能源是主要分摊对象，其中东北地区可再生能源机组中只有风电参与费用分摊。

　　表2.各地区主要辅助服务提供方和参与费用分摊电源种类

　　注：√表示该省份此类型机组参与调峰/调频或分摊，O表示该省份此类型机组不参与调峰/调频或分摊。

　　4.各区域辅助服务市场建设存在较大差异

　　江苏省辅助服务采取政府统一定价，并未实行报价、竞价机制;湖南省辅助服务市场暂时只包含抽水蓄能，规定其可向省内外出售辅助服务;福建省创新补偿方式，补偿费用和电量、电价挂钩;广东省辅助服务市场暂时只包括AGC调频服务;东北、甘肃、新疆三地区辅助服务市场机制基本相同;山东省则把调峰、AGC调频同时纳入辅助服务交易范围;山西省则实行火电机组和可再生能源机组相互报价，匹配成交方式进行交易。

　　二、辅助服务市场对发电机组的影响

　　1.市场建设的核心在于火电为新能源让路

　　现阶段，辅助服务市场建设以深度调峰为主，目的在于平衡新能源出力不均的特性，在负荷低谷时段，减少传统火电机组(部分地区包括水电和核电机组)出力，增加新能源出力是市场建设的核心。从区域来看，东北、西北地区作为弃风、弃光最严重地区，也是辅助服务市场建设最积极地区，分别有东北、山西、新疆以及甘肃地区出台辅助服务市场建设规则。

　　2.深度调峰鼓励火电低负荷运行、加大高负荷运行惩罚力度

　　从补偿角度来看，辅助服务设置火电机组有偿调峰补偿基准，火电机组出力越低，其获得的相应补偿力度越高，例如东北地区规定负荷低于40%的机组其补偿范围在0.4-1元/kWh，负荷高于40%且低于补偿标准时，其补偿范围在0-0.4元/kWh之间。

　　从费用分摊角度来看，火电机组出力越大，其分摊费用越高。东北、新疆、甘肃等利用电量修正系数，加大高负荷运行机组分摊比例，负荷率越高，电量修正系数越大，相应的费用分摊越高。山东、福建以及山西则分别按照多劳多分摊的机制，按发电量或发电收入占同时段总电量的比例分摊。

　　3.AGC调频关注调节速率、调节精度、可调容量和响应时间

　　目前山东、江苏、以及广东地区将AGC调频纳入辅助服务中，补偿费用和调节速率、调节精度、可调容量以及响应时间相关。

　　具体来看，江苏AGC补偿分为基本补偿和调用补偿，基本补偿统一规定补偿标准为720元/兆瓦，当月实测调节速率越接近目标调节速率、可调容量越大、以及机组AGC月度总投率越高，得到的基本补偿越高;广东将补偿分为调频容量补偿和调频里程补偿，其中调频容量补偿按照两个细则实施，调频里程按照市场报价进行统一出清，并对优质调频资源进行优先调用。

　　4.新能源机组分摊与保障性收购小时数挂钩、降低限风限光机组分摊负担

　　风电光伏项目以保障性收购小时数为基准，上一年利用小时数低于保障小时数的越多，分摊的越少。以东北、新疆和甘肃市场为例，引入发电量修正系数，高于保障小时数的系数为1，每低于保障小时数200小时，系数下降0.1，相应分摊越少;新疆甘肃地区风电光伏修正系数P=0.9n，n=(保障性收购利用小时数-实际利用小时数)/100。其他地区则按照实际发电量占该时段总发电量比例分摊。

　　三、辅助服务市场机制下发电企业应对方案

　　1.重新审视煤电让路和托底的功能定位

　　定位：随着十三五期间经济结构和电力生产结构的深入调整，未来水电、风电、光伏等非化石能源装机规模和发电量将不断增加，煤电利用小时数将进一步缩减。根据《电力发展十三五规划》，2020年底中国风电装机2.1亿千瓦，太阳能发电装机1.1亿千瓦，非化石能源装机占比从2015年的35%提高到2020年的39%，随着可再生能源装机比重的提升，为实现风光消纳，煤电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变，煤电机组逐步分化，发挥让路和托底作用。

　　托底：大容量、高参数、低能耗、低排放的超临界、超超临界煤电机组主要发挥托底作用，风电、光伏等新能源具有间歇性、季节性，且与需求侧不对称，意味着火电需要承担更重要的责任，保障系统的安全稳定运行。

　　让路：30万千瓦及以下等级煤电机组主要发挥让路作用。与抽水蓄能、气电、储能相比，煤电经灵活性改造后是中国当前技术条件下最经济可靠的调峰电源，应作为可再生能源发展的主要让路机组，为清洁能源让路，为清洁能源发展腾出空间。

　　2.重新审视发电企业产品范畴、利用小时作用、差异化管理方式

　　发电企业产品范畴：逐步拓展发电企业产品，包括电、热、冷、深度调峰、启停、备用、调频等，随着电力体制改革的推进，发电企业产品将进一步细化与差异化，如供热的不同品质、调频的响应速度等。

　　利用小时在生产经营中作用：火电未来的盈利方向从电量转向电量+容量并重，通过为电力市场提供高效低成本的调频、调峰服务来获取额外收益，机组利用小时低不代表整体盈利水平低，发电企业需重新审视利用小时在生产经营中的作用，运用包含利用小时、深度调峰能力、启停和备用等综合效益分析指标，更加科学评价与分析煤电的容量效益。如，华能丹东235万千瓦级亚临界供热机组将自动负荷调整下限由50%额定负荷改为20%额定负荷，在不影响供热前提下2016年6月-12月机组进行灵活性调峰，获得电网调峰补偿2259.21万元，按全年综合电价算，相当于增发1.57亿千瓦时电量，折合利用小时为224小时。

　　发电机组差异化管理方式：对煤电机组分类管理，针对发挥托底作用的超临界、超超临界煤电机组，更加关注机组利用水平，针对发挥让路作用的灵活性机组，更加关注机组灵活性程度。对机组分区域管理，目前来看，各地区辅助服务机制差异较大，辅助服务收益计算方法也各不相同，机组最终效益存在较大区域差异。

　　3.加强煤电机组其他改造技术储备、积极参与辅助服务市场

　　从国外成熟辅助服务市场机制来看，调峰不被认为是一个辅助服务品种，电力平衡通过现货市场中解决的。现阶段，我国处于电力市场的过渡期，在现货市场(日前、日内、实时交易)建立前，电力平衡主要通过调峰和辅助服务来解决。随着2019年现货市场的建立，调峰问题逐渐由现货交易弥补，停机备用、黑启动、AGC调频、AVC调压，无功调节等将会是未来辅助服务市场主力交易种类。

　　现阶段，发电企业除加强基于降低煤电机组的最小技术出力的深度调峰相关技术研究外，还应加强快速启停和爬坡、提升AGC调频系统性能和AVC调压系统性能等相关技术研究，从而应对未来现货市场建立后的辅助服务市场。