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　　《行动计划》指出，到2020年基本解决清洁能源消纳问题，并对各省区清洁能源消纳目标做出规定。实现上述目标到一个重要措施就是全面推进辅助服务补偿(市场)机制建设。

 

　　所谓电力市场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，具体包括包括:一次调频、自动发电控制(Auto Gain Control，简称AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动等。

 

　　为此，国家能源局在《行动计划》中要求，进一步推进东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个电力辅助服务市场改革试点工作，推动华北、华东等地辅助服务市场建设。非试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制。

 

　　东北等8个电力辅助服务市场试点是国家能源局2017年确定的第一批试点，那么目前这8个试点已经取得了哪些进展？

 

　　1.东北试点

 

　　2016年7月11日，国家能源局公布了《国家能源局关于推动东北地区电力协调发展的意见》，提出开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点，鼓励各类发电企业或用户参与调峰服务，并按规定获得合理补偿收益。

 

　　这是国内最早的电力辅助服务市场专项改革试点，也是8个试点中试点时间最长的区域。

 

　　2016年11月，国家能源局东北监管局连续出台《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》，于2017年1月1日启动试点。

 

　　2017年9月，国家能源局东北监管局印发了关于征求《东北电力辅助服务市场运营规则补充规定》意见。

 

　　中国储能网获悉，东北电力辅助服务市场目前启动了深度调峰交易、火电应急启停调峰交易、跨省调峰交易、抽蓄超额使用辅助服务交易、黑启动辅助服务交易等5个交易品种。

 

　　根据东北能源监管局局长苑舜2018年11月15日撰文指出，在市场价格信号引导下，火电企业积极主动研究深度调峰办法，机组深度调峰能力持续增强，常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，省间互济调峰交易机制也发挥了显著作用。2017年东北风电受益多发90亿千瓦时，2018年前三季度风电受益多发102亿千瓦时。

 

　　2. 山西试点

 

　　2017年9月，山西能监办发布《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》，提出两步走策略。

 

　　第一阶段（2017-2018年）：开展调频辅助服务市场建设，建立有偿调峰辅助服务市场，探索无功补偿、黑启动辅助服务的市场化运作机制。

 

　　第二阶段（2019-2021年）：在现货市场启动后，开展备用辅助服务市场建设；制订电能、调频与备用辅助服务在现货市场中联合出清、一体优化的实施方案；制订以双边协商交易为主的无功补偿与黑启动辅助服务市场化实施方案。

 

　　2017年10月，山西能监办印发《山西电力风火深度调峰市场操作细则》，2018年1月1日起正式执行。通过明确深度调峰交易的组织流程、价格申报机制及计量与结算等交易环节，实现深度调峰服务的市场化改革。

 

　　2017年11月，山西能源监管办印发了《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》(晋监能市场〔2017〕156号)，提出发电企业、电力用户、售电企业、储能运营企业等为参与主体，均可以联合或独立的方式参与调峰或调频，独立参与调峰的单个电储能设施额定容量应达到10MW及以上，额定功率持续充电时间应在4小时及以上。独立参与调频的电储能设施额定功率应达到15MW及以上,持续充放电时间达到15分钟以上。

 

　　2018年6月，山西省经信委制定《可再生能源电力参与市场交易实施方案》，提出将引导可再生能源发电企业参与辅助服务补偿交易。逐步推进建立辅助服务交易市场，可再生能源电力通过市场交易方式向为其提供调峰服务的煤电机组进行利益补偿，激发山西省煤电机组进行灵活性改造，提升调峰能力，促进冬季供热期可再生能源电力全额消纳和电力平衡。同时，探索可再生能源电力参与现货交易。随着可再生能源技术和电储能技术的成熟，鼓励可再生能源电力参与山西省现货交易试点。

 

　　3、福建试点

 

　　2017年8月，福建能监办印发了《福建省电力辅助服务（调峰）交易规则（试行）》，凡在福建电力交易中心注册的市场成员均应按要求参加福建电力辅助服务市场交易，包括并网发电企业（火电、水电、风电、光伏、核电等）、拥有自备电厂的企业、售电企业、参与市场交易的用户、储能等辅助服务提供商。

 

　　2017年9月至12月试运行期间，有关电力辅助服务市场交易结果按一定比例结算，2018年起依据交易规则按实际交易结果全额结算。

 

　　2018年1月，福建省电力辅助服务市场开始正式运行，前期主要以深度调峰和启停调峰两个品种起步。根据《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》要求，深度调峰以煤电机组60%负荷率作为有偿调峰基准，通过发电企业自主报价的形式，按照价格由低到高的顺序调用，所产生的费用在所有火电、核电与可再生能源企业之间以上网电费比例分摊。

 

　　2018年7月，福建能监办主任张建平表示，进一步丰富调频等电力辅助服务交易品种，会同有关部门推进电力现货市场试点，启动规则研究制定，积极探索实践、稳步推进福建电力市场建设。

 

　　4、山东试点

 

　　2017年6月，山东能监办发布了《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》。

 

　　山东电力辅助服务市场将山东省级电力调度机构直接调度的并网发电机组(暂不包括自备电厂)和送入山东电网的跨省区联络线纳入辅助服务市场范围，交易品种主要包括有偿调峰和自动发电控制(AGC)。有偿调峰交易采用“阶梯式”报价方式，分七档报价，交易方式为日前组织、按15分钟出清;AGC辅助服务交易为日前组织、按日出清。补偿费用按日统计发布，按月结算。

 

　　山东省电力辅助服务市场于2017年11月开始模拟运行、2018年3月1日开始带结算试运行。

 

　　试运行以来，每日的出清价格走势也基本与当日电网辅助服务需求成正比。与此同时，随着试运行的不断深入，交易过程中也出现了个别时段出清价格过高、辅助服务技术支持系统功能细节不够完善等问题。山东还将继续修订《山东省电力辅助服务市场运营规则》。

 

　　5、新疆试点

 

　　2017年9月，新疆能监办发布《新疆电力辅助服务市场运营规则（试行）》（下文中简称《运营规则》），将通过市场化的经济补偿机制激励并网发电机组调峰，促进风电、光伏等清洁能源消纳。

 

　　《运营规则》中规定的新疆电力辅助服务市场的市场主体比较广泛，自备电厂、电储能等市场主体均可参与；除水电站暂时仅参与调停备用交易，其余发电机组基本都进入范围。

 

　　《运营规则》中还鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、续充电时间4小时以上。在火电厂计量关口出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿。

 

　　《运营规则》提出调峰幅度因各厂工艺不同而不同，一般为5%-20%，春节期间为5%-30%，随着市场条件成熟将逐步参与其他辅助服务交易。

 

　　调峰辅助服务种类，主要分为基本（义务）调峰服务和有偿调峰服务。有偿调峰服务在新疆电力辅助服务市场中交易，暂包含实时深度调峰交易、调停备用交易、可中断负荷交易、电储能交易。跨省调峰服务暂不开展，维持现有省间交易机制，待市场条件成熟后逐步实施。针对深度调峰交易提出，将采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两档浮动报价。

 

　　新疆能监办有关人士2018年11月表示，下一步将根据调研的情况尽快完善相关规则；进一步完善技术支持系统建设；加大力度继续推进火电灵活性改造工作；做好2018年-2019年冬季供暖期间辅助服务市场运营工作。

 

　　6、宁夏试点

 

　　2018年3月，西北能监局、宁夏回族自治区经信委联合下发了《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)的通知》，提出电力辅助服务市场的市场主体为宁夏电网统调并网发电厂(火电、风电、光伏)，以及经市场准入的电储能和可调节负荷电力用户。新建机级组满负荷试运结束后即纳入辅助服务管理范围，火电机组参与范围为单机容量100MW及以上的燃煤发电机组

 

　　5月4日，宁夏电力辅助服务市场正式进入试运行阶段，标志着宁夏率先成为西北区域电力辅助服务市场的试点省区。试运行阶段服务包含实施深度调峰交易、调停备用交易、可调节负荷交易和电储能交易4个交易品种

 

　　根据目前测算，实行辅助服务市场后，宁夏全网将能释放130万千瓦左右的调峰空间，有效解决宁夏电力运行中的调峰、供热、新能源消纳等方面存在的问题，促进宁夏电网安全、稳定、优质、经济运行。

 

　　2018年10月15日，西北能监局发布了2018年8月份宁夏电力辅助服务市场的补偿分摊情况。

 

　　7、广东试点

 

　　在8个试点中，只有广东的电力辅助服务市场目前仅有调频富辅助服务市场交易。

 

　　2018年8月，国家能源局南方监管局发布《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》，广东调频辅助服务市场从9月1日启动试运行并正式开始结算。

 

　　位于南方电网统一调频控制区，且按照国家和行业标准应具备AGC功能的，由省级及以上电力调度机构调管的并网发电单元；允许第三方辅助服务提供者与上述发电单元联合作为调频服务提供者；第三方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置，包括储能装置、储能电站等。

 

　　现阶段，广东省内抽水蓄能电站、BOT电厂按现行有关规定提供调频服务，不纳入广东调频市场补偿范围。

 

　　8.甘肃试点

 

　　2018年1月，甘肃能监办发布了《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》，于2018年4月1日起执行。

 

　　电力辅助服务市场的市场主体为已取得发电业务许可证的省内发电企业(包括火电、水电、风电、光伏)，以及经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户。自备电厂可自愿参与电力辅助服务市场。网留非独立电厂暂不参与电力辅助服务市场。自发自用式分布式光伏、扶贫光伏暂不参与电力辅助服务市场。

 

　　鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上。

 

　　在风电场、光伏电站计量出口内建设的电储能设施，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。

 

　　电储能用户在调峰辅助服务平台开展集中交易需向调峰服务平台提交包含交易时段、15分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，市场初期电储能用户申报价格的上限、下限分别为0.2元/千瓦时、0.1元、千瓦时。电储能设施获得的调峰服务费用=∑调用电量*申报价格。

 

　　2018年1-3月，甘肃电力辅助服务系统调试模拟运行，2018年4月，甘肃电力辅助服务系统正式运行。