摘要：中央电改9号文件将“建立辅助服务分担共享新机制”作为推进电力交易体制改革的重要内容，这是由电力辅助服务自身的属性以及当前电力运行的主要矛盾决定的。
一、东北承担电力辅助服务市场改革试点重任
中央电改9号文件将“建立辅助服务分担共享新机制”作为推进电力交易体制改革的重要内容，这是由电力辅助服务自身的属性以及当前电力运行的主要矛盾决定的。电力辅助服务是电力系统安全和质量的基本保障，从系统运行上说其作用并不是辅助性的，而是基础性的。我国的电力辅助服务相关政策自2006年出台以来效果显著，为本轮电力体制改革和电力市场建设奠定了良好的基础。
近几年，我国电网、电源结构都发生了重大变化，风电、光伏等可再生能源发展迅猛，火电机组中供热机组比重提高，系统运行的复杂性大大增加，新能源“三弃”问题和热电矛盾凸显。这些问题在东北地区尤为突出，特别是冬季电力、热力运行一度面临巨大风险，而原有计划管理模式已难以解决，亟需建立电力辅助服务新机制。对此，国家能源局坚持问题导向，在实践中不断改革机制、打破常规、创新方法，将改革和完善电力辅助服务补偿机制作为重要工作，并于2016年10月将东北电力辅助服务市场确定为国家电力体制改革专项试点。
作为我国第一个电力辅助服务专项改革试点，东北肩负着探索我国电力辅助服务市场化改革道路的重任。在国家能源局市场监管司、电力司、法改司等部门的具体指导下，东北能源监管局开展了大量研究工作，确定主要围绕东北电力运行最紧迫、最紧缺、最关键的调峰资源，以2014年底启动的电力低谷调峰竞价平台为基础，开展多品种、多形式、多主体的辅助服务市场化交易。
二、电力辅助服务市场机制初见成效
经过一年多的精心筹备，东北电力辅助服务市场于2017年1月1日零点如期启动，运行一年来效果良好，初步打破了东北电网调峰困局，显著缓解了热电矛盾，促进了可再生能源消纳：
一是火电厂由“要我调峰”向“我要调峰”转变，新挖掘低谷调峰潜力300万千瓦以上。2017年，在市场价格机制引导下，东北全网88座直调大型火电厂中有86座低谷荷率减到过50%以下，73座减到过40%以下，新挖掘火电调峰潜力300万千瓦以上，全年机组应急启停次数达到105次，大大缓解了东北电力调峰困难局面，减轻了调度压力，保障了电力系统安全稳定运行。
二是缓解热电矛盾，提升了东北冬季供热可靠性。东北地处高寒，保冬季居民供暖是十分重要的民生任务。电力辅助服务市场鼓励火电机组在保障供热质量的前提下深度调峰，有效缓解了热电矛盾，预计今年春节期间东北可以避免火电厂单机供热情况。
三是优化发电结构，减少了弃风、“弃核”。火电通过低于最低技术出力深度调峰，全年共为风电腾出90亿千瓦时新增上网空间，相当于少烧273万吨标煤。核电通过分摊有限的费用获得了更大的运行空间。
四是实现了调峰资源的更大范围的优化配置。东北电力辅助服务市场在东北区域层面搭建了省间调峰资源交易平台，利用东北三省一区不同的资源禀赋、电源结构、负荷特性，2017全年开展跨省调峰支援交易电量11.9亿千瓦时，跨省调峰费用共计1.67亿元，用市场化手段实现了区域调峰资源的统筹优化，提高了全网的风电接纳能力，有力保障了吉林省冬季调峰极端困难时期的供热安全。
五是带动了火电灵活性改造，逐步实现热电解耦。在电力辅助服务市场引导下，东北目前已经有6家大型热电厂完成了大型蓄热式改造，还有多家电厂开展了机炉改造，提高了火电运行的灵活性和供热能力，通过“热电解耦”逐步解决“热电矛盾”，还撬动了储能蓄热材料开采、加工、设备制造等整条产业链。
三、不断完善机制 总结形成可复制可推广的经验
按照国家能源局要求，东北能源监管局对辅助服务市场运行情况进行了密切跟踪，对市场运行数据、指标进行了深入分析，认为有必要对运营规则部分内容进行补充和调整，使市场成员的权责对等，获益与付出更加均衡。2017年8月份，东北能源监管局向全体市场成员征求了意见，并组织召开了市场运营规则修订研讨会。经充分征求市场成员意见，10月份出台了《东北电力辅助服务市场运营规则补充规定》，主要进行三方面规则调整：
一是将非供热期实时深度调峰费用减半处理，同时将供热期风电、核电电量按照两倍参与费用分摊，以准确体现出东北供热期调峰资稀缺程度，也使新能源受益与分摊费用更加匹配;二是将出力达不到铭牌容量80%的火电机组所获调峰补偿费用减半;三是对省内与跨省调峰承担费用之和设置了上限，以切实起到对市场成员的保护作用。
在电力辅助服务市场建设、运行过程中，东北能源监管局按照国家能源局要求及时总结分析，提炼出一些可复制可推广的经验。目前已有近20多个省、市、自治区政府部门、电力企业来东北考察辅助服务市场试点，山东、山西、甘肃、宁夏、新疆、福建等地已经建立或将于近期建立电力辅助服务市场。电力辅助服务市场的推广将对缓解我国电力系统运行困难，提升电网安全运行水平，促进可再生能源消纳发挥积极作用。
