东北电力辅助服务市场专项改革试点工作启动

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）将“建立辅助服务分担共享新机制”作为推进电力体制改革的重点任务，由此，电力辅助服务机制改革作为一个较新的概念进入人们的视野。

近日，东北能源监管局按照国家能源局指示精神，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）》（以下分别简称《试点方案》、《运营规则》），目的是在东北地区建立电力辅助服务分担共享市场机制，保障东北电力系统安全、稳定、经济运行，缓解热、电之间矛盾，促进东北风电、核电等清洁能源消纳。这两个文件的出台，既标志着东北电力辅助服务市场专项改革试点工作正式启动，更标志着我国电力辅助服务向市场化迈出里程碑式的一步。

一、东北是试点电力辅助服务市场专项改革的最佳选择

之所以将“电力辅助服务市场”与“东北”结合起来作为本次电力体制改革专项试点，是由电改的“大原则”和东北自身的“小环境”共同决定的。

（一）建立电力辅助服务市场是本轮电改的应有之义

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）提出了本次电改的五项“基本原则”，每一项都与电力辅助服务市场密切相关。首要是“安全可靠”原则，电力辅助服务的最重要的作用就是维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量；第二项是“市场化改革”原则，从国外成熟电力市场经验看，电力辅助服务市场化是趋势，是电力市场的重要组成部分，很多集中市场都将辅助服务与电能联合进行出清,以实现系统总成本最低，国内相关领域的探索实践也证明市场化是提升电力辅助服务效能的可行之路；第三项是“保障民生”原则，调峰在我国“三北”地区是最重要的电力辅助服务项目之一，对保供电和保障冬季电厂民生供热有重大的、直接的影响；第四项是“节能减排”原则，我国风电、光伏、水电、核电等新能源富集地区普遍是电力调峰困难地区，调峰问题得到解决新能源健康发展才有保障；最后是“科学监管”原则，将电力辅助服务由原来的政府定价变为市场定价，由强制指令变为引导市场主体主动参与，同时加强运行市场监管，这本身就是政府转变职能、改进监管方式的有效途径，国家能源局年初就将推动电力辅助服务市场建设写进了《2016年市场监管工作要点》。

（二）东北有试点电力辅助服务市场的需求和条件

东北地处高寒地区，供热期长，供热机组占火电机组容量超过7成，供热期调峰能力有限，热、电之间矛盾十分突出；东北风电、核电发展迅猛，尤其是风电装机已占总装机的20%，风电存在反调节性，核电机组运行灵活性差，加剧了电力系统运行困难；东北电源中水电比例小，抽水蓄能等可调节电源严重不足。在以上因素共同影响下，东北电力系统调峰问题十分突出，既影响电源、电网和供热安全，又影响风电、核电等绿色能源消纳。但另一方面，通过计划手段和调度命令，强制发电企业提供深度调峰等辅助服务的传统模式效果越来越差，东北亟需建立更有效的电力辅助服务新机制。

东北建立电力辅助服务市场具备四个方面的优势条件：一是东北电力调峰市场运转良好。东北电力调峰市场启动两年多来运行平稳，成效显著，东北电力辅助服务市场就是在电力调峰市场基础上进一步丰富交易品种、拓展交易范围、创新交易机制。二是东北电网电力统一平衡。长期以来，东北电网一直实行跨行政区域的统一调度、统一平衡，国网东北分部承担着全网电力平衡的责任，有利于通过市场机制实现统一优化。三是市场平台建设基础条件较好。东北网、省级电力调度机构都具备智能电网调度运行系统（D5000），有利于在较短的时间内搭建辅助服务市场平台。四是东北电力企业市场意识较强。东北电力行业在集中竞价、电力直接交易、跨省区交易、电力调峰交易等市场化交易方面起步较早，电网企业、发电企业的市场意识较强，有利于电力辅助服务市场工作推进。

二、历时两年充分做好专项改革试点前期工作

为应对东北电力调峰困难，东北能源监管局先行探索建立了市场化电力调峰机制，于2014年10月1日启动了电力调峰市场，有效缓解了调峰困难，新挖掘火电调峰潜力100万千瓦以上。到今年10月，市场运行满两周年，补偿费用累计金额13.5亿元，风电受益多发109.8亿千瓦时，相当于少烧330万吨标煤。东北大部分火电机组实现“要我调峰”向“我要调峰”的观念转变，根据自身机组状态及供热情况主动挖掘潜力做进一步深度调峰。东北电力调峰市场得到了东北电力企业以及业内专家的高度认可，也得到了国家发改委和国家能源局领导同志的批示肯定。

随着本次电改的深入，在东北用电负荷增长缓慢，电力调峰、供热、新能源消纳困难加剧的状态下，有必要在现有东北电力调峰市场基础上进行市场全面升级，建立更加灵活、高效的电力辅助服务市场化机制。对此，国家能源局《2016年体制改革工作要点》、《关于推动东北地区电力协调发展的实施意见》中均明确将东北电力辅助服务市场作为电力体制专项改革试点。

2015年，东北能源监管局开始总结电力调峰市场经验，深入开展大量研究工作，召开了十余次企业座谈会、专家研讨会，实地走访调研了多家电力企业，确定了东北电力辅助服务市场专项改革试点的基本思路。2015年5月，成立了由东北主要电力企业相关部门负责人组成的市场工作组，同时成立由电网企业、火电企业、风电企业、核电企业、清华大学、华北电力大学等有关专家组成的文件起草组。2015年8月，文件起草组集中进行市场方案、交易规则的起草工作。相关方案和规则多次向全体市场成员、专家征求意见，经反复修改完善后，报请国家能源局审核批复。东北区域电力辅助服务市场专项改革试点前期工作历时一年多时间，得到了东北电力企业的高度认可、大力支持和积极响应。

2016年10月8日，经国家能源局局长办公会议审议通过，国家能源局印发《关于同意开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点的复函》（国能监管〔2016〕292号），正式同意东北开展东北电力辅助服务市场专项改革试点工作。

三、开展多品种、多形式、多主体的电力辅助服务市场化交易

东北电力辅助服务市场主要围绕东北电力最紧缺、最关键的调峰资源，开展多品种、多形式、多主体的辅助服务市场化交易，具体有以下几个交易品种：

实时深度调峰交易。实时深度调峰交易是指火电厂开机机组通过在日内调减出力，使火电厂机组平均负荷率小于或等于有偿调峰基准时提供辅助服务的交易。实时深度调峰交易可以在不改变系统开机方式的情况下深入挖掘在运机组调峰潜力。

火电停机备用交易。火电停机备用交易是指火电机组通过停机备用，将自身低谷时段电力空间定向出让给风电、核电，将非低谷时段电量出让给其他机组的交易。火电停机备用交易可以直接减少开机数量，降低系统低谷时段运行容量，并为风电、核电直接与火电机组开展交易创造了平台。

可中断负荷调峰交易。可中断负荷交易是指可中断负荷设施通过在电网低谷时段用电，为电网提供调峰辅助服务的交易。市场初期主要是电蓄热设施参与交易，电蓄热设施可以在用户侧发挥消化低谷电力和供热的作用。

电储能调峰交易。电储能交易是指蓄电设施通过在低谷或弃风弃核时段吸收电力，在其他时段释放电力，为电网提供调峰辅助服务的交易。蓄电设施具有充放电快速、灵活的优势，既可以在用户侧发挥移峰填谷的作用，也可以在新能源等电源侧参与调峰辅助服务交易，促进清洁能源消纳。

火电应急启停调峰交易。火电应急启停调峰交易是指火电企业根据调度指令，在核定的最小开机方式以下，通过火电机组在较短时间内应急启停，为电网提供调峰辅助服务的交易。火电应急启停调峰交易能够在电网急需调峰资源的关键时刻，鼓励发电企业进行应急启停，从而保障电力系统运行安全及基本的供热安全。

跨省调峰交易。跨省调峰交易是指通过日内有偿调整各省区间联络线计划，实现缺乏调峰能力的省份向调峰能力富裕省份购买调峰辅助服务的交易。跨省调峰交易搭建了省间调峰辅助服务交易平台，能够实现调峰资源统筹优化，缓解电网调峰问题，促进清洁能源消纳。

除上述交易品种外，东北电力辅助服务市场还包括抽蓄超额使用有偿辅助服务、黑启动等其他交易品种。

四、东北电力辅助服务市场有望成为解决东北电力运行问题的“牛鼻子”

建设东北电力辅助服务市场，就是要进一步激励火电企业主动提升调峰能力，同时发挥电供暖、电储能、可中断负荷等需求侧作用，保障系统安全、稳定、经济运行，系统解决东北电力调峰问题，缓解热、电之间矛盾，促进风电、核电消纳，推进电能替代和火电灵活性改造。具体有以下五个方面的作用：

一是能够有效提高系统运行可靠性。调峰困难是东北电力系统运行面临的首要问题，目前供热期调峰缺口已经常态化存在，给调度运行带来巨大压力。特别是春节期间的调峰缺口已经突破600万千瓦，直接威胁到电力系统的安全及可靠供热。电力辅助服务市场可以有效缓解调峰问题，大大减轻系统安全压力，提高系统运行可靠性。

二是能够更深的挖掘火电机组调峰潜力。在东北电源结构没有发生大的变化的前提下，电力系统的调峰需求仍然需要火电机组调峰能力的进一步提高来满足，因此深入挖掘火电机组调峰潜力是电源侧破解调峰问题的主要手段。电力辅助服务市场在原有电力调峰交易机制基础上，加大了力度，鼓励热电机组综合改造，进一步激发火电机组深调的积极性，能够更深的挖掘现有火电机组调峰潜力。

三是能够有效促进风电、核电消纳。随着东北风电、核电等可再生能源及新能源的快速发展，风电、核电的消纳也越来越困难。辅助服务市场可通过多种交易方式引导火电机组为风电、核电让路，并通过引入储能装置、可中断负荷等新技术和用户侧参与市场，更大程度促进风电、核电消纳。

四是能够有效缓解热电矛盾。辅助服务市场一方面引导供热机组在保障供热的前提下开展灵活性改造，更深度调峰，保障电网安全运行，另一方面引导建设大型集中式电储能供热站，推广电力辅助服务市场基础上的电能替代供暖新机制，防治城市大气污染，缓解热电矛盾问题。

五是能够推进东北电力市场体系建立。东北电力市场体系初步设计由电力辅助服务市场、跨区交易市场、省间交易市场、省内交易市场有机构成。跨区交易市场、省间交易市场以及省内开展的大用户直接交易均围绕“电量”开展，电力辅助服务市场则主要围绕“实时电力”开展。电力辅助服务市场既是东北电力市场体系的重要组成部分，也是为“电量”市场提供支撑和保障，未来两个市场还将进行融合。

五、东北能源监管局五项举措确保专项改革试点扎实落地

在国家能源局批复同意后，东北能源监管局全力确保东北电力辅助服务市场专项改革试点扎实落地、稳步推进，主要做了以下五项工作：

一是印发《试点方案》和《运营规则》，在前期充分征求市场主体意见的基础上，于11月18日向全体市场主体发布《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）》及有关通知。二是召开宣贯会议，东北电力辅助服务市场高层宣贯会议由东北能源监管局主要负责同志主持，东北区域电网企业、发电企业主要负责同志参加，通过宣贯会议提高各方对东北电力辅助服务市场的认识和重视程度。三是开展专项培训，对发电企业等市场主体以及电力调度、交易等市场运营机构分批次进行专项业务培训，使其尽快熟悉运营规则。四是建设技术支持系统，目前电力辅助服务市场技术支持系统建设工作已经启动并取得较大进展，将结合市场建设步伐和实际运行状况逐步完善。五是做好贯彻落实工作，建立多方参与、协同推进、共同受益的改革氛围。按照统一规划、总体设计、分步实施的原则，东北电力辅助服务市场分为“筹备启动、全面运行、完善提高”三个阶段组织实施，目前启动市场的各项准备工作已经基本就绪。

东北电力辅助服务市场正式启动后，东北能源监管局将密切跟踪市场运行情况，加强市场监管的有效性，营造公平竞争的市场环境，并在实践中不断完善市场运营规则。国家能源局将及时总结东北电力辅助服务市场专项改革试点情况，形成可复制、可推广的经验，向全国进行推广应用。