苑舜：东北电力辅助服务市场的创新与成效

东北是中国电力工业的摇篮，也是我国电力市场化改革的重要发源地，在几次电力体制改革中都起到了试验田的作用。2003年，国家选择东北作为我国首个区域电力市场试点地区，经过三年多建设和运行，试行了“发电侧两部制电价、全电量竞争”的市场模式，为我国电力市场化改革积累了的宝贵的实践经验。《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）出台后，东北电力市场化改革进入新阶段，特别是“东北电力辅助服务市场”成为一大亮点，吸引了多个省区来东北考察调研，东北电力辅助服务市场的一些理念和做法开始在国内推广。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”作者：苑舜）

一、电力辅助服务基本概念

电力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，具体包括调峰、调频、备用等服务。电力辅助服务是电力系统安全、稳定、经济运行的基本保障，从这一点上说其作用并不是辅助性的，而是基础性的。

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，东北地区“弃风弃光”问题和热电矛盾凸显，原有管理模式已难以应对，所以，电改9号文件提出“建立辅助服务分担共享新机制”的要求。

二、建立辅助服务市场的“初心”

建立东北电力辅助服务机制的初衷，是寻求高效、经济解决东北电力系统调峰问题的方案，缓解热电矛盾，促进可再生能源消纳，保障系统安全稳定运行。

2014年起，低谷调峰成为东北电力系统运行最紧迫的问题，集中表现为热电矛盾爆发，风电、核电等清洁能源发电严重受限。2016年春节期间，东北电力系统低谷调峰缺口500万千瓦，电力平衡极端困难，26座主力热电厂被迫单机供热，民生风险巨大；风电全年受限率近三成，冬季低谷时段电网风电接纳能力几乎为0，核电上网发电也受到较大制约。解决调峰问题成为东北电力系统运行诸多问题的“牛鼻子”，也是把“死棋盘活”的关键。

当时可选的改革路径有两条：一是继续强化“政府定价+调度命令”的计划管理模式，这条路之前已经走了多年，体制机制上都不用做大的调整。二是建立以调峰资源为核心的市场竞争机制，激励火电企业主动挖掘调峰潜力、降低调峰成本，这条路之前国内外都没有走过，需要设计全新的市场机制和运营规则。

计划管理模式在激励火电深调方面有一定作用，但存在几个不足：一是补偿标准“一刀切”，二是政府定价无参考，三是调度机构难以执行。在东北地区风、光、核等电源大规模接入电网、供热需求快速增长的背景下，计划模式的激励效果越来越差，行业内基本达成“此路不通”的共识。按照市场在资源配置中发挥决定性作用的原则，同时秉承问题导向和务实取向，建立市场化调峰竞价机制成为我们最终的选择。

三、辅助服务市场制度设计

市场机制方面，以调峰为起步建设东北电力辅助服务市场，没有成熟的理论和先例可借鉴，因此在制度设计上进行了一系列创新：一是将深度调峰资源定义为具有高经济价值的商品，并制定了有偿调峰基准线；二是设计了“分挡报价、统一出清、实时记账、以支定收、阶梯分摊”的市场价格机制；三是将机组日前报价排序作为实时调峰调电原则，让低谷调电有序可依；四是设计跨省调峰交易机制，通过价格信号带动省与省之间调峰互济的积极性；五是设计了火电机组应急启停市场投标机制。

市场监管方面，采取信息化非现场监管措施，密切跟踪市场运行情况，并要求市场运营机构建立市场信息实时披露制度、交易流程管理制度，促进市场公开、公平、规范。市场风险防控方面，从制定风险防控方案、设计避险工具、加强信息披露、规范市场干预等几个维度建立市场风险预警和防控体系，保障辅助服务市场运行平稳、风险可控。

2016年，东北电力辅助服务市场被确定为国家电力体制改革专项试点，按照国家能源局的整体部署，东北电力辅助服务市场于2017年1月1日零点如期启动，市场启动以来运行良好，市场主体按照市场规则规范申报价格及能力，市场计量、结算、信息公开等环节运转有序，火电企业积极挖掘调峰潜力，大大缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面，促进了风电、核电等清洁能源消纳，显著提高了东北电力系统安全运行水平和供热可靠性。

四、辅助服务市场全面升级

2018年以来，由于煤质、设备缺陷、供热等多方面原因，东北火电机组尖峰受阻问题突出，尖峰时段旋转备用容量不足，部分时段电力供需紧张，被迫增加火电开机方式，使得系统消纳新能源能力下降，所以东北电力已经不再是简单的“窝电”局面，已经逐渐转变为“总体略有盈余，局部时段偏紧”的电力供需新局面。针对东北电力运行中出现的新情况和新问题，我们在总结前期电力辅助服务市场运行经验基础上，启动了辅助服务市场机制升级工作，主要是增加了旋转备用交易品种，从而实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。

旋转备用交易是为了保证可靠供电，发电机组在尖峰时段通过预留旋转备用容量所提供的服务，减少火电机组尖峰受阻情况，保证可靠供电和电网安全；减少开机方式，为清洁能源接纳提供更大空间。我们探索建立的尖峰旋转备用机制有三个特点：一是以发电机组能力作为市场标的物，体现“备用”属性；二是全网统一竞价、出清，实现区域电网内共享备用资源；三是建立机组发电能力随机核查机制，保证机组如实申报备用能力。2019年上半年，按照新规则启动东北电力辅助服务市场3.0版本模拟运行，2019年7月1日零点，全新的《东北电力辅助服务市场运营规则》正式施行，目前市场运行良好，达到市场设计预期目标。

五、辅助服务市场成效

东北电力辅助服务市场运行后，初步打破了东北电网调峰困局，显著缓解了热电矛盾，促进了清洁能源消纳，提高了系统运行可靠性，开创了“风火核光多方共赢”的新局面：

一是火电厂由“要我调峰”向“我要调峰”转变。2019年，在市场机制引导下，东北火电企业非供热期最大提供475万千瓦深调能力，供热期最大提供810万千瓦深调能力。

二是缓解热电矛盾，提升了东北冬季供热可靠性。2016年春节期间，东北有26家电厂单机供热，2017年春节减少到15家，2018至2020年春节期间完全消除了单机供热隐患，为东北民生作出巨大贡献。

三是优化发电结构，提高了风电、核电利用率。火电通过低于最低技术出力深度调峰，2015年以来多接纳新能源661亿千瓦时，相当于少烧2100万吨标准煤。2019年，东北风电利用率已经提高至97.84%，风电受限率下降到2.16%，创东北风电规模化发展以来新低，风电利用小时从2014年1713小时提高到2019年2305小时，增加了592小时；4台核电实现常态3台机以上运行。在辅助服务市场中，风、光、核等清洁能源每度受益多发电量分摊费用0.117元，远低于其发电收益。

进入2020年，由于调峰能力的增加，春节和疫情期间，全网没有一家火电企业由于调峰原因单机供热，民生供热安全得到了保障。同时，东北电力辅助服务市场在推动新能源消纳上发挥巨大作用，新能源弃电量和弃电率再创新低。截至2月15日，新能源弃电量1.42亿千瓦时，同比减少74.80%。其中弃风电量1.37亿千瓦时，同比减少74.25%；弃光电量0.046亿千瓦时，同比减少84.67%。风电利用率98.34%，同比增加3.51个百分点；光伏利用率99.76%，同比增加1.56个百分点。

四是火电主动提升顶尖峰能力，增加了系统备用。在今年火电机组尖峰旋转备用交易品种启动后，发电企业尖峰旋转备用能力普遍提升。2018年非供热期东北火电机组受阻容量约1200万千瓦，2019年非供热期下降到800万千瓦左右，受阻容量减少三分之一，系统运行效率得到显著提升。

六、思考与展望

推动电力辅助服务市场工作，我们有六点体会：一是要有历史观，从历史的角度看待东北电力市场的发展问题；二是要有地域观，既要注重普遍问题和普遍规律，也要抓住东北的特殊性；三是要有风险意识，做好市场风险防控方案；四是要用发展的眼光，分析眼前问题要着眼将来市场环境的变化；五是以市场为导向，不断完善电力系统结构，切实解决实际问题；六是要思想统一，共同努力促进东北电力辅助服务市场的良好发展。

东北电力辅助服务市场从调峰起步，没有采取国外主流电力市场路径，走得注定不是“寻常路”，受到各方面关注是自然的，存在不同观点和认识也是必然的。目前，国内外已有的现货市场理论、模型、运行机制及规则都不能解决现阶段不同能源间的平衡及转化问题。风火核光及电热之间的矛盾将长期存在，国外没有调峰困难到东北这样低谷时段风电全弃还不能保障供热的大区域，这是当前国内外所有主流现货市场设计未曾涉及的、现阶段暂时解决不了的。如果完全照搬采用理论上先进的市场模式，造成大量的弃风及弃光，现有的新能源消纳成绩毁于一旦，将会得不偿失。虽然东北电力辅助服务市场并不是主流市场，与传统辅助服务也有较大差别，但当前东北电力辅助服务市场交易的主要内容可能仍然会较长时间存在。

随着我国电力市场化改革走向深入，伴随着东北电力供需形势、电网和电源结构的发展及变化，带有鲜明和地域特色的电力辅助服务市场机制必然要逐渐融入电力市场整体框架。我们也将主动作为、加强学习，不断探索适应新形势的新模式，我们正在与清华大学、华北电力大学等高校及研究院所开展下一步课题研究，已经取得一些研究成果。展望未来，我们将从以下三方面着手开展相关工作：

一是坚持“问题导向、科学发展”，不断优化东北电力辅助服务的机制设置。在东北电力辅助服务市场推进过程中，会不断有新情况和新问题出现，需要灵活调整，不断优化相应的机制设置。我们将适时开展适应新形势的市场规则修编工作（比如引入尖峰旋转备用交易就是典型的重大调整），当前电网尖峰发电受阻逐年增加，市场交易金额规模不断增大，平价新能源即将大量并网，仍需继续进一步完善市场规则。我们将进一步研究完善尖峰市场参数设定，增强市场正向引导作用；积极开展负荷侧调控能力提升工作，研究可控负荷参与市场机制；开展适应平价新能源大量并网规则修编，研究新能源竞价机制，提升新能源企业参与市场的积极性。

二是坚持“统筹规划、因地制宜”，研究省内现货市场与区域调峰市场的结合与衔接。两者均为现货性质，相互产生影响，组织各省调度共同研究二者的衔接工作，使电力市场既能为全社会提供低价优质的电能，又能有效促进东北地区新能源发展。为此，我们与相关企业及高校合作，开展了东北电力市场发展战略研究工作。针对东北电力体制改革过程中面临的实际问题，系统性研究东北电力市场发展规划，以确保东北电力市场建设工作能够更好开展，寻求以最小的建设成本达到通过市场机制优化东北电力资源配置的目标。东北三省一区电力现货方案初步设计，都是在现有市场框架下，有效衔接电力中长期交易与现货市场，统筹协调电力辅助服务市场与现货市场，实现“中长期交易为主、现货交易为补充”。在三省的电力现货方案中，电力现货市场均采用“现货电能量市场+辅助服务市场”的市场架构。目前看三省的初步想法与实际运行仍有一定差距，还需进一步研究规划。

三是坚持“分析预判、科学决策”，开展东北电力中短期供需预判工作的前瞻性研究，为电力行业规划、政策制定提供决策参考，同时通过预判系统的助力进一步升级东北电力辅助服务市场。目前，东北电力中短期供需分析预判系统框架、模型与算法、监管指标体系等研究内容已经取得阶段性成果，后期将从注重中期预判功能研究、满足东北区域电力市场的发展需求、预判系统的随机性和智慧性三方面开展重点研究。项目研究成果将对东北电力行业有序、稳健发展提供技术支撑，为深化东北电力市场改革、扩大电力市场交易规模提供监管意见和政策建议，为改善东北电网的电力供需矛盾提供理论依据，为政府相关部门的决策不断提供理论与实证支撑，经济与社会效益显著。

作为市场设计者和监管者，我们会持开放的心态，不断审视、学习和思考，为我国电力市场化改革事业和能源革命贡献力量。