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调频、调峰、无功控制、黑启动等电力系统运行的专门问题，用辅助服务这一术语涵盖，在中国算来已逾二十年。辅助服务源于电力系统的物理特性，但市场化使其逐渐成为关注焦点。当前，辅助服务分担补偿机制建设如火如荼，电力用户“被参与”，储能机构“主动出击”;辅助服务市场化的路径争辩激烈，调峰是辅助服务吗，从调峰开始能够走向辅助服务全面市场化吗?总结和体味中国电力辅助服务市场化的二十年历史，希望能够给改革的推动者和参与者以启示。
辅助服务市场作为新生事物
建设需要夯实理论基础
上世纪90年代中期，伴随我国经济结构调整,用电量增幅逐年下降,发电机组利用小时数逐年降低,社会各界对电力“三公”(公平、公正、公开)调度呼声日益高涨,电力市场应运而生。1995年浙江、安徽等省份率先开始进入模拟市场运行;1997年底,国家电力公司正式启动建立内部模拟电力市场，在电力企业内部,用市场的办法进行管理,将自己的发电厂、供电局变成一个相对独立的“企业”，并对其进行考核管理。
在这种背景下，西方电力市场理论开始被引入国内。1997～1998年，于尔铿教授团队发表了电力市场的系列学术文章，出版了《电力市场》专著，其中在1997年发文专篇论述了电力市场中辅助服务的定义、分类、原则、运行模式及定价方法。这个时期，几乎所有的高等院校涉电学科和宋永华、吴复立、倪以信、言茂松、王锡凡等众多学者，开始对包括辅助服务交易在内的电力市场理论进行系统性研究。
1998年《国务院办公厅转发国家经贸委关于深化电力工业体制改革有关问题意见的通知》(国办发﹝1998﹞146号)，明确选择上海、浙江、山东和辽宁、吉林、黑龙江六省(直辖市)进行厂网分开、竞价上网的试点，要求国家经贸委会同有关部门和单位制定发电市场运行和监督的规则。基于理论的支撑，辅助服务应该纳入电力市场体系之中的观念，此时已经被有关部门的高层所接受。1999年陆延昌在第26届中国电网调度运行会议上讲话提出，“加强省级发电侧电力市场交易管理和相关技术研究,以提高负荷预测的精度、完善交易计划的确定、逐渐充实电力市场中的辅助服务项目”，“电力市场辅助服务是最复杂的一项工作,包括调频、调峰、无功和黑启动等,关键是对辅助服务的确定、定量方法、成本分析、付费方法等。对各种辅助服务的成本和补偿付费应进行具体分析研究。”
既在意料之外也在情理之中的是，当时六个改革试点的方案并没有细致考虑辅助服务问题。国调中心市场处当时总结说，“目前,辅助服务指标的量化、辅助服务成本的计算以及付费等比较复杂,世界上各国电力市场的做法也不尽相同。在我国现有电网结构比较薄弱的条件下,为保证电网运行安全,各试点单位基本上未考虑辅助服务交易,均采用了由调度指定、无偿提供的方式。”
辅助服务市场化建设的重要步骤
是将改革共识和成果固化为制度
历史翻开了新篇章，2002年初国务院发布《电力体制改革方案》(国发〔2002〕5号)，2003年3月国家电监会挂牌成立。市场化的环境和推动市场建设的机构，催生了辅助服务管理与交易的制度化。
为有效管控电力行业，辅助服务管理制度不断健全。
2003年7月电监会发布了《关于发电厂并网运行管理的意见》(电监市场〔2003〕23号)，在“运行管理考核”中延续并提出了对提供辅助服务者予以奖励的概念：“对发电厂的奖励应根据发电厂对保证电网安全稳定运行和提高电网电能质量的作用大小进行。对于电网调峰、调频和无功电压调节作出突出贡献的应给予奖励”。
在总结各省市经验的基础上，2006年11月电监会印发《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)。《办法》主要内容包括辅助服务的分类和定义，并网发电厂和电力调度交易机构的职责与义务，辅助服务的计量与考核、补偿方式与费用来源，电力监管机构对辅助服务的监管责任等内容。《办法》明确，辅助服务的调用应遵循“按需调度”的原则，由电力调度交易机构根据发电机组特性和电网情况，合理安排发电机组承担辅助服务，保证调度的公开、公平、公正。《办法》规定，基本辅助服务不进行补偿，有偿辅助服务应予以补偿。要按照专门记账、收支平衡、适当补偿的原则，选择有偿辅助服务补偿方式。在改革方法论方面，值得总结和深刻体味的是，《办法》原则性较强，不涉及具体实行，因此出台时各方争议并不十分激烈，但这一制度化成果为之后的“两个细则”实施奠定了坚实基础。
为积极推动电力市场，辅助服务市场规则不断完善。
2003年7月，电监会以电监市场〔2003〕22号文件，印发《电力市场运营基本规则(试行)》、《电力市场监管办法(试行)》和《电力市场技术支持系统功能规范(试行)》，《电力市场运营基本规则(试行)》第七章“辅助服务”明确了“辅助服务包括基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务应在并网协议中注明。有偿辅助服务可以采用协议的方式，也可以通过招投标方式确定”，以及“各类辅助服务的具体内容、技术标准、获取方式由市场成员根据各电力市场情况确定，报电力监管机构审批”等4条内容。
在东北和华东开展区域电力市场建设试点中，制度建设有了许多实质性进展，以东北为例：
提出辅助服务市场建设路线图。2003年6月国家电监会发布《关于建立东北区域电力市场的意见》，提出建立统一的东北区域电力市场，实现区域电力资源优化配置。在辅助服务章节指出，“进入区域电力市场的机组有义务承担电力系统的备用、调频、无功等辅助服务。初期，对备用、调频、无功等辅助服务建立合理的补偿机制;中期，初步建立竞争性的备用和调频等辅助服务市场，完善无功辅助服务补偿机制;远期，完善备用和调频等竞争性辅助服务市场。”
明确辅助服务定价原则。2004年4月国家发展改革发布《关于东北区域电力市场上网电价改革试点有关问题的通知》(发改价格〔2004〕709号)，就辅助服务价格指出，“一次调频以及不影响有功出力的无功服务为基本辅助服务，由发电机组无偿提供;备用、二次调频、影响有功出力的无功服务、自动发电控制(AGC)及黑启动等为有偿辅助服务。改革初期，发电机组有偿辅助服务价格按补偿成本和合理收益的原则制定，由接入系统的所有电厂按统一的价格标准交纳费用予以补偿”。
制定辅助服务专项管理办法。2004年7月，国家发展改革委和国家电监会发布《关于印发〈东北区域电网发电企业辅助服务补偿暂行办法〉和〈东北区域电力市场竞价限价暂行办法〉的通知》(发改价格〔2004〕1467号)，这是我国第一份关于辅助服务的专项办法。《办法》明确了辅助服务补偿的具体标准，比如在调频方面规定，AGC辅助服务，按照其实际的AGC调频电量，每万千瓦时补偿600元。
东北的辅助服务市场规则内容比较全面，可操作性强。多年来，参与过上一轮电力改革的同仁经常感慨，假定当年的东北电力市场没有因为平衡账户问题而暂停，今天电力系统市场化程度，不知已经走了多远;当然辅助服务更不在话下。然而，历史无法假设。历史是一种合力，不发生甲事件，会不会发生乙事件呢?
但至少可以肯定地说，辅助服务的历史价值在于，和大用户直购电一起，补位了从区域电力市场暂停到9号文件出台十年间的“电改苍白”。
辅助服务落地为“两个细则”
蕴含着耐心和智慧
为加强并网发电厂考核和辅助服务管理工作，电监会要求各地电监局和省电监办结合本地区特点，依照电监会《发电厂并网运行管理规定》和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》文件精神，制定本区域的《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》(简称“两个细则”)。
改革文字“看上去很美”，但是当真要落地时，问题层出不穷。每个问题或许理论上都有最优解，但现实情况是复杂的，而且往往不是技术问题。解决问题的方法只能是原则性与灵活性的结合，既要有耐心，更要有智慧。
发电侧封闭运行，资金源于电厂、用于电厂。
对基本辅助服务之外的贡献予以认可和补偿，当然是好事儿。但辅助服务补偿的资金来源在哪呢?是政府筹建专项基金吗，又牵涉上了财政部;是源自不遵守调度纪律的考核惩罚费用吗，大家都守规则，没有考核资金怎么办?讨论中，逐渐聚焦到源于电厂、用于电厂的模式。发电企业激烈反对，质问：政府确定的火电上网标杆电价里，含不含辅助服务的费用?没含，为什么现在要电厂承担呢;含了，有文件依据吗?
进而，讨论追根溯源到电力系统的基本问题：辅助服务因谁而起，又应该谁来承担呢?电力系统为什么要调频、调压呢，因为用电负荷总在变化，那为什么用户不承担辅助服务义务呢?电厂能够调压，电网中的电容器、电抗器难道不是在调压吗，为什么不对电网承担辅助服务进行考核呢?
最终确定的模式是发电侧封闭运行。历史地看，电力改革的切入点和突破口，往往在发电侧。因为电网公司“强势”，因为用户承担涉及到全社会更是执行难，也因为发电侧内部情况复杂、观点各异。当然，这也是发电企业最恼火之处。
最经典的争论是“两个细则”动没动电价，答案很智慧。
价格的主管部门是国家发改委，那么电监会出台的“两个细则”有什么权力改变电厂的上网标杆价格?正方说我这是辅助服务费用、国际通行，反方说你有考核有补偿，月底结算的电费不等于电量乘以标杆电价，不就是动了电价吗?正方说，以前各地政府也经常对电厂给予奖罚，为什么现在就不行?最终的解释很有智慧，发改委价格司关键时刻支持电监会市场部，予以情况说明——“两个细则”涉及金额，初步测算在电费比例中充其量不到1%，是动了价格，但没有动价格体系!
最需要耐心的是协调监管派出机构和地方政府部门。
地方政府电力管理部门之前对电厂的考核体系如何与“两个细则”融合，需要耐心地解释、协调，需要双方顾全大局、面向未来、共同推动。华北电监局与北京、天津、河北3家政府本着“和谐共治”的原则，自2009年1月先期在京津唐电网启动两个细则的模拟运行，共涉及发电企业40家、机组近130台、装机容量近3800万千瓦。经过近四个月的模拟运行，华北区域两个细则于2009年5月1日起在全国率先进入试运行阶段。在此带动下，其他五大区域先后出台“两个细则”，并着手模拟运行、试运行和正式运行。当然，问题没有完全解决，比如直到现在江西能源局仍坚持在“两个细则”外，自主对电厂实施“以收定支”的考核管理。
辅助服务的补偿标准基于成本测算，后续标准调整基于各方博弈。
各区域最初制定“两个细则”，相关补偿标准都经过了辖区电网的实际数据测算，虽有争论但很快取得共识发布实施，原因很大程度在于各个电厂大都没有对“两个细则”进行全面评估。但是真正执行后，意见接踵而来。所以后续规则的不断调整，更多地源于各方利益的博弈。
以西北区域为例，西北区域第一版“两个细则”在2009年4月颁布实施开始结算。2012年1月公布的第二版“两个细则”，寄望以黄河水电辅助服务在全网分摊为主导，从“分省平衡”向“跨省平衡”运作模式迈进，但最终未能如愿。2015年10月第三版“两个细则”发布很大程度上在于，水、火等常规电源为风电光伏等新能源提供调峰的积极性不高;部分条款操作性不强、协调性不足，导致“守法成本高、违法成本低”。2017年8月，西北能源监管局开会指出，自2015年修订以来，随着西北区域网源结构、运行特点、市场建设等方面发生较大变化，现行“两个细则”中的部分内容不能完全适应当下实际需求，为此着手启动修订工作。由于各方意见建议颇多，目前第四版“两个细则”仍未面世。
新时代辅助服务建设
有了明确的方向
月复一月的“两个细则”实施中，电力工业界对辅助服务形成三点规律性认识：一是传统电力系统也有辅助服务，获取方式是调度统一安排、无偿调用;二是伴随厂网分开和市场主体多元化，辅助服务的获取方式实现了无偿使用到有偿使用的转变;三是“两个细则”中辅助服务价格是固定的，亟待进一步通过市场优化配置辅助服务资源，发现价格，使不太容易清晰成本的辅助服务定价更合理。契机终于到来。
2015年3月下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)中明确提出“建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务的新要求，完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。”配套文件之一《关于推进电力市场建设的实施意见》中将“建立辅助服务交易机制”作为一项主要任务。《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》(国能监管〔2016〕164号)、《国家发展改革委 国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源〔2018〕364号)等文件中都对辅助服务市场建设工作提出了指导性意见。自2016年10月以来，国家能源局批复批复了东北、福建、山西、新疆、山东、甘肃、西北(宁夏)、南方(广东)8个能源监管派出机构开展电力辅助服务市场专项改革试点。
2017年11月，国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(国能发监管〔2017〕67号)，明确了下一步完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作的总体思路、基本原则、主要目标和主要任务，成为辅助服务近期工作的重要指引。
辅助服务科学化、市场化是趋势，但2018～2019年能否探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制，2019～2020年又能否配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设呢?
镜鉴辅助服务市场化建设的过往经验，完成上述任务，有几个工作需要抓紧开展：一是思想准备和人员储备是改革成功的重要因素，但上一轮电改中学界参与意愿不足，政界和企业界的积极性也需要进一步调动。二是新时代中国特色社会主义制度下的辅助服务市场化理论的需要系统地研究。西方的辅助服务市场理论如何同中国实际相结合，是必须回答的问题。近年来各地结合需求实际推动的辅助服务工作要认真总结，这种实用主义的辅助服务和西方标准的辅助服务理论是否需要及如何衔接，什么条件下才能融合。三是如果现货交易试点启动没那么顺利或者很不顺利，那些本来就不适合或者不打算走现货路线的地区，辅助服务该如何推进?四是用户参与辅助服务是篇大文章，既需要谋篇布局，也需要细致落笔。突破发电侧封闭运行模式，把用户“请”进来、心甘情愿地为辅助服务付费，现在看理论研究相当不足，社会氛围营造的方式方法还缺乏策划。此外，辅助服务与增量配电网改革、分布式交易、峰谷分时电价等机制，与能源互联网、智能微电网、电动汽车、储能等新技术的结合也应尽快提上研究日程。
无论如何，大家形成了共识——电力辅助服务市场建设是构建符合国情、统一开放的现代电力市场体系的重要组成部分;辅助服务市场化也成为国家发改委、国家能源局许多文件的“规定动作”和一般要求。
回望辅助服务建设20年历史，循序渐进，既是电力辅助服务建设的历史经验，或许仍应是中国电力辅助服务继续市场化的重要遵循。
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