近十年來，按照我國電力體制改革要求，東北、華東區域等先后試點了以競價上網為主的市場建設，在內蒙正式運行過多邊交易，市場化跨省區交易探索不斷深化，大用戶直接交易試點也在扎實開展，但客觀上受各方認識原因影響電力市場建設受到的阻力較大。通過分析京津唐三年多的輔助服務交易開展現狀，在現行體制性下輔助服務市場將是我國電力市場建設的下一個突破口。

　　我國輔助服務交易開展現狀

　　按照電監會部署，根據華北區域輔助服務與并網考核實施細則，京津唐電網早在2009年5月率先在全國建立了基于成本加合理收益的輔助服務交易機制，品種有自動發電控制（AGC）、無功、調峰、黑啟動等，目前覆蓋了4900萬千瓦的全部統調電廠。三年多來發電企業深入研究條款，加強機組技術改造、提高運行管理水平，機組性能持續提升，輔助服務交易費用同比穩步增加，說明在交易機制引導下，提供輔助服務積極性顯著增加。根據實施情況，三年多來華北電監局先后對條款進行了7次修訂，優化考核補償費用占比，使考核全面、結構合理、補償公平，目前每月交易費用穩定在4500萬元左右（AGC占絕大部分），占同期上網電費的0.8%，通過向全部機組按照電費比例收取交易費用，來向提供服務的機組進行費用支付。

　　目前輔助服務交易基本在全國鋪開，2011年全年的總輔助服務交易費用達21.45億元，但各區域補償力度差別較大，京津唐區域補償力度最大，共計76515萬元（占全國的35.6%），是實施效果最好的地區。通過初步建立輔助服務交易機制，各機組的輔助服務提供能力大大提高，電能質量不斷提高，電網防御系統風險的能力增強。如：京津唐地區機組AGC平均調節速率上漲，調節偏差從0.8%下降到0.16%，平均響應時間下降到50秒；華東的電能頻率超過50±0.05Hz時間由2010年的2347秒下降至2011年的1641秒。

　　總體來看，輔助服務交易建立了鼓勵競爭的新機制，促進了電網安全穩定運行，提高了電網整體運行效率，奠定了市場建設的良好基礎。但也存在一些不足，一是還沒有建立以電力系統綜合效益最大化為導向的輔助服務調度模式，二是還沒有建立市場化的輔助服務定價標準，三是還沒有建立“誰受益、誰付費”的市場傳導機制。

　　輔助服務市場建設的可行性和必要性

　　在現行體制下，以月度集中競價的市場建設已面臨較大阻礙，多邊交易面臨著政策的不確定性，大用戶直購電更多是一種行政審批，市場建設突破口在哪里？隨近幾年電力生產發展和監管實踐的不斷深入，各方對輔助服務市場的認識不斷加深。

　　一是輔助服務的作用和價值已植入企業日常運行管理，不但發電企業的承受能力大有提高，而且隨著智能電網調度系統 D5000基礎平臺的不斷完善和監管能力的提高，輔助服務品種已經完全可以做到可計量、可交易、可監管。二是只有通過市場化，才能真正體現輔助服務這一電能輔助產品的內在價值，有利于讓各類機組各盡所能，優化資源配置，特別是鼓勵高性能電池為核心的儲能產品提供調頻服務，促進其產業化發展。三是目前能量市場受各種因素制約難以開展，先行建立輔助服務市場，無論從軟硬件技術上、政策制定上都更易于實現。四是隨著可再生能源今后其更大規模的并網，對輔助服務提出了更高需求，在華北等風電快速發展但電網調節能力有限的情況下，通過市場競爭能使市場主體提供更優質的電力服務，并通過價格機制，激勵和引導優質性能電源的適時適地建設，保證可再生能源的安全并網。

　　實際上，輔助服務市場與能量市場從本質上是一致的。首先是對市場主體的要求一致,其基本規則、基本概念相同，競爭程度相當，其次是市場技術支持系統完全相同，都是開放式的，具有安全性、完整性、一致性和可擴展性等要求，兩者的物質基礎可以共享。

　　華北輔助服務市場建設的路徑選擇

　　事實上，自京津唐輔助服務交易工作開始之初，華北電監局就一直研究市場化問題，應該說經過三年多工作實踐，目標進一步明確，思路更加清晰，市場化的決心更大了。

　　輔助服務市場建設目標。借助市場機制建立公平、規范、高效的輔助服務交易平臺，分階段逐步深化開展調頻、調峰、備用、無功等多品種的交易，用市場化手段提高電力系統運行效率，進一步滿足風、光、儲等新能源發展的需要，提高電力運行的綜合效益，推動以集中競價和多邊交易為主的電力市場建設進程，促進電力工業科學發展。

　　初級階段交易品種的確定。AGC是所有成熟電力市場中重要的輔助服務交易品種，隨著風電接入的迅速增長，對華北電網安全運行至關重要的頻率控制能力也將受到挑戰。目前在京津唐AGC交易費用占總費用的95%左右，絕大多數 AGC調頻服務是由占主導地位的火電機組提供的。三年來，AGC的調用和付費方式已經非常成熟，在運行監管、電網調度、企業管理等方面都已積累了相當經驗，交易金額也比較適中，因此AGC作為初級階段的起始交易品種是完全可以的。

　　AGC輔助服務市場的建立。第一階段，用一到二年左右時間建立完善混合交易模式，即在京津唐現行AGC管理模式（合同模式）的基礎上增加一定比例的投標模式（市場模式）。第二階段，建立完全的AGC日前市場模式。在各參與主體對混合交易模式有充分了解后，取消或者僅保留極少量機組執行合同模式，并且將投標周期從以周為單位提升為以日為單位，從而實現完全市場交易模式。第一階段的交易結算模式為：

　　一是，市場組織方面。調度交易機構可按目前規則，以機組綜合調節性能為依據，每月確定一定容量的性能最好的機組參與AGC服務；與此同時，網內其他所有滿足AGC條件的機組可以按周為單位，在滿足正常發電計劃的要求下，對所提供的AGC服務的價格進行投標。根據實際運行的結果，合同模式和投標模式機組所占比例可以從初期的7:3逐步過渡到2:8，為下階段順利過渡到完全的市場模式打下良好基礎。這不僅能充分確保改革過渡期間的電網的運行安全，還能夠為各方參與主體適應市場模式提供充分的時間。此外，可以鼓勵發電企業采用儲能產品等新技術從根本上提高機組的調頻性能，客觀上為各種新技術進入電力調頻領域創造條件。

　　二是，競價及出清方面。合同模式的機組參與AGC服務，不參與競價，而直接按照目前京津唐電網的調頻價格執行。這樣能夠保證區域調頻總體費用的基本穩定，也能避免價格的大幅度波動，破壞市場穩定。參與投標的機組對AGC服務進行報價，由各電力交易中心根據投標價格由低到高的順序，選擇足夠的機組參與AGC服務,這些機組的調頻出清價格就是競標成功機組中的最高報價，通過實時調度確定每臺機組的AGC服務提供總量。

　　三是，費用結算方面。所有參與AGC服務的機組都統一按照現行華北電監局制訂的補償交易公式以日為單位進行結算，對合同模式的機組，取當前確定的交易標準；對競標模式的機組，要取對應的出清價格。AGC服務的費用按照容量或電費比例當月從火電、風電企業收取，在下個月進行結算。

　　初級階段雖然只有AGC一個品種，但意義卻是重大的，一是將深刻影響當前的調度行為，逐步建立起以綜合效益最大化的調度模式，二是將逐步實現我國輔助服務市場以及今后電力市場與國外的同步協同發展，有利于電力等其他行業的健康發展。

　　輔助服務市場化的后續發展和完善。在AGC輔助服務市場成功運行、特別是在混合交易后期，可以按照相似的模式，迅速針對有償調峰、有償無功調節、自動電壓控制、旋轉備用和黑啟動等建立多品種的輔助服務市場，使各機組能夠在市場中各盡所能，推動各類輔助服務在市場模式下的綜合優化工作，在現有電力體制下最大程度提高電網運行效率。

　　未來能量市場中，會有雙邊及多邊合約、長短期合約、日前和實時市場等多種電網運行模式共存的狀況，特別是在日趨復雜的大電網結構下，完善優質的輔助服務是能量市場安全可靠運行的基礎。輔助服務市場開展并逐步完善的過程中，不斷改進的能量管理系統、市場管理系統、新技術新理論都將為能量市場的初始建設提供技術支持。輔助服務市場的運行，將促使電力行業各參與主體從思想意識、行為方式、經營理念上，逐步建立起市場化概念。待我國電力體制改革進一步深化，特別是電價體制得到突破后，輔助服務市場便可過渡、演化到包括電能量交易在內的，覆蓋較多品種、長中短交易結合、滿足電網安全運行要求的比較完善的電力市場。

　　（作者單位系華北電監局）