福建电力辅助服务市场建设主要试点成效及展望

2017年10月，福建电力调峰辅助服务交易系统实现结算运行。2018年12月，福建电力调频辅助服务交易系统进入模拟运行。自辅助服务市场启动以来，有效解决了福建低谷电消纳难等较突出问题，省内可再生能源实现了全电量上网，各市场主体实现了共赢。

基本工作情况

福建电源品种丰富，清洁能源装机和发电量比重均超过50%，电网负荷最大峰谷差约占最高负荷的1/3，安全运行、调峰压力日益加大，清洁能源可持续发展面临挑战，开展电力辅助服务市场试点既有环境优势又有形势迫切需要。福建积极推进电力辅助服务市场试点实践。主要工作特点有：

一是以福建电力市场总体设计为框架，率先启动辅助服务市场。落实中发9号文精神，坚持市场化方向，统筹考虑建设福建电力市场体系，在完善电力中长期市场的基础上，同步探索电力辅助服务市场建设，引导和推动各类电源全部参与购买或提供辅助服务。

二是以课题研究为先导，为辅助服务市场开展提供理论储备。委托华北电力大学开展市场方案及实施路径课题研究，组织政府相关部门和市场主体多次讨论，确定了辅助服务市场总体设计原则方案和市场化实施路径。

三是以规则制定为重点，为辅助服务市场规范有序推进提供依据保障。2017年初，组织起草了调峰辅助服务交易规则，使辅助服务市场建设有规可依，确保系统开发不偏向，组织实施不走样。

四是以平台开发为支撑，为辅助服务市场建设提供技术保障。2017年上半年启动福建辅助服务技术平台开发，该平台实现对机组出力自动闭环控制运行。

五是以宣贯培训和模拟操作为抓手，为辅助服务市场试点工作平稳推进营造良好氛围。通过座谈讨论、厂网联席会议和业务培训等形式，做好试点工作前期准备。

截至2018年12月，福建省统调各类机组全部参与电力辅助服务，涉及装机容量4789万千瓦，辅助服务费用累计约6.38亿元，同比增加约1.84亿元，占总上网电费约0.8%。其中，调峰辅助服务费用约4.04亿元，同比增加1.31亿元，同比增长48.2%。

主要试点成效

从运行结果看，交易费用总盘子和各类型电源的服务补偿和购买费用分摊比例与预期基本相符，试点工作达到预期成效。

一是清洁能源电量消纳空间得到拓展。电力系统备用和调节能力进一步增强，核电平稳运行，2018年平均利用小时数同比增加700多小时，没有发生弃风、弃水、弃光现象。

二是激发企业参与辅助服务市场积极性。通过合理的经济补偿，促进优化机组运行方式，挖掘机组调峰潜力，提升设备性能和运行管理水平，缓解了电网低谷调峰困难问题，提高了电力系统整体可靠性，保障电网安全稳定运行。

三是市场主体利益得到合理调节。通过市场化手段，为提供辅助服务的常规煤电等增益减亏，较好平衡了各类电源之间的生产经营矛盾和利益关系，市场主体总体比较认同。

四是火电企业由“电量型”向“电力型”转变。在电能相对过剩、发电利用小时有限的形势下，燃煤机组主动转向调峰运行，不断适应未来清洁能源电力占主导的市场形势。

五是辅助服务价值得到体现。运行数据显示，市场实践真实反映了各类电源在系统运行中实际承担的调峰等辅助服务贡献情况，“谁承担谁受益”辅助服务价值得到体现。

六是促使调度行为更加公开公平透明。通过市场化方式建立了公平参与、公开透明的辅助服务机制，清晰地界定了电厂参与辅助服务的责任和权益；通过技术平台，交易信息披露公开、透明，进一步促进了“三公”调度。

七是促进电力新模式新业态发展。在政策导向和市场激励作用下，市场各方积极跟踪研究新技术、新模式的应用。设备制造商加大储能等技术产品研发、市场合作及推广应用，促进了相关产业发展。

八是推动电力现货市场试点建设。通过试点摸索和实践，有效锻炼了市场主体、调度机构、研发人员的市场运营和技术系统建设管理能力，为后续现货市场试点提供了经验和人才储备。

下一步工作打算

下一阶段，福建省将按照国家能源局《完善电力辅助服务（补偿）市场机制工作方案》和福建省政府“继续按照国家能源局部署积极稳妥推进我省试点相关工作”的指示，针对辅助服务交易品种不够丰富、总盘子偏小等问题，不断发展和完善试点工作。

一是在调峰市场运行和2018年12月调频辅助服务已进入模拟运行的基础上，继续拓展其他交易品种，加快试点实施；二是加大电力辅助服务市场化交易力度，优化完善系统功能，从管理和技术两方面保障交易系统顺利运转；三是继续做好宣贯培训，引导企业开展设备技术创新、管理提升；四是结合现货市场试点，做好相关衔接工作，为现货市场平稳起步打好基础。