东北电力辅助服务新规于7月1日正式启动试运行电储能可参与调峰-北极星储能网

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目前，《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》在东北电网经过半年模拟运行，于7月1日正式启动试运行并实际结算。

这是国内首家开展的旋转备用辅助服务市场。市场运营后将在一定程度上解决尖峰火力发电受阻问题，缓解电网尖峰备用阶段性紧张局面，保障电网安全运行，同时调动发电企业提高尖峰发电能力的积极性，提升东北电网新能源消纳水平。在东北电力辅助服务市场框架下，以火电厂运行机组发电能力作为市场购售衡量标准，发电能力大于额定容量的90%，可以在市场中出售发电能力，发电能力小于额定容量的90%，在市场中购买发电能力；逐步引导所有火电厂采取有效措施减少尖峰发电受阻，提升发电能力，保障电网尖峰旋转备用需求；建立完善的发电能力核查机制，真实体现机组实际发电能力。

国家能源局东北能监局于2018年12月29日发布了关于印发《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》的通知。东北电力辅助服务规则的升级主要的两方面：1）增设旋转备用交易品种，实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。2）对原有深度调峰补偿机制进行了完善。

且根据文件所述，电储能可在电源侧或用户侧为电网提供储能调峰辅助服务。其中用户侧电储能设施可与风电、光伏企业协商开展双边交易，交易价格的上限、下限分别为 0.2、0.1 元/千瓦时。

相关规则条款：

（详细文件见文末）

9依据国家能源局的2018年电力辅助服务有关数据和情况的汇总分析，从电力辅助服务补偿费用的结构上看，全国调峰补偿费用占比最高为35.46%，总额52.34亿元；从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域，其中，东北、西北区域调峰补偿力度最大。

东北区域电力辅助服务补偿情况如下：

东北区域分省（地区）电力辅助服务补偿分项费用情况

东北地区新能源发展步伐迅猛

近年来，东北地区新能源发展步伐不断提速。统计数据显示，2018年东北电网风电利用小时数2196小时，同比增长12％，年度弃风率降到5％以内，光伏发电利用率达到99％，风电、光伏建设获得了新的发展空间。在拟建平价上网项目中，东北地区共有风电项目25个，装机219万千瓦，光伏项目55个，总装机284万千瓦。此外，内蒙古地区通辽、兴安盟、吉林省白城的平价上网示范项目近日也获得国家能源局批准，拟建设200万千瓦风电基地，所发电量全部通过扎鲁特—青州特高压线路外送山东，诸多利好因素，对东北地区新能源发展注入了强大的动力。

辅助服务市场建设对新能源企业提出诸多挑战

“十二五”以来，东北地区风电装机及热电装机迅猛增长，导致电网调峰矛盾日益突出。2014年国家能源局东北监管局引入市场化机制，启动东北电网辅助服务市场建设。按照降低到有偿基准以下的火电或电储能设施出售调峰服务，风电、光伏、核电及未达到有偿调峰基准的火电购买服务的方式来化解调峰矛盾。2018年，全网有偿调峰辅助52.39亿千瓦时，合计补偿费用27.68亿元。有偿调峰辅助服务平均价格0.528元/千瓦时。全网风电分摊费用15.47亿元，折算后风电每发1度电要分摊辅助服务费用0.025元。东北地区无补贴平价上网风电、光伏项目也参与辅助服务市场分摊，平价风电分摊系数为有补贴风电项目的50％，分摊上限为本省环保标杆电价的80％，火电、光伏、核电分摊上限为本省环保标杆电价的25％。在当地火电企业经营压力逐步增大的环境下，部分企业存在一定挑战。

辅助服务市场应适度考虑新能源新建项目

随着新能源平价上网时代的到来，在当前技术水平，设备造价、土建成本和融资成本未大幅度下降的情况下，风电、光伏平价项目只能是微利运行。项目在前期申报与投资决策过程中，新能源企业各项边界参数和敏感性下降的条件下，抗风险能力非常低。以吉林地区风电项目为例，按项目成本6.5元/W计算，项目能承受的最低电价为0.29元/kWh，2018年东北全网风电平均度电分摊辅助服务费0.025元，2019年1-5月份更是达到了每度电分摊0.04元，拟建的平价上网风电每度电至少要分摊辅助服务费0.02元，项目外送山东电价0.31元/kWh，度电利润为零。

东北地区风、光资源丰富，通过特高压线路“走出去”，加之国家陆续出台新能源消纳保障措施，风、光产业将迎来新的发展机遇。在建设的初始阶段，平价上网项目还需要保护，在保证全额上网的同时，辅助服务市场在内的市场化交易应该适度保护新能源新项目，充分保护新能源企业的积极性。

《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》的具体内容如下：