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随着“双碳”战略的不断推进，新能源装机并网的速度不断提升。权威数据显示，截止2022年3月底，全国光伏累计并网装机3.18亿千瓦，同比增长22.7%；风电全国累计并网3.37亿千瓦，同比增加17.6%。

新能源装机并网数量的大幅增长，使得电力系统的发电结构形态正在发生深刻的变化：一方面，基于新能源的发电特性，大量的集中式并网场站改变了电源结构，使得源侧出力由过去的完全可控转变为弱可控，同时具备较强的不确定性，发用两侧电力的平衡由单侧随机性转变为双侧随机性问题；

另一方面，以分布式光伏为代表的分布式电源大量接入也显著改变了负荷形态，导致荷侧需求与源侧出力的时空特性极易出现严重错位，传统的“源随荷动”的调控模式难以为继。新型电力系统电力电量平衡难题，在新能源装机并网速度持续增加的情况下越发凸显。

电力辅助服务市场作为激励灵活性电力资源的市场化机制，在国家加快统一电力市场建设的最新要求下，在更好的支撑新能源消纳的背景下，在保障电力系统的安全稳定运行和经济社会持续健康发展的目标下，正在更加坚定的不断加速深化和推进。

那么，什么是电力辅助服务呢？

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。包括:一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、备用、黑启动等。而与之形成的机制规则和开展的交易就是电力辅助服务市场，从参与主体来看，辅助服务市场与目前电力市场中正在开展的电能量交易类似。

从国内的市场建设来看，辅助服务市场从无到有，正在从最初的探索试点向着快速发展演变……

在上个世纪九十年代中期的时候，电力市场的概念随着国内社会主义市场经济的发展从西方慢慢被引进到国内。那个时候国内还处于电力体制改革初期，在电力市场化电能量交易体系都还未建立的情况下，辅助服务自然是被抛之脑后。

随着改革开放的加速和市场经济建设不断取得成效，国民经济及人民生活水平显著提升，工商业的发展进步对电力需求和电能质量的要求也在快速提高，为了电力系统安全稳定运行，也为给广大电力用户提供优质电能，电力辅助服务悄然而生。

直到2006年，历史被书写上了新的篇章，国家电监会发布了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场【2006】43号），补偿机制正式被纳入到辅助服务中。在此之前，并网发电厂都是无偿提供的所有辅助服务。在43号文中，辅助服务被划分为两类，第一类是基本辅助服务，也叫做无偿辅助服务；第二类则是有偿辅助服务，包括了固定补偿和市场化补偿。依照着“按需调用”的原则，由电力调度机构公平、公正、公开地安排发电机提供辅助服务，按照考核和补偿的标准对发电企业进行辅助服务费用的结算。

2015年，国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，中国再次迎来了电力市场的里程碑，辅助服务的市场化才正式进入到深化探索阶段。

2017年后，大多省市都制定了相关的辅助服务市场运营规则，此时辅助服务的市场化开始全面加速。

2018年底，四川省开展了短期的电力辅助服务交易，次年5月，发布了黑启动和自动发电控制辅助服务市场的试运行规则，川渝一体化的省间调峰市场也在2021年初具雏形。

2021年12月21日，国家能源局发布了《电力辅助服务管理办法》，这是自2006年来的15年后，第一次对辅助服务的管理规则进行更新修订。

新“办法”从三个方面全方位的深化了辅助服务机制，一是重设了辅助服务的种类，尤其是在大力推动新能源的背景下，为了解决新能源发电波动问题而新增了爬坡品种，从而稳定了新能源的根基。二是丰富了市场主体，将核电，光热发电，抽水蓄能等并入发电主体，同时将储能和电力用户一并归入可提供辅助服务的范围。三是开启了“谁提供，谁获利；谁受益，谁承担”的补偿和分摊模式，意味着未来一旦辅助服务正式运行，将改变过去仅有发电主体承担的现状，升级为发电企业、市场化电力用户共同分摊费用的责任，有效地减轻了发电企业分摊的压力，为市场的发展营造了更大的市场空间。

2022年，是十四五的第二年，在向新型电力系统加速转型的重要窗口期，充分利用辅助服务市场更好的消纳清洁能源有了更为迫切的需求，辅助服务市场化交易的不断推进将成为未来电力市场的新常态。

为此，市场专业机构纷纷作出评估预测，到2025年，通过辅助服务市场化交易带来的经济效益市场规模有望达到1200~1700亿元。

这么看，电力辅助服务市场必将大有可为，中国电力市场化交易的昌盛之路才刚刚开始……

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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