1、电力辅助服务是什么

《电力辅助服务管理办法》中定义电力辅助服务是由火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂等发电侧并网主体，电化学、压缩空气、飞轮等新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷(含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合)提供的服务。

《发电厂并网运行管理实施细则》和《区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》定义电力系统辅助服务(简称电力辅助服务)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、电网企业和储能设施、参与市场化交易的电力用户以及聚合商、虚拟电厂等第三方提供的服务。

辅助服务的本质是通过调节电网中电力的供需关系维持系统的平衡，具体为维护电力系统安全稳定运行所需的服务，广义概念包括基本服务和有偿服务，一般均指有偿服务，具体包括：调峰、AGC调频、无功调节、自动电压控制、旋转备用、黑启动等。目前调频、调峰辅助服务已经建立较为完善的市场机制。

2、电力辅助服务发展历程

(1) 无偿服务：2002年厂网分离。辅助服务与发电量掴绑在一起进行结算，并没有单独的辅助服务补偿机制，厂网分离后，提供辅助服务则牺牲发电量，由调度机构协调；

(2) 计划补偿：电力辅助服务由并网发电厂提供，按照“补偿成本和合理收益”的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务考核费用，不足(富余)部分按统一标准由并网发电厂分摊；2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”)；2014年，我国首个电力调峰辅助服务市场在东北电网正式启动

(3 )市场化探索：以市场化为原则，各地提出辅助服务市场交易规则及市场运营机制；2015年《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称“9号文”)

(4) 市场化加速：全国五个区城-东北、华北、华东、华中、南方均已启动或试运行辅助服务市场，27个省级电网也启动，或试运行或筹备市场建设；2017年国家能源局印发了《完善电力辅助服务朴偿(市场)机制工作方案》；2017年国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定(征求意见稿)》《电力系统辅助服务管理办法(征求意见稿)》，2021年12月21日，国家能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》。

3、《电力辅助管理办法》主要修订内容

2021年12月21日，国家能源局修订发布《电力辅助服务管理办法》、重点对辅助服务提供主体、交易品种分类、电力用户分担共享机制、跨省跨区辅助服务机制等进行了补充深化。修订《电力辅助服务管理办法》的目的是推动构建新型电力系统，规范电力辅助服务管理，深化电力辅助服务市场机制建设。国家能源局市场监管司答记者问中提到，近年来我国电力行业电源结构、网架结构发生重大变化，电力装机规模持续扩大，清洁能源发展迅猛，辅助服务市场建设面临新的挑战。系统运行管理的复杂性不断提高，对辅助服务的需求量显著增加，现有辅助服务品种需进一步适应系统运行需要；仅通过发电侧单边承担整个系统辅助服务成本，已无法承载系统大量接入可再生能源产生的需求；跨省跨区交易电量规模日益扩大，省间辅助服务市场机制和费用分担原则有待完善；新型储能、电动汽车充电网络等新产业新业态也亟须市场化机制引导推动发展。

(1) 扩大辅助服务提供主体：由并网发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业:可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等

(2) 规范辅助服务分类和品种：对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务，新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种

(3) 明确补偿方式与分摊机制：按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制。明确了各类电力辅助服务品种的补偿机制，其中固定补偿方式按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格。在分摊方面，为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电侧单边承担扩展至发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。

(4) 逐步建立电力用户参与辅助服务分担共享机制：根据不同类型电力用户的用电特性，因地制宜制定分担标准。电力用户可通过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式。在电费账单中单独列支电力辅助服务费用。

(5) 健全跨省跨区电力辅助服务机制：跨省跨区送电配套电源机组纳入电力辅助服务管理，原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务。为保障跨省跨区送电稳定运行提供电力辅助服务的发电机组，应当获得相应的电力辅助服务补偿。

(6) 明确职责分工：明确能源监管机构、电网企业、电力调度机构、电力交易机构在各地电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则的修订、实施等方面的职责，以及与现货市场的衔接。在信息披露方面，明确信息披露的原则、内容、信息公示流程和相关方职责，要求电力调度机构、电力交易机构按职责分工向所有市场主体披露相关考核和补偿结果。

4、电力辅助服务品种

修订的《电力辅助服务管理办法》对电力辅助服务进行重新分类，分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务，新增引入转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等辅助服务新品种。电力辅助服务的补偿和分摊费用可以由固定补偿和市场化形成两种方式，包含在用户用电价格中，并在交易电价中单独列支[]。

(1) 有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务。有功平衡指电力系统在运行时输入到发电机的总功率和输出的电磁功率平衡，即发电与负荷的平衡。

一次调频：当电力系统频率偏离目标频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

二次调频：并网主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制(AGC)、自动功率控制(APC)等，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节速率实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线功率控制要求的服务。

调峰：跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。

备用：保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务

转动惯量：在系统经受扰动时，并网主体根据自身惯量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，阻止系统频率突变所提供的服务。

爬坡：为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。

(2) 无功平衡服务即电压控制服务，电压控制服务是指为保障电力系统电压稳定，并网主体根据调度下达的电压、无功出力等控制调节指令，通过自动电压控制(AVC)、调相运行等方式，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布所提供的服务

自动电压控制：利用计算机系统、通信网络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。

调相运行：指发电机不发出有功功率，只向电网输送感性无功功率的运行状态，起到调节系统无功、维持系统电压水平的作用。

(3) 事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务

稳定切机服务：稳控装置正确动作后，发电机组自动与电网解列，目的是应对电力系统故障

稳定切负荷(含抽水蓄能电站切泵)服务：安全自动装置正确动作切除部分用户负荷，用户在规定响应时间及条件下以损失负荷来确保电力系统安全稳定，目的是确保电力系统安全稳定

黑启动：具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电，目的是应对大面积停电

5、电力辅助服务市场规模

辅助服务市场规模有望扩大，预计2030年规模可达1980亿元。据国家能源局披露，辅助服务目前市场规模占约占全社会总电费的1.5%，未来有望达到3%以上并随新能源大规模接入不断增加。根据中电联、国家能源局相关预测，2025年、2030年全社会用电量预计达到9.5万亿kWh、11万亿kWh。假设电价维持2018年全国平均销售电价0.6元/kWh，根据国际经验，辅助服务费占全社会用电费用的比例取3%，2025年、2030年辅助服务市场规模将分别达到1710亿元、1980亿元。

6、国外电力辅助服务市场

国外辅助服务市场已经较为成熟。在费用分摊方面，国外典型市场中电力用户均承担了部分或者全部辅助服务费用。

英国：交易品种是调频、备用、无功调节和黑启动；交易形式是招标和签订双边合同；成本分摊由发电企业和电力用户共同承担

澳大利亚：交易品种是频率控制、网络支持控制辅助服务；负荷跟踪、旋转备用、甩负荷备用、系统重新启动服务及调度支持服务；交易形式是频率控制采用招投标方式，网络支持控制及黑启动辅助服务签订长期协议；其余通过集中竞价或双边合约的方式进行交易；费用由发电企业和用户共同承担

PJM(美国)：交易品种调频、备用、无功补偿和黑启动等；交易形式是无功补偿和黑启动主要是通过签订合同或协议进行交易，备用服务在日前及实时市场中与电能联合出清，调频在实时市场中与电能联合出清。费用分摊是将调频、备用辅助服务义务按照实际负荷量比例分配给负荷服务商(LSE)，将辅助服务费用完全传导给终端用户。