中国储能网讯：我国国土面积幅员辽阔，仅从大陆而言，东西跨经度有60多度，跨了5个时区，东西距离约5200公里；南北跨越的纬度近50度，南北距离约为5500公里。从大区的概念来说，传统分为东北，西北，华北，华东，华中，华南，每个地区经济发展水平差异很大，地理资源环境也有着天壤之别，负荷需求与能源资源禀赋有着明显的倒挂现象，东部地区负荷需求量大，却资源匮乏，西部地区负荷需求小，却资源丰富。近几年来，随着电网特高压的不断投入运行，三峡电，川电等西电东送成为满足东部地区负荷增长的常态，并且随着国家西部大开发战略和相关能源战略的实施，类似的跨省跨区清洁能源消纳的规模将日益增加。然而进入2014年后，东部地区的用电量增长剧然下降，随着我国国民经济的结构调整，在东部发达地区第三产业的发展将快速更替第二产业，在将来一段时间内，东部地区的电量增长有限而峰值负荷的增长速度依然较高。受到西电东送与电量增长有限两个因素的影响，东部地区近年来发电单位的发电小时数持续走低，平均已降至4500小时以下，而负荷中心的负荷峰谷差依然巨大，这意味着负荷中心的发电单位将从传统的销售电量为主的工作模式转换到以销售电量和提供辅助服务并重的工作模式。

（来自中电联）

目前，东部地区辅助服务主要分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。（有明确的调整范围）

有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、热备用、黑启动。

通过几年的实践，主要存在几个问题：

（1）辅助服务补偿费用过低。除个别电厂的辅助服务补偿费用占上网电费比例达到或超过1%，其他电厂的辅助服务总补偿费用占各电厂上网电费的比例在0~0.30%之间，对于提供辅助服务的电厂来说，缺乏积极性，很难合理补偿成本；

（2）辅助服务调用不均衡。辅助服务的调用相对集中，调节性能好和能够方便地提供辅助服务的机组就被多调用，性能差的机组被调用的次数少或者没有被调用。由于辅助服务调用不均衡，从而有损被集中调用机组的利益和健康状况，也难以做到市场公平；

（3）外来电暂不承担相关义务。西电，核电等基本不参与辅助服务，就算参与分摊辅助服务补偿费用的也通常仅占其上网电费不足0.1%的比例。

由上可知，东部负荷中心发电单位的辅助服务虽然已成为一项主要工作但在目前框架下难以藉此得到相应补偿，从市场化入手建立辅助服务市场来解决相关矛盾已成为共识。今年3月中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文）中已对未来辅助服务市场的建立进行了明确。在11月公布的电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中这样描述：按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

辅助服务市场的建立虽然已经明确，但无论是其进程还是细节设计都还面临着诸多挑战，这在配套文件中已有体现：

（1）现货市场是基础。如果说电力市场化是一个大工程，现货市场一定是主体建筑，辅助服务市场只能作为一个重要的附属。没有设计良好的现货市场，辅助服务市场的建立与优化都缺乏基础条件。所以，辅助服务市场化并不会一蹴而就，应该还有一个相对较长的过程。

（2）辅助服务能否开展跨省跨区交易是市场能否相对公平的重要考量。从中央到地方，辅助服务交易涉及了方方面面，对各地相关利益都有着密切关联，需要妥善制定出符合市场化的细则，贯彻“谁受益、谁承担”的原则。

（3）创新科技能否在辅助服务上一展身手。辅助服务市场化的确立是电力能源新技术市场化的重要推手。电力电子技术，储能技术，负荷预测技术，主配网的潮流优化系统技术及其衍生的相关产业如电动汽车等，都在辅助服务上有着巨大应用空间。辅助服务市场化如果相对合理，将为这些新技术提供良好的商业模式，从而使通过技术创新实现提高电力供应效率，降低过度投资的模式成为主流，加快国内电力新科技及相关产业的发展。