当前，我国电力市场化改革进入深水区、攻坚期，以发展的眼光重新审视东北电力辅助服务市场建设，研究其理论、实践和遇到的问题，有助于推进新时代电力市场化改革事业，促进电力能源高质量发展。
一、初衷和路径
改革东北电力辅助服务机制的初衷是寻求高效、经济解决东北电力系统调峰问题的方案，缓解热电矛盾、促进新能源消纳、保障系统安全稳定运行，制度设计者秉承的是问题导向和务实取向。2014年起，低谷调峰成为东北电力系统运行最紧迫的问题，集中表现为热电之间矛盾爆发、风电上网大量受限。到2016年春节期间，东北电力系统低谷调峰缺口500万千瓦，26座主力热电厂被迫单机供热，民生风险巨大;风电弃风率近7成，负荷低谷时段全网风电接纳能力为零，计算弃风率的样板机都无法保留。
此时可选的改革路径有两条：一条是继续强化“政府定价+调度命令”的计划管理模式。大幅提高调峰补偿定价标准，并通过调度指令强制要求火电机组低于常态最小运行出力进一步深调，这条路之前已经走了多年，体制机制上都不用做大的调整。另一条是建立以调峰资源为核心的市场竞争机制。激励火电企业主动挖掘调峰潜力、降低调峰成本。这条路之前国内外都没有走过，需要设计全新的市场机制和运营规则。
制度设计者一开始就清楚，调峰是我国电力系统调度运行独有的概念，在国外主流电力市场模式和市场理论中，调峰不属于辅助服务范畴，其作用通过电能量现货市场实现。东北现阶段显然不完全具备建立现货市场的条件，而比较来看，计划管理模式在激励火电深调方面有一定作用，但存在几个不足：一是补偿标准“一刀切”，难以准确反映调峰在系统不同运行态势下的真实价值;二是政府定价无参考，政府与发电企业信息不对称情况下容易造成过度补偿;三是调度机构难以及时、全面掌握机组运行状态和供热情况，可能造成机组极不经济运行或影响供热质量。在东北地区风、光、核等电源大规模接入电网、供热需求快速增长的背景下，实践证明了计划管理模式的激励效果越来越差，行业内基本达成“此路不通”的共识。同时，在电力市场化改革精神的指引下，按照市场在资源配置中发挥决定性作用的原则，建立市场化调峰辅助服务机制成为最终选择。
二、创新和实践
以调峰为起步建设东北电力辅助服务市场，没有成熟的理论和先例可借鉴。制度设计者遵循市场运行规律和东北电力系统运行实际，克服对计划调电的路径依赖，在理论和方法上进行了一系列自主创新：一是将深度调峰资源定义为具有高附加值的商品，并制定了量化交易的基准线;二是建立了“分档报价、统一出清、实时记账、以支定收、阶梯分摊”的价格机制;三是首次将机组日前报价排序作为调峰调用原则，让低谷调电有序可依;四是首次设计了跨省调峰交易机制，通过价格信号带动省间调峰互济的积极性;五是设计了火电机组应急启停投标机制;六是借鉴电量市场交易模式，设计了电储能和可中断负荷参与调峰交易的机制。
市场风险防控方面，市场设计过程中就考虑了从市场交易环节、避险工具、信息披露、市场干预等几个维度建立市场风险预警和防控体系，保障辅助服务市场运行平稳、风险可控。市场监管方面，监管部门采取信息化非现场监管措施，密切跟踪市场运行情况，并要求市场运营机构建立市场信息实时披露制度、交易流程管理制度，促进市场公开、公平、规范。市场规则方面，坚持在实践中对运营规则进行检验和完善，根据新情况、新问题结合市场成员合理诉求，已经进行了两次大调整和若干次小修订，不断发现问题、解决问题，持续激活市场“源动力”，实现市场可持续发展。
运行实践证明，调峰辅助服务市场化效果是显著的，机制创新总体是成功的。市场启动以来，东北火电新挖掘低谷调峰能力500万千瓦，以有限的市场资金发挥了几个大型抽蓄电站的调峰作用;区域调峰资源得到统筹利用，电力平衡压力极大缓解，系统灵活性显著提升，冬季单机供热风险被消除;火电获得调峰收入，经营定位从单纯的发电商向“卖电、卖热、卖辅助服务”的综合能源服务商转变，火电灵活性改造全面盘活。2017、2018两年间，东北风电依靠电力辅助服务市场获得269亿千瓦时额外上网空间，相当于少烧868万吨标准煤，风电卖电收入增加140亿元，风电受阻率从2016年的18.27%下降到2018年的3.88%。主体多元、形式灵活、竞争有序的东北电力辅助服务市场格局初步建立，风、火、核、网取得共赢，民生供热可靠性也得到根本性提升。
三、审视和思考
审视东北电力辅助服务市场经验，突出体现为“三向”，即问题导向、务实取向和市场方向。问题导向体现在准确抓住了“低谷调峰”这一东北电力系统运行问题的“牛鼻子”，针对关键问题设计解决方案;务实取向体现在不苛求理论上十全十美的解决方案，而采取直接、简单、易于各方接受的方法，在短期内解决电力运行突出矛盾;市场方向体现在形成主要由市场决定调峰资源价格的机制，调动市场主体主观能动性。
东北电力辅助服务市场从调峰起步，走的注定不是寻常路，受到各方面关注是自然的，存在一些不足也是必然的。从批评中获取营养，从问题中思考不足，及时调整政策和完善制度，才能不断推动电力市场化改革走向深入。
在东北电力辅助服务市场推进过程中，不断有新情况和新问题出现，需要深入研究。比如近两年受供热、煤质等因素制约，东北火电机组顶峰能力下降，电网尖峰时段旋转备用容量不足，电网安全稳定运行面临的新考验，能否通过市场机制缓解尖峰备用问题，是对东北电力辅助服务市场生命力的重大考验。对此，制度设计者在新的市场运营规则中增设旋转备用交易品种，以实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。再比如负荷侧参与问题，负荷波动是调峰、调频、备用等系统需求产生的重要因素，同时确实有大量需求侧资源可以提供电力辅助服务。但建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制涉及整个电价体系和需求侧管理制度，政策问题多、技术难度大。仅将可中断负荷纳入辅助服务市场，而对其他负荷类型置之不理，会造成辅助服务费用向用户侧单向流出，电力企业难以接受，也没有体现出“谁受益、谁承担”的原则，因此必须进行整体设计、稳妥推进。
此外，对机组旋转备用能力的认定、机组爬坡速率标准、超最小运行方式开机、火电灵活性装置跨档使用、机组按序自动调用、光伏发电引起的系统波动等技术层面问题，都对辅助服务市场的运行有直接影响。这些问题在前期就受到重视，有关方面针对问题研究设计了解决方案，并将方案写进了东北最新的辅助服务运营规则。对于下一步东北辅助服务市场的定位和发展，有关单位与高校合作开展了深入研究，将辅助服务市场纳入东北电力市场体系进行统筹考虑。
随着我国电力市场化改革走向深入，带有鲜明时代特点和地域特色的电力辅助服务市场机制必然要进一步发展完善，逐渐融入电力市场整体框架。这个过程已经悄然开始，参与者需要不断审视和思考。
