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当前，电力辅助服务试点范围不断扩大，公平透明、竞争有序的市场化辅助服务共享和分担机制正在形成，储能设备、需求侧资源、第三方被鼓励参与提供电力辅助服务，给新能源消纳、电力市场交易、新兴产业发展带来利好。一些专家还认为，我国电力辅助服务市场还在逐步探索中，定价、交易机制还不完善，很多企业存在观望情绪，必须坚持市场化改革，总结完善相关规范，进一步促进电力资源优化配置。
电力辅助服务试点加速扩围
经过5个多月的筹备建设，宁夏电力辅助服务市场试运行近日正式启动，标志着宁夏电力体制改革和电力市场建设进入了一个新的阶段，对新能源消纳、电力市场交易、新兴产业发展产生积极推动作用。
据了解，作为全国首个新能源综合示范区，近年来宁夏新能源发展迅速。截至目前，装机容量达1596万千瓦，其中风电976万千瓦、光伏620万千瓦，占统调装机容量的40%，电网调峰压力逐年增大。
去年12月，国家能源局正式发文批准了宁夏辅助服务市场试点工作，要求针对“三弃”问题切实促进清洁能源电量消纳，并对调度、交易机构执行市场规则情况和市场准入、市场力、交易行为等进行有效监管，确保市场规范有序运行，在宁夏建立一个公平透明、竞争有序的市场化辅助服务共享和分担机制。
国家能源局西北监管局局长黄少中说，宁夏电力辅助服务市场运行后，将有效提高系统消纳新能源电量的能力，初步测算市场初期可增加系统调峰能力约130万千瓦，进一步促进宁夏电力行业节能减排。同时，还将提高宁夏电力系统安全稳定运行水平，降低电网调峰压力，并有效缓解冬季热、电之间的矛盾，进一步完善发电企业盈利模式，提高电力市场主体的市场意识和博弈能力，为下一步推进电力现货市场打下良好基础。
今年以来我国各省区都在积极推进辅助服务市场建设。根据2017年11月国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，我国电力辅助服务补偿（市场）工作分三个阶段实施，第一阶段（2017年～2018年）：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平。第二阶段（2018年～2019年）：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制。第三阶段（2019年～2020年）：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。
截至目前，国家已批复东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等地开展辅助服务市场建设试点工作，东北辅助服务市场已正式运行两年多时间，山东、福建等市场也已进入试运行工作，甘肃在今年4月1日正式开市。
近日华东能源监管局召开专题会议，提出下一步将结合华东和上海实际，继续推进华东和上海电力辅助服务市场建设工作，进一步完善市场化交易机制，保障华东、上海电力辅助服务市场平稳起步。
去年后三季度补偿总额超94亿元
辅助服务市场建设是电力市场化改革的重要组成部分，是指并网发电机组、可调节负荷或电储能装置，按照电网调峰需求，平滑、稳定调整机组出力或改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。
我国电力辅助服务市场始于2006年，原国家电监会在当年11月印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》。2014年，国家能源局又印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》，将跨省跨区交易电量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。
而近年来，我国电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出，此前的电力辅助服务补偿办法的部分内容已经难以适应实际需要。 为此，国家能源局发布了《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，提出实现电力辅助服务补偿项目全覆盖，鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务。
近日公布的《国家能源局综合司关于2017年四季度电力辅助服务有关情况的通报》显示，2017年四季度，全国除西藏、蒙西地区外30个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共3123家，装机容量共11.63亿千瓦，补偿费用共35.18亿元，占上网电费总额的0.81%。
此前的相关通报显示，2017年二季度和三季度涉及电力辅助服务补偿的发电企业数量分别为2725家和2972家，补偿费用分别为28.19亿元和30.99亿元，分别为占上网电费总额的 0.76%和0.72%。
《经济参考报》记者注意到，在补偿总费用有所提升的同时，不同区域的表现也有所变化。在2017年的后三个季度，补偿费用最高的一直是西北区域，东北和南方区域后来者居上，在第四季度排名第二和第三。
此外，从结构上来看，调峰补偿、自动发电控制和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。不过，各区域的补偿费用结构也有自身明显特征。以2017年第四季度的情况为例，调峰补偿力度以西北、东北最高，自动发电控制补偿力度以西北、华北最高，备用补偿力度以西北、南方最高。总体来看，西北区域的辅助服务补偿力度最大。
新能源、储能等迎发展机遇
我国电力辅助服务市场的提速发展，将为新能源、储能等产业的发展提供良好的发展机遇。
华创证券分析师胡毅表示，电网灵活性的提升是促进新能源消纳的核心，电力辅助服务是提高电网灵活性的手段之一。电力辅助服务中的调峰、备用等能力对于新能源发电消纳的作用至关重要。“通过对比2015、2016、2017年三年间10月份的新疆电力服务辅助服务补偿情况表发现，新疆电力辅助服务调节工作量促进了弃风弃光率的下降。”
国家能源局数据显示，今年一季度，中国可再生能源利用率显著提高，全国基本无弃水；弃风率8.5%，同比下降8个百分点；弃光率4.3%，同比下降5.4个百分点。
胡毅认为，我国电力辅助服务市场的起步，将为新能源装机中长期的市场空间奠定基础，新能源相关企业的中长期市场空间得以保证。另一方面，大规模储能参与电网的商业模式将得到丰富，投资收益率也有进一步提高的可能性。
今年3月份发布的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》明确，在调峰调频需求较大、弃风弃光突出的地区，结合电力系统辅助服务市场建设进度，建设一批装机容量1万千瓦以上的集中式新型储能电站，在“三北”地区部署5个百兆瓦级电化学储能电站示范工程。
胡毅认为，电力辅助服务是储能参与电网调节的制度基础，相比于单纯的电价差套利模式，更能够凸显出其经济价值。例如，南方电网新版辅助服务文件中单独罗列了《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务实施细则（试行）》，其中规定：储能电站按照调度机构指令的充电行为，将会按照调峰服务给予0.5元/kWh的补偿。此外，新疆、甘肃、东北、福建等地区的辅助服务市场交易改革中，都将电储能给予了独立的地位， 可以参与到调峰服务中去，并规定了0.1-0.2元左右的报价上下限，储能经济性开始得到凸显。辅助服务将成为大规模储能参与电网调节的突破口。
不过，中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华在接受媒体采访时也指出，目前我国辅助服务市场依然在探索期，各个地方政策关于电力辅助服务定价、交易机制尚未完善，很多计划参与辅助服务的储能企业存在观望态度。另外，部分地区已经投运的项目存在回款慢的问题，很多储能企业存在经营压力。
