辅助服务是维护电力系统安全稳定运行和电力系统瞬时平衡性必不可少的重要保证。原国家电监会电监市场〔2006〕43号文对辅助服务的定义为：“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。”国际上对辅助服务所包含的内容没有统一的界定，一般包括一次调频、二次调频、备用、无功和黑启动等。

　　而电力辅助服务市场则是指电力市场中引导各类型机组在合适的时间提供合适数量的辅助服务的一种机制，合理的辅助服务市场机制可以给予市场主体正确的经济激励。辅助服务产品和定价机制的设计是电力辅助服务市场机制的两个重点。产品的设计主要解决机组提供辅助服务的衡量问题。定价机制的设计解决的是对某种确定的产品，如何制定报价、出清及结算等规则问题。厘清国内外辅助服务的定价机制问题，才能更好地规划设计未来我国辅助服务市场的发展。

　　随着我国新能源发电比例的不断升高，电力系统的灵活性要求也将随之提高。由于新能源出力是波动的，当它进入系统之后，系统的上下出力变化变得频繁且更加重要。随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式和力度已不能满足电网运行需求。国外成熟电力市场一般通过现货市场中的实时平衡市场或平衡机制实现调峰。而当时我国尚未启动电力现货市场建设，亟须利用市场化手段提高奖罚力度，以更高的补偿价格激励发电企业等调节资源参与电力辅助服务。基于此，我国在2006年提出了一种新的电力辅助服务产品“调峰”，但现有的“调峰”辅助服务品种和辅助服务定价补偿机制尚不能满足市场化配置资源的要求。电力辅助服务属于“公共产品”。电力辅助服务应用于整个电力系统，为保障系统安全稳定运行和可靠供电发挥着重要作用，所有系统的主体均是受益者。因此，辅助服务成本应该在全网分摊而不仅仅是发电侧分摊。本文通过梳理中外辅助服务市场的运行现状，分析现有的辅助服务价格机制及我国辅助服务市场的尚待完善之处，为我国辅助服务市场未来的发展提出一些建议。

　　我国辅助服务市场现状

　　国内辅助服务市场的运行现状

　　我国电力辅助服务市场的交易品种包括调频、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等多个品种，但目前在市场建设初期，各地主要围绕调峰、部分地区辅以调频开展辅助服务市场建设。随着电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了2002年以前无偿提供、2006～2014年计划补偿和之后的市场化探索三个主要阶段(见表1)。

　　2014年，我国首个电力调峰辅助服务市场正式启动，标志着市场化补偿电力调峰辅助服务尝试的开始。2015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》(“9号文”)提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。2019年初，东北电力辅助服务市场升级，首次增设旋转备用交易品种，实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。浙江、华中等省区也在积极探索增设备用辅助服务交易品种。到2019年，电力辅助服务市场机制已在东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个地区启动。

　　从实际效果来看，电力辅助服务市场的建设提升了火电机组的调峰能力，在转轨阶段通过市场化手段充分调动了火电企业参与调峰的积极性和主动性，降低了新能源弃电率，促进了节能减排。省间调峰辅助服务市场中，东北已经正式运行，西北、华北、华东已经启动试运行;华中、西南也正在建设中。但东北区域市场的实际也表明当前这种“行政主导”型的市场机制存在着辅助服务激励扭曲的问题，甚至出现了可再生能源“消纳改善、但效益更差”的局面。究其本质是在计划的框架内做市场必然会扭曲，行政主导、缺乏价格发现机制必然会过度补偿。

　　在我国大多数地区的电厂入网协议和辅助服务管理细则中，一般都对发电企业应该承担的辅助服务进行了规定，并区分了“基本辅助服务”和“有偿辅助服务”。对于调峰服务，我国大多数地区根据发电机组的负荷率水平来规定其基本调峰服务。比如，规定负荷率50%以上的发电调节服务是基本的，不给予另外的补偿，而如果机组的出力在50%以下，则需要另外补偿，各省的辅助服务补偿标准有所不同。

　　国外典型辅助服务市场

　　为了适应各国能源结构的不断调整，以美国PJM为代表的全电量竞价现货市场也在不断优化辅助服务机制。目前世界一些国家的辅助服务的采购和交易组织通常由系统调度运行机构负责，电力系统调度运行机构的职责与辅助服务的目的一致，同时系统调度运行机构能够详细掌握各类辅助服务的需求信息，因此国外电力辅助服务市场通常由系统调度运行机构组织运营。例如，加州电力市场的辅助服务由CAISO(加州独立系统调度运营商California Independent System Operator)负责管理。