1月14日，《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》正式印发，东北电力辅助市场已于2019年1月1日零点起按照新规则启动市场模拟运行。近两年，东北电网低谷调峰问题得到明显缓解，但也出现了一些新情况、新问题。体现在火电开机容量虽然多，但受供热、煤质等因素制约机组顶峰能力严重下降，电网尖峰时段旋转备用容量不足，个别时段面临有序用电风险，电网安全稳定运行面临新考验。

新规的重点变化

东北能源监管局刊发文章，解释说明了本次全新升级的市场运营规则，重点在两方面做出了变化：

首先是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。

旋转备用是指为了保证可靠供电，发电机组在尖峰时段通过预留旋转备用容量所提供的服务。为激励和引导火电厂主动提升顶尖峰能力，新规则设计了尖峰旋转备用市场日前竞价机制，火电厂日前报最大发电能力及备用售价，每十五分钟为一个统计周期。

东北旋转备用交易以发电厂顶尖峰能力作为交易标的物，机制上有三个创新点：

一是实行东北全网统一平台交易，完全打破了辅助服务的省间壁垒；

二是明确“能上能下”的机组才能获得全部辅助服务收益，向火电机组能力提出了完整的灵活性标准；

三是机组发电能力考核采用系统随机自动抽查方式，减少了调度机构人工操作量，也最大限度避免人为因素干扰。

其次是对原有深度调峰补偿机制进行了完善。

一是将非供热期实时深度调峰费用减半处理，同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用，以准确体现出东北供热期调峰资稀缺程度，使新能源受益与分摊的费用更加对等。

二是考虑到东北地区光伏发展迅猛，对电力系统调峰已经产生明显影响，因此正式将光伏纳入电力辅助服务市场范畴。

三是对市场主体承担的省内与跨省调峰费用之和设置了上限，对没有调节能力或者调节能力较弱的市场主体起到“底线”保护作用。

四是对深度调峰辅助服务的调用原则和执行流程进行了细化、优化。

东北电力辅助服务的市场现状

东北自2014年便已启动调峰市场，走在全国前列。长期以来，东北电力辅助服务市场上，基本只存在调峰补偿和备用补偿两种类型，而调峰所占辅助服务市场比例达到96%。按照能源局给出的统计数据，2018年上半年东北地区调峰补偿费为14.14亿元，电费占比达到1.49%。由于补偿力度大，东北发电企业参与调峰积极性较高。

数据显示，2014年10月至2018年5月底，东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元，有偿调峰辅助服务平均价格0.506元，实际最高出清价格1元，最低出清价格0.2元。

东北电储能调峰的规则

本次文件对电储能调峰交易规则（第三章第四节41—48条），除增加与“光伏电站”相关表述外，其它修订点不多。

文件规定，电储能可在电源侧或负荷侧为电网提供调峰辅助服务。而用户侧电储能设施与风电、光伏企业协商开展双边交易价格的上限、下限分别为0.2、0.1元/千瓦时。

同时文件还规定，电网企业按以下方式计算用户侧电储能设施的补偿费用：

电储能设施获得的辅助服务费用=Σ成交电量×成交价格+Σ调用剩余电量×调用补偿价格；

签订双边合同的风电、光伏企业支付给电储能设施的辅助服务费用=Σ成交电量×成交价格。