1月28日，国家能源局在京召开新闻发布会，发布2018年可再生能源并网运行情况和12398能源监管热线投诉举报处理情况，介绍电力辅助服务市场建设进展情况以及光伏发电专项监管有关情况，并回答记者提问。国家能源局市场监管司副司长陈涛就大力推进电力辅助服务市场建设，促进电力清洁、安全、高效、可持续发展进行了介绍。

一、电力辅助服务相关工作

不断完善电力辅助服务补偿机制，持续推动电力辅助服务市场建设，是国家能源局深化电力体制改革、推进电力市场建设方面的重要工作之一。近年来，我国电力行业尤其是清洁能源电力发展迅速，电源结构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。同时，我国电力供应能力总体宽松，局部地区弃风、弃光、弃水和系统调峰、北方地区供暖季电热矛盾等问题突出，建立电力辅助服务市场机制的必要性日益凸显，补偿机制亟需进一步完善。

国家能源局和各派出机构结合电力市场建设进展等实际情况，在14个地区研究启动电力辅助服务市场，在全国（除西藏外）全面建立并不断完善电力辅助服务补偿机制。主要工作体现在以下三个方面：

一是扩大电力辅助服务参与主体范围，明确电力辅助服务工作总体目标和具体任务，先后出台《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》、《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》等文件。

二是结合电力中长期交易和现货交易试点情况，全面推进电力辅助服务市场建设，研究启动东北、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个电力辅助服务市场。

三是加大信息公开力度，促进各地电力辅助服务市场建设，建立健全电力辅助服务情况报送和通报制度，定期在国家能源局门户网站发布电力辅助服务情况通报。

二、全国电力辅助服务市场建设进展

目前，电力辅助服务市场机制已在全国14个地区启动，这些地区结合实际情况，建立了市场基本规则体系，全国电力辅助服务市场化机制正在形成，在促进电力系统安全稳定运行、促进可再生能源消纳、提升系统调峰调频能力和设备利用效率、推动新技术和新设备发展等方面成效已经显现。同时，市场主体对电力辅助服务市场的认识有了新的提高，发电企业提供辅助服务由被动转为主动，通过灵活性改造等途径提升提供辅助服务的能力，在服务电力系统的同时获得收益，由过去的“要我提供”变成“我要提供”。已正式运行的5个电力辅助服务市场有关情况如下：

东北电力调峰辅助服务市场于2017年1月1日正式运行，涉及装机容量1.1亿千瓦。2018年，东北区域常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上，全网风电受益电量共计179亿千瓦时，有效促进了风电消纳，缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面，促进了电力系统安全稳定运行。2019年1月1日，东北启动旋转备用辅助服务市场模拟运行。

福建电力调峰辅助服务市场于2018年1月1日正式运行，涉及装机容量4789万千瓦。2018年，福建省新能源电量消纳空间进一步拓展，核电平均利用小时同比增加700多小时，未发生弃风、弃水、弃光现象。2018年12月18日，福建启动调频辅助服务市场模拟运行。

山西电力调频辅助服务市场于2018年1月1日正式运行，涉及装机容量4566万千瓦。2018年，山西省通过建立调频报价排序优化机制，在调频机组调用过程中兼顾价格和性能两方面因素，实现安全性与经济性的有机统一。

甘肃电力调峰辅助服务市场于2018年4月1日正式运行，涉及装机容量1155万千瓦。截至2018年底，甘肃省累计贡献调峰电量4.03亿千瓦时，火电企业获得调峰收益共1.64亿元，有效减少弃风弃光，实现新能源与火电企业的互利共赢。

宁夏电力调峰辅助服务市场于2018年12月1日正式运行，涉及装机容量1628万千瓦。截至2018年底，宁夏新增调峰容量140万千瓦，累计贡献调峰电量1.82亿千瓦时，降低新能源弃电率约0.6个百分点。

此外，山东、新疆、宁夏、广东、山西、重庆、华北、华东、西北、江苏、蒙西等电力调峰、调频辅助服务市场也已经先后启动模拟运行或试运行，将结合实际情况陆续转为正式运行。

三、2018年全国电力辅助服务有关情况通报

据初步统计，2018年，全国（除西藏外）参与电力辅助服务（补偿+市场）的发电企业共3530家，涉及装机容量共12.45亿千瓦，补偿及市场交易费用共146.16亿元。其中，东北、福建、山西、宁夏、甘肃等正式运行的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元，占全国电力辅助服务总费用的25.1%。

从电力辅助服务总费用来看，费用由高到低的区域依次为西北、东北、华北、南方、华东和华中区域。从电力辅助服务费用的构成来看，调峰费用共51.96亿元，占总费用的35.55%；调频费用共40.87亿元，占总费用的27.96%；备用费用共42.62亿元，占总费用的29.16%；调压费用共10.37亿元，占总费用的7.09%；其他费用共0.34亿元，占总费用的0.23%。从各区域分项费用占辅助服务总费用比重来看，东北、华北区域调峰费用占比较高，华北、西北区域调频费用占比较高，西北、南方区域备用费用占比较高。

四、下一步工作

下一步，我们将继续指导各派出机构，按照《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》有关要求，进一步扩大电力辅助服务参与主体范围，进一步加大电力辅助服务补偿（市场交易）力度，进一步推动补偿机制向市场竞争机制转型升级，持续完善电力辅助服务补偿机制，2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制。