目前，《東北電力輔助服務市場運營規則（暫行）》在東北電網經過半年模擬運行，于7月1日正式啟動試運行并實際結算。

這是國內首家開展的旋轉備用輔助服務市場。市場運營后將在一定程度上解決尖峰火力發電受阻問題，緩解電網尖峰備用階段性緊張局面，保障電網安全運行，同時調動發電企業提高尖峰發電能力的積極性，提升東北電網新能源消納水平。在東北電力輔助服務市場框架下，以火電廠運行機組發電能力作為市場購售衡量標準，發電能力大于額定容量的90%，可以在市場中出售發電能力，發電能力小于額定容量的90%，在市場中購買發電能力；逐步引導所有火電廠采取有效措施減少尖峰發電受阻，提升發電能力，保障電網尖峰旋轉備用需求；建立完善的發電能力核查機制，真實體現機組實際發電能力。

國家能源局東北能監局于2018年12月29日發布了關于印發《東北電力輔助服務市場運營規則（暫行）》的通知。東北電力輔助服務規則的升級主要的兩方面：1）增設旋轉備用交易品種，實現輔助服務市場“壓低谷、頂尖峰”全覆蓋。2） 對原有深度調峰補償機制進行了完善。

且根據文件所述，電儲能可在電源側或用戶側為電網提供儲能調峰輔助服務。其中用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業協商開展雙邊交易，交易價格的上限、下限分別為 0.2、0.1 元/千瓦時。

相關規則條款：


（詳細文件見文末）

9依據國家能源局的2018年電力輔助服務有關數據和情況的匯總分析，從電力輔助服務補償費用的結構上看，全國調峰補償費用占比最高為35.46%，總額52.34億元；從電力輔助服務補償總費用來看，補償費用最高的三個區域依次為西北、東北和華北區域，其中，東北、西北區域調峰補償力度最大。

東北區域電力輔助服務補償情況如下：


東北區域分?。ǖ貐^）電力輔助服務補償分項費用情況

東北地區新能源發展步伐迅猛

近年來，東北地區新能源發展步伐不斷提速。統計數據顯示，2018年東北電網風電利用小時數2196小時，同比增長12％，年度棄風率降到5％以內，光伏發電利用率達到99％，風電、光伏建設獲得了新的發展空間。在擬建平價上網項目中，東北地區共有風電項目25個，裝機219萬千瓦，光伏項目55個，總裝機284萬千瓦。此外，內蒙古地區通遼、興安盟、吉林省白城的平價上網示范項目近日也獲得國家能源局批準，擬建設200萬千瓦風電基地，所發電量全部通過扎魯特—青州特高壓線路外送山東，諸多利好因素，對東北地區新能源發展注入了強大的動力。

輔助服務市場建設對新能源企業提出諸多挑戰

“十二五”以來，東北地區風電裝機及熱電裝機迅猛增長，導致電網調峰矛盾日益突出。2014年國家能源局東北監管局引入市場化機制，啟動東北電網輔助服務市場建設。按照降低到有償基準以下的火電或電儲能設施出售調峰服務，風電、光伏、核電及未達到有償調峰基準的火電購買服務的方式來化解調峰矛盾。2018年，全網有償調峰輔助52.39億千瓦時，合計補償費用27.68億元。有償調峰輔助服務平均價格0.528元/千瓦時。全網風電分攤費用15.47億元，折算后風電每發1度電要分攤輔助服務費用0.025元。東北地區無補貼平價上網風電、光伏項目也參與輔助服務市場分攤，平價風電分攤系數為有補貼風電項目的50％，分攤上限為本省環保標桿電價的80％，火電、光伏、核電分攤上限為本省環保標桿電價的25％。在當地火電企業經營壓力逐步增大的環境下，部分企業存在一定挑戰。

輔助服務市場應適度考慮新能源新建項目

隨著新能源平價上網時代的到來，在當前技術水平，設備造價、土建成本和融資成本未大幅度下降的情況下，風電、光伏平價項目只能是微利運行。項目在前期申報與投資決策過程中，新能源企業各項邊界參數和敏感性下降的條件下，抗風險能力非常低。以吉林地區風電項目為例，按項目成本6.5元/W計算，項目能承受的最低電價為0.29元/kWh，2018年東北全網風電平均度電分攤輔助服務費0.025元，2019年1-5月份更是達到了每度電分攤0.04元，擬建的平價上網風電每度電至少要分攤輔助服務費0.02元，項目外送山東電價0.31元/kWh，度電利潤為零。

東北地區風、光資源豐富，通過特高壓線路“走出去”，加之國家陸續出臺新能源消納保障措施，風、光產業將迎來新的發展機遇。在建設的初始階段，平價上網項目還需要保護，在保證全額上網的同時，輔助服務市場在內的市場化交易應該適度保護新能源新項目，充分保護新能源企業的積極性。

《東北電力輔助服務市場運營規則（暫行）》的具體內容如下：