作为东南沿海重要的能源基地，福建正面临艰难的选择。逐年增长的清洁能源装机和日益扩大的电网峰谷差，使福建电网承受巨大的调峰压力。如何保障电网系统安全、促进清洁能源消纳、协调不同电源之间的利益关系是眼下的当务之急。
开展辅助服务试点工作，通过市场化机制解决上述问题是福建的务实选择。
今年7月初，国家能源局批复同意启动福建电力辅助服务市场试点实施工作。eo记者获悉，福建已于7月底启动系统测试和模拟运行，并组织开展操作演练，预计9月底正式转入试运行。
清洁能源占比过半的调峰压力
福建省清洁能源发展十分迅速，2016年清洁能源装机和发电量占比均超过50%，水电、核电、风电等电源齐头并进，多元化的电源结构是福建实现能源转型的重要保障。但随着全国范围内的电力需求放缓，福建电网峰谷差的不断扩大，预计2017年电网峰谷差将超过1100万千瓦，福建电网调度运行面临巨大的困难。
截至目前，福建省有宁德核电站、福清核电站共7台机组投入商业运行，总装机容量762万千瓦，占全省总装机容量的14.7%。福建也在加快发展风电的步伐，目前风电装机容量为229.8万千瓦，未来的将进一步开发利用海上风电资源。水电装机容量为1306万千瓦（包括120万千瓦抽水蓄能电站），其中绝大部分为不可调节的径流式水电。
根据福建能源“十三五”规划，到2020年，福建核电装机容量将达到871万千瓦，风电500万千瓦，清洁能源装机规模进一步扩大。
为保障清洁能源消纳，福建的做法是，保障核电带基荷运行，同时全额消纳水电、风电，这种做法保障了风电和水电相对较高的利用小时数。但是由于可再生能源发电具有波动、反调峰的特征，再加上用电负荷不平均，这给电力系统的调度带来了新的麻烦。
在保障清洁能源消纳的同时，又要维持电力系统安全，这就要投入更多的燃煤机组，通过各种方式来调节用电高峰。
相比以往，福建省内燃煤机组现在需要更加频繁参与深度调峰。加上今年煤价高企，燃煤电厂设备利用小时数持续走低，福建省内燃煤电厂普遍出现亏损。
福建省主管部门的相关人士表示，这就需要激励更多的机组提高灵活性，主动参与调节来适应市场的变化，缓解高峰低谷时的调峰压力。
利益调整市场化
随着电力体制改革的深入，发电侧早已实现充分竞争，沿用过去计划的方式来行政调度的手段已经行不通了。
中发9号文明确提出要加快电力辅助服务市场建设，“建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的服务服务分担共享机制”。
上述人士表示，直接交易做到一定程度后，必须要通过辅助服务来配合，这也是推进电力体制改革的具体要求。另外就是，辅助服务市场也是为了协调不同电源间的利益关系。
目前国内辅助服务主要是根据“两个细则”对参与调峰的机组进行考核和补偿，并未完全体现出其市场价值。
东北是国内第一个电力辅助服务改革试点，江苏、山西、山东、广东、新疆等省份也相继发布了辅助服务交易规则。就目前情况来看，各省辅助服务交易品种也各不相同，福建和东北方案中现阶段交易品种以调峰为主，主要解决电网调峰困难的问题。
今年上半年，福建省内煤电设备利用小时数只有1667小时，远低于全国平均水平2040小时，其中重要的原因就是燃煤电厂频繁参与了深度调峰，这也是福建省内燃煤电厂亏损严重的原因之一。与此同时，省内的核电、水电、风电企业却出现了大幅盈利。
业内人士解释说，不同电源之间出现利益摩擦，有必要通过辅助服务市场对系统做的贡献、对社会承担的责任，以市场化的方式进行利益调整。福建能源监管办于去年下半年委托华北电力大学开展相关课题研究，并在2017年年初制定了《福建省电力辅助服务（调峰）交易规则》，今年6月底已经完成软件开发。
据eo记者了解，福建省内辅助服务试点有三个主要特点：一是火电、核电、水电和风电等各类电源全部参与相关调峰交易或补偿和分摊，重点解决系统调峰困难和面临的弃核、弃风、弃水问题；二是引入用户侧参与的移峰填谷和可中断负荷交易，降低企业用电成本同时缓解低谷时段负备用不足的问题；三是启动发电、用电双侧参与的电储能交易，促进系统稳定和分布式储能技术创新发展。
这离一个真正的电力辅助服务市场尚有较大距离。据eo记者了解，福建省将会根据市场发展情况，开展现货市场交易研究，丰富未来辅助服务的交易品种。（eo记者 刘斌）
