每家电厂都想尽量多发电，多卖电。但电力市场的出现给了企业新思路：也可以少发电，卖辅助服务。
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、电网企业和电力用户提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、备用、自动电压控制、黑启动等，目前主要由发电企业承担。
在这些辅助服务品种中，调峰是所有清洁能源大省的痛点。
过去十多年中，发电企业只能被动接受调度发出的调峰指令，被动获取固定补偿。清洁能源占比越高，调峰任务越重，由于缺乏合理的激励，发电企业对于这项低回报的任务普遍缺乏兴趣。调峰辅助服务市场的建设，正是要改变这一局面——还原辅助服务的商品属性，调动发电企业的积极性。
对于有调节能力的火电、水电、核电等机组来说，发电还是调峰？这将成为一道选择题。而对于缺乏调节能力的风电、光伏来说，市场化改革意味着为保障消纳支付服务成本走向常态。
福建省正是这样一个样本。
激发电厂调峰意愿
福建省电源品种丰富，核电、风电、光伏、水电等清洁能源装机和发电量均占一半以上，低谷调峰压力大。2017年初，国家能源局将福建列为电力辅助服务市场试点，福建成为全国首批四个试点省区之一。
福建省电力辅助服务市场从2018年1月开始正式运行，前期主要以交易深度调峰和启停调峰两个品种作为起步。
深度调峰交易主要解决系统低谷时段（每日0点到6点）的电力实时平衡，采取“日前报价、实时出清”。每天11:00前，有意愿提供辅助服务的机组在系统中为次日交易报价。但深度调峰市场并非每天启动，只有省统调系统需要将一台及以上机组负荷降至有偿调峰基准值以下（火电机组负荷率低于60%）的条件下才会启动。启动后，调度系统将按照机组报价出清结果，按总成本最低原则由低到高的顺序调用。
市场初期，在深度调峰交易中，卖方暂定为燃煤火电和核电机组，买方为系统负荷低谷时段所有在运机组。交易规则为卖方划定有偿调峰基准，煤电机组为负荷率的60%，核电机组为负荷率的75%。机组主动调减出力到基准以下形成的未发电量为深度调峰电量。发电企业以机组有偿调峰基准负荷率为起点，采用下调容量比率形式分档报价。
深度调峰交易分档报价区间 | |
下调容量比率 | 申报价格M （元/兆瓦时） |
(0,5%] | M≤100 |
(5%,10%] | M≤200 |
(10%,15%] | M≤400 |
(15%,20%] | M≤500 |
20%及以上 | M≤600 |
报价上限与市场建立之前的固定补偿标准相比有大幅提高。以煤电为例，原来规定负荷率为50%-60%，对比60%额定出力少发的电量按照50元/兆瓦时补偿，在新的交易规则中，机组最高可以报价200元/兆瓦时。
启停调峰交易是指机组根据调度指令，在日内通过启停以缓解电网调峰压力的交易。卖方为水电机组和煤电机组，买方为当日在运机组。启停调峰机组按启停次数计算收益，机组根据额定容量对应的报价区间报价。由于水电比煤电有更大的成本优势，启停调峰报价以水电为主。
启停调峰交易报价区间 | |
机组额定容量级别 （兆瓦） | 申报价格M （万元/台次） |
[50,150] | M≤6 |
(150,250] | M≤8 |
(250,400] | M≤100 |
(400,700] | M≤130 |
(700,1100] | M≤160 |
两个品种的费用来源暂都沿用了市场建立之前的分摊思路，由交易中的买方，也就是交易时段的各类在运机组，在计费周期内按上网电费比例承担。
辅助服务市场建设的方案一敲定，福建的发电企业就开始研究起了这套新规则。火电企业最为积极。
对于火电机组来说，少发电意味着少用煤，但少发电有少发电的成本。
福建一家火电企业介绍，降低出力会改变煤炭的燃烧状态，增加机组煤耗，环保成本也可能因此增加。低负荷状态下，煤炭燃烧状态改变，氮氧化物等污染物排放值可能出现波动。省环保部门对于火电机组附近的空气质量进行监测，每五分钟取一个值，超标就要罚钱。这就要求火电机组的脱硫脱销装置更加灵敏。
在测算好成本的前提下，火电机组可以基于成本尽量报出低价，提高中标几率。
不过市场刚刚建立，发电企业有时候也感觉没有完全摸出门道。“明明报价很低了，为什么也没有中标呢？到底是安全校核没通过呢还是因为有人报价更低？”一位参与者有些困惑。
每家电厂都想知道别家的报价，但这是企业的秘密。有人设想，如果一个集团有两家相同规模的电厂，那么分别采取不同的报价策略，也许可以摸清楚其中的规律。
福建省一家发电企业的相关人士告诉eo，辅助服务比拼的是机组的调节能力。装机较小的火电（热电）机组和库容调节能力弱的径流式水电机组，仍然以分摊费用为主。大的水电机组在汛期以发电为主，保证清洁能源消纳，需要为辅助服务付费，枯水期则有较大空间提供辅助服务，从中获利。
根据福建能源监管办提供的数据，2017年11月-2018年3月（2017年11月、12月为试运行阶段），电力辅助服务市场化调峰交易费用约为原来区域“两个细则”调峰费用的1.65倍，承担主要调峰任务的火电获得补偿大部分费用。
在一位电力行业从业者看来，辅助服务市场改革大幅提高了火电参与调峰的收益，另一方面，煤价高企、市场化电量扩大，火电企业的利润一直在收缩。一加一减，辅助服务收益对于如今的火电企业已经不再是“小钱”了。
打破补偿“大锅饭”
在各地开始探索建立辅助服务市场前，十多年里，“两个细则”一直是辅助服务领域的金科玉律。
2006年原国家电监会制定并实施《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号），之后东北、西北、华北、华中、华东、南方等六大区域根据这两份文件要求各自制定了相应细则，简称“两个细则”。“两个细则”涉及调峰、调频、无功调节、自动电压控制、备用、黑启动等多项内容，各省可以根据本省情况对区域规则做出微调。
“两个细则”有两大特点。一是按需调度，事后记账。按需调度不必改变电网原来的调度方式。二是费用取之于电厂，用之于电厂。发电企业按照实际调用情况获取补偿，同时也要交“份子钱”——按照上网电量或者上网电费成比例分摊补偿费用。
业内普遍认为，这套办法简单易行，但是“吃大锅饭”。不同机组提供辅助服务的能力差异巨大，按照“两个细则”，机组获得的回报却差异不大，发电企业缺乏积极性。在很长一段时间里，辅助服务收入是发电企业不太在乎的“小钱”。
尽管有不足之处，这套规则仍然稳定运行了十余年，为规范调用行为、促进系统稳定运行起到了积极作用。但十年间，电源结构逐渐变化，辅助服务领域的压力也不断积累。
在规则颁布的2006年，中国的发电总装机容量为6.2亿千瓦，火电占77.6%，水电占20.9%，最主要的两类电源都有着较强的调节能力。到了2017年，中国的装机容量达到17.8亿千瓦，火电降到62.24%，风电、光伏则从几乎为零一跃而上，合计占到16.54%。
而对于福建这样的清洁能源大省来说，调峰压力尤甚。福建省除了风电、光伏，还有八台核电机组和比重不小的径流式水电。风电、光伏和径流水电都缺乏调节能力，核电也有一定调峰能力，但主要作为基荷运行。
系统安全要保证，清洁能源要消纳，就必须让有调节能力的电源配合调峰。
“两个细则”不足以弥补调节电源少发电的损失，福建尝试给规则打补丁。
据eo此前报道，自2013年起，福建省政府和宁德核电站、福清核电签署了超发补偿协议，核电发电超出7000小时部分让利一部分给政府，由政府统筹用于弥补其他电厂因减少发电利用小时数带来的损失。
当然用这个办法的不是福建独一家。弃水严重的四川也选择用水电超发的收益来补偿煤电欠发的损失。
但即使是政府部门，也不看好这种行政手段。从企业手上拿到钱，还是要有一套办法保证公平公正发放，发放不恰当可能招来审计风险。
2014年，国网福建省电力公司与宁德核电签订了宁德晴川核电厂调峰补偿协议，晴川核电厂每台核电机组按实际年发电利用小时情况，向国网福建电力支付调峰补偿费，用于仙游抽水蓄能电站的容量电费补偿。仙游抽水蓄能电站2013年年底全部投产，没能等到次年发布的两部制价格政策。
虽然想了不少办法，但在电力需求放缓的大背景下，消纳形势依然严峻。2015、2016两年，福建省核电利用小数均在7000小时以下。与此同时，火电企业也因为频繁参与调峰，发电利用小时数降低，不同电源之间经营矛盾增大。
福建能源监管办有关人士介绍，福建解决清洁能源消纳问题主要从两方面着手，对外找市场，通过跨省区交易把电输送给其他省份，对内提高本省电力系统的调节能力，建设辅助服务市场正是提升调节能力的重要手段。
从“电量”到“电力”
建市场，发电企业各有各的想法。
对于煤电和水电来说，以前只有发电一个选择，辅助服务是被动行为。现在是发电和调峰两个选项，哪个有利选哪个。
在电能相对过剩、发电利用小时有限的形势下，福建启动辅助服务市场后，较多燃煤火电机组主动转向调峰运行，发电上网电量之外拓展电力调节服务收益，逐步从过去主力发电为主的“电量型”向今后调节发电为主的“电力型”电源转变，以适应未来清洁能源电力占主导的市场形势。
但对于其他电源品种，接受改变是一个过程。
两年前，核电企业不愿意调峰。
2016年全国两会，多名来自核电企业的全国政协委员联名建议从政策上明确核电按基本负荷方式运行，不参与调峰。反对理由是调峰影响核电安全。
也是在2016年，福建能源监管办会商华东能源监管局修订了《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（试行）》部分内容，增加了福建省内核电参与调峰的内容。根据这一规则，福建省调度管辖的核电机组，也就是福清核电和宁德核电，降出力调峰应给予补偿，暂定负荷率为75%-95%时提供的调峰比95%额定出力少发的电量，按10元/兆瓦时进行补偿。
2017年，国家发改委和国家能源局出台的《保障核电安全消纳暂行办法》终结了争议。这一文件认可核电企业对于安全的担忧，提出为提高核电机组安全性和减少三废排放，电网企业应尽量减少安排核电机组调峰。
但暂行办法鼓励核电厂营运单位应按直接参与或购买辅助服务方式参与系统调峰。对于不具备日调峰能力的存量机组，要按照“补偿成本、合理受益”的基本原则，购买辅助服务或支付辅助服务补偿费用。
最终，在福建省的市场设计中，核电可以选择参与降负荷调峰或者购买服务（分摊费用）坚持发电。自市场启动以来，核电企业目前更倾向于后者。
风电、光伏、径流水电没有调节能力，在电力系统中依靠其他可调节电源来平抑波动性。但对于支付服务费，这些企业最初并不情愿。
2014年，西北能监局修订了“两个细则”，正式将风电、光伏纳入考核范围。当时的一家光伏行业网站报道了此事， 受访光伏企业评价辅助服务考核“简直就是抢钱”。业内人士介绍，即使各区域“两个细则”都逐渐规定考核风电光伏，规则执行并不规范。
福建省建设辅助服务市场后，辅助服务补偿标准大幅提高，风光企业运营成本将增加。监管机构给企业做工作：就好比你要把一车1000块的货推到市场去卖，路上需要爬坡，光靠自己推不上去。有人帮你推车，你才能到达市场，推车服务是10块。如果你不愿付出这10块，后面的1000块也得不到。这10块钱，就是辅助服务费。
不仅是福建省，几乎所有受消纳问题困扰的省份，风光企业最终都接受了承担一定辅助服务费用的事实。东北是电改9号文颁布以后首个辅助服务市场专项改革试点地区，从2016年底开始，风电、核电等要为深度调峰交易买单。甘肃省辅助服务市场在2018年4月1日，风电、光伏和水电等也均是深度调峰交易的买方。
根据国家能源局在2017年底发布的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，未来要“促进各种类型发电机组在同一平台公平承担电力辅助服务义务”。
发电企业低调布局未来
到现在，福建省辅助服务市场运行已接近半年，发电企业对于信息公开有迫切需求。每一天，发电企业可以在交易系统中看到自己的成交情况。每个月，企业可以从能监办和调度获取月度交易的总体情况，得知竞争对手在辅助服务领域的盈亏。
不过，每一个交易日里的成交价格是什么范围，发电企业还不得而知。有火电企业希望调度机构能在交易之后公开这部分信息，以便于机组优化报价策略。
但对于市场规则的设计者来说，他们则更担心市场力的问题。成交价的公布是可以考虑的，但在什么时间公开，以什么样的方式公开还需要实践和探讨。如果处理不当，发电企业很容易就可以联合起来，或者形成某种“默契”。
两个调峰品种起步后，福建能源监管办也在考虑下一步把“两个细则”其他辅助服务品种也纳入市场。
今年一季度，福建跨省外送交易成交电量达108.02亿千瓦时，成交规模是去年同期的3.7倍，其中核电外送电量达64.14亿千瓦时。弃风、弃水、弃光的现象都没有出现。这让福建省大松一口气。
电厂的营销人员比以前忙得多，作用显得更加重要。福建一家发电集团营销岗位人士告诉eo，以前营销部门只需要面对政府部门和电网调度部门，多争取电量计划，再把电量落实好就行。现在计划电量越来越少，要学文件，跑用户，争取年度双边协商电量，辅助服务市场推出后需要研究报价策略，此外，还要为即将到来的月度竞价交易做好准备。
发电企业除了应对眼前的游戏规则变化，也在辅助服务领域低调布局。4月20日，位于福建省宁德市的周宁抽水蓄能电站下水库成功截流，电站下水库工程建设全面铺开。这是华电集团在福建建设的首个抽水蓄能电站。
福清核电站也与福建省投资开发集团合作，参股了位于福州市永泰县的永泰抽水蓄能电站，电站在2016年初开工建设。
抽水蓄能电站的基本定位就是为电力系统提供辅助服务。在过去的很多年中，抽水蓄能主要由电网企业建设和运营，国家电网旗下有国网新源控股有限公司，南方电网旗下有南方电网调峰调频发电公司。现在，市场导向，玩家正在增多。
和不少省份一样，福建省辅助服务市场刚刚起步，抽水蓄能电站也没有纳入市场范围内。抽水蓄能电站和一般发电企业的价格机制不同，实行租赁费制或是两部制电价，又多是电网企业的电站，市场的设计者选择在早期先“屏蔽”这个复杂因素，留市场平稳启动后再解决抽水蓄能电站参与市场的问题。
福建省调度有关人士表示，长期来看，第三产业用电和居民用电将不断增长，第二产业用电增速放缓，未来电力系统峰谷差必将增大，投资抽水蓄能的发电企业正是看到了这个大趋势。
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