一场疫情，催化了湖南电力供应的诸多“矛盾”。一季度，湖南电网用电负荷峰谷差高达59.87%，创历史新高，全省供电安全稳定受到严重威胁，清洁能源消纳愈加困难。
5月15日，国家能源局湖南监管办宣布：经商省发改委、省能源局，即日起至今年8月31日止，启动湖南省电力辅助服务市场模拟运行，全省电力市场化改革进入新的里程碑。
电力辅助服务市场化，我省（湖南省，下同）究竟如何迈出“第一步”？
“第一步”将开通四种产品交易
“启动模拟运行，就是湖南推进电力辅助服务市场化迈出的‘第一步’。”国家能源局湖南监管办巡视员蒋冬称。
电力系统中，电能生产、输送、分配、消费几乎同时进行，电能不可以大量储存，因此，任何时刻全省生产的电能，必须等于该时刻用电设备消费与输送、分配过程中消耗电能之和。
然而，调节发电设备有一定限制，一旦用电负荷波动较大，发电调节无法跟上负荷变化节奏，就可能出现频率问题、电压问题等，严重的甚至会导致供电系统失稳、崩溃。电力系统要获得更好的调节能力，必须加入电力辅助服务。
电力辅助服务主要包括一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、备用、黑启动等。
“不同辅助服务成本不同、价格不同。”蒋冬告诉记者，在模拟运行期间，我省只对调峰、备用两方面服务进行交易，共提供4种产品.
为了保障全省用电负荷低谷供电平衡、保障可再生能源电力消纳，我省将开展深度调峰交易、启停调峰交易；为保障祁韶直流向其他省转送电量时湖南电网运行安全稳定，我省将开展旋转备用交易；为保障在用电高峰时期避免启动有序用电，我省将开展紧急短时调峰交易。
谁来为这些交易“埋单”？
蒋冬表示，电力辅助服务不是一对一的服务，而是一种“公共产品”，应用于全省电力系统。因此，根据“谁受益，谁承担”的原则，所有参与电力辅助服务市场化交易的受益主体，必须共同购买共同分摊。但在模拟运行期间，全省电力辅助服务交易只进行电量结算，不进行电费结算。
“湖南电力辅助服务市场化起步较晚。”国家能源局湖南监管办党组书记、专员银车来告诉记者，实际上，我省对市场化电力辅助服务有迫切需求。
国网湖南省电力有限公司相关负责人表示，近年来，我省第三产业和城乡居民生活用电快速增长，以2018年、2019年为例，两者年增量均达11%以上，“第三产业和居民用电的特点，导致湖南电网峰谷差逐年加大，目前，湖南已经是全国调峰最困难的地区。”同时，随着我省新能源发电装机规模快速增加，湖南电网灵活调节能力降低，电源结构变化使用电负荷高峰和低谷都面临电力平衡困难。
在“行政手段”分配调用下，发电企业提供辅助服务支出的额外成本，并不能完全得到有效补偿，因此服务积极性普遍不高；没有建立市场主体认可的辅助服务分配标准，电力调度交易机构调用辅助服务也“无规则可依”。
以调峰服务为例，深度调峰服务要求省内火电企业将火电机组发电负荷率调减到额定负荷率以下，启停调峰服务，则要求火电机组根据电网调峰需要在24小时内进行启停。
业内人士介绍，火电机组将负荷率调减到额定以下会增加磨损和损坏，并提高发电成本，频繁启停代价更大，一台30万千瓦的火电机组，启停一次的成本高达百万元，“这些操作都会极大增高发电企业生产和运营成本，过去这些增加的成本无法从市场得到补偿。”
银车来认为，随着电力体制改革持续深入，只有通过“市场手段”才能真正促成全省电力供应得到高效优质的电力辅助服务。
企业、居民用电不会受到影响
“湖南的电力辅助服务市场化尚处于初级阶段。”银车来说，我省电力辅助服务市场模拟运行期间，只以单个电厂为市场主体，实行入市注册管理。
按照相关规定，湖南电网内现有符合技术条件的火电、水电、风电、光伏等发电企业，抽水蓄能电站和省外输入电能主体，均应参与市场中。国家能源局湖南监管办对市场进行监管和干预。
“现阶段，电力辅助服务市场模拟运行不会对电价造成影响。”银车来表示，湖南省内电力用户，包括企业和居民用户，暂时都不能参与电力辅助服务市场化交易，用电价格也不会因此发生改变。随着这一市场逐步成熟，未来将逐步扩大市场主体准入范围，鼓励符合标准规范的储能服务提供商、调相服务提供商和用电企业参与市场。 “直至所有具备条件的发电企业、辅助服务提供商、用电企业全部纳入市场，届时，湖南电力用户有望更经济获得安全且优质电力。”
