回顧我國輔助服務補償機制建設工作，現行全國性輔助服務補償機制醞釀于2004年，《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》出臺于2006年，各區域實施細則印發于2009年，全國范圍內落地1于2010年前后。該機制立足于計劃體制下的電量分配機制，本質為發電側輔助服務補償機制，主要輔助服務品種包括調頻（AGC）、調峰、無功、備用、黑啟動等五種。2013年，東北地區出現了以競價方式確定調峰承擔主體的嘗試。2015年中發9號文印發后，以競價方式確定承擔主體的調峰輔助服務補償機制，被國內部分地區定義為“輔助服務市場2”的主要內容，嘗試先于電能量市場建設“輔助服務市場”。實質上，現有的“輔助服務市場”試點，總體仍是輔助服務補償機制，并未形成電能量市場化背景下的輔助服務市場化交易。未來的輔助服務市場建設，仍需要服從于電力現貨市場建設，對輔助服務補償機制進行“脫胎換骨”的改革。

 

 

 

我國輔助服務補償機制的由來，與上輪電力體制改革密切相關。2002年，國發5號文推動廠網分開改革，對于新生的原國家電監會，從何處入手建立廠網界面的經濟關系和監管制度缺乏直接經驗可以借鑒。廠網分開兩年后，原國家電監會組織了“廠網間突出問題調研”，這次調研覆蓋了全國大部分省（區、市）電力企業，成為了原國家電監會為期近十年廠網界面監管工作的前奏，工作成果包括后續出臺的輔助服務補償機制、廠網間電費結算制度、信息披露與報送制度、電力調度與交易監管機制等。當時建立輔助服務補償機制的初衷，是為了解決調研發現的輔助服務相關的兩方面問題，一是電網企業以“喂雞還需一把米”名義3保留的調峰調頻專用機組承擔輔助服務較少，主要從事發電業務盈利；二是各獨立發電企業承擔的輔助服務任務量苦樂不均，有“鞭打快牛”之嫌，以及與調度機構“遠近親疏”之分，獨立發電企業意見較大。對于電網企業保留的調峰調頻機組利用不充分問題，原國家電監會提出的解決辦法分遠近兩個措施，近期措施是加強監管，要求電網企業保留機組必須在“第一順位”無償、優質的提供調峰調頻服務，遠期措施是剝離電網企業擁有的常規機組。對于發電企業之間輔助服務方面的“鞭快”與“親疏”問題，原國家電監會有關部門認為屬于公平問題，需要建立一套機制，即輔助服務補償機制。

 

今天看來似乎發電側的輔助服務補償機制順理成章，倒退15年，輔助服務在國內連具體、權威的概念都沒有，方方面面顧慮重重。設計者需要回答好電力調度機構、電力企業和價格管理部門的問題，才能實現“設計閉環”。

 

首先是是否改變調用輔助服務的方式？由于電力調度機構承擔全部安全責任，電力調度機構認為不能干預調度人員的決策過程。設計者考慮到當時電量計劃分配、計劃調度的機制沒有變化（沒有電力現貨市場），建立輔助服務補償機制如給調度人員額外增加壓力，安全責任無法厘清，同時對解決問題也沒有直接好處。因此，輔助服務補償機制被設計為事后的經濟補償，不影響電力調度機構“按需調用”4。

 

其次是誰來出錢？道理上講，輔助服務成本是電力成本的一部分，“羊毛出在羊身上”，自然而然應當用戶承擔，但是原國家電監會并沒有調整用戶側電價的職能，如想迅速推開，只能是電力企業暫時承擔。其中，電網企業明確表示不承擔（無出處），考慮到輔助服務補償機制當時最為緊迫的是解決發電企業之間提供輔助服務的公平性問題，經與主要發電企業協商一致，暫時由發電企業承擔。這種做法的立論形成了一個當時主要發電企業認可的假設：“目前核價體系沒有明確是否考慮輔助服務成本進入上網電價，那么也可以粗略認為所有電源的核價都考慮了一定比例輔助成本，所以多干活的機組應當拿錢，沒干活或少干活的機組把這個比例的電價拿出來”。

 

最后是如何為輔助服務定價和限價？輔助服務補償機制在一定程度上是為輔助服務定價，就是確定電價的一部分，而電價管理職能一直屬于國家價格主管部門，也不在原國家電監會手中。當時國內剛剛開始推行標桿電價體系，經過協商，價格主管部門同意按照補償一定輔助服務成本的原則5來定價，由原國家電監會派出機構提出標準，主要發電企業討論同意的方式6（“集合侃價”）確定補償標準，“以支定收”由發電企業按照上網電量（或電費）進行分攤，但是為保證對標桿電價不產生大的影響，輔助服務補償的總費用（上限）不得高于當地總上網電費的1.5%。

 

從當時情況看，不得不說輔助服務補償機制是一個設計精妙又接地氣的經濟制度，用戶側電價沒有發生改變，電網企業由于沒有經濟利益，積極發揮自身在行業內的影響力協助推動，力度合適的補償標準讓發電企業之間實現了公平，解決了“鞭快”和“親疏”的問題。對輔助服務補償機制評價最高的是電力調度工作人員，認為該制度減輕了調度人員的工作壓力，調動了發電企業提供輔助服務的積極性，機組通過改造切實提高了系統安全穩定運行的能力。

 

截至目前，各地“輔助服務市場建設試點”基本上7沒有脫離上述輔助服務補償機制的主要機理，費用仍取自發電企業，主要的改良在于個別品種（主要是調峰和調頻）不再按照性能排序調用，而是劃定性能范圍，在性能范圍內按照價格由低到高調用機組，但在為保證安全的情況下，仍然可以按需調度，只是按需調度不再是首選原則。

 

 

輔助服務補償機制主要用于解決當時“廠網間突出問題調研”發現的實際問題，取得了切實的成績，但是由于受到當時條件的限制，存在三方面先天不足，并且隨著中國電源結構的快速變化，這些不足越發凸顯：

 

一是應承擔輔助服務義務的電源類型覆蓋不全。《并網發電廠輔助服務暫行辦法》起草工作所處時期，我國非水可再生能源在電源結構中的占比微乎其微，“鞭快”與“親疏”的問題又主要存在于火電和水電企業之中，所以頂層設計是圍繞火電和水電展開的，對于其他類型電源并沒有考慮（適用范圍未涉及）。雖然在各區域細則實施的過程中，部分地區已陸陸續續將其他類型電源列入分攤范圍，但是由于頂層設計未加以考慮，出現了很多實施過程難以解決的問題。其中最為突出的就是有償服務和無償服務的劃分標準問題，現行補償機制只考慮火電和水電機組參與輔助服務的情況下，有償和無償的“門檻值”是按照是否引起（水火發電）成本的變化予以區分的，而如果統籌考慮各類型機組均有輔助服務責任，應是各類型機組提供輔助服務能力最弱者的能力上限作為統一的有償服務起點。門檻值劃分的不合理，造成無調節能力機組無償享受了部分有調節能力機組的輔助服務。具體反映在部分地區，某一輔助服務的度電價格，竟然遠遠高于消納可再生能源（假定的輔助服務對象）全口徑度電價格8。更大的麻煩是，長此以往可能會進一步加劇不惜代價消納可再生能源的做法，使經濟性消納變成了“浪費型”消納。

 

二是同一調度關系不同經營關系的主體覆蓋不全。輔助服務補償機制的費用分攤隨各電廠上網電費結算進行同步分攤，公用電廠上網電費均由電網企業結算，可以分攤的到輔助服務費用，而自備電廠的情況就要復雜得多。輔助服務補償機制設計階段，自備電廠沒有蓬勃發展，大部分自備電廠裝機容量較公用電廠小，并且擁有自備電廠的用戶用電量大于擁有自備電廠的發電能力，造成絕大部分自備電廠沒有上網電費結算，電網企業無法直接得到自備電廠的分攤費用，因此同一調度關系的自備電廠并未納入輔助服務補償機制，僅山西省進行過自備電廠分攤費用（要求電網代付）的短期嘗試。

 

三是不同調度關系而同一消納市場的主體覆蓋不全。廠網分開之初，跨省跨區電量主要以國家指令計劃為主。輔助服務補償機制設計階段曾設想將跨省跨區電量一步納入輔助服務費用分攤。當時主要的跨省跨區電源企業持反對意見，提出因其大部分電量為多省分電，且電價形成機制與省內電價形成機制不同，為受電省標桿電價倒推，應暫時不參加。跨省跨區電量中的跨區電量，主要通過直流輸電通道輸送，發電企業的大部分輔助服務只能提供給接入端的交流電網，電源企業確實僅能對受電地區的輔助服務承擔經濟責任。為加快推進輔助服務補償機制建設，減少出臺難度，《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》未將跨省跨區電量應承擔的輔助服務義務作為規范的重點。雖然后續國家能源局曾經以國能綜監管〔2014〕456號文，印發《積極推進跨省區輔助服務機制建設工作的通知》，要求將跨省跨區電量納入受電地區的輔助服務補償機制，即跨省跨區消納電源應承擔受端省份輔助服務費用分攤，在送端交流網內提供的輔助服務可以獲得與送端電網內電源相同標準的輔助服務補償，但在具體實踐中，僅蘇浙滬三地在部分跨省跨區電量上予以落實。隨著跨省跨區電量越來越大，受端省份輔助服務壓力越來越大，矛盾越來越突出。

 

四是僅考慮發電側輔助服務使輔助服務的經濟調用缺乏激勵機制。輔助服務補償機制要求發電側具備調節能力的機組承擔物理提供輔助服務的義務，要大部分發電機組承擔輔助服務的經濟責任9，但未明確如何量化衡量電力調度機構使用輔助服務的效率，包括使用輔助服務的成本是否能夠小于消納不穩定電源帶來的紅利。其實，在輔助服務補償機制設計過程中，原國家電監會確定了“可計量、可監管、可交易”的三步走戰略，即首先建立輔助服務是商品的概念，解決計量問題，然后摸索監管的激勵相容方式，確定輔助服務使用總量與成本方面對電力調度機構的約束激勵指標，最后配合電能量市場化建立輔助服務市場。遺憾的是受到機構更迭影響，原國家電監會的工作僅完成了第一步“可計量”，也就是今天看到的輔助服務補償機制（“市場”）。電力調度機構使用輔助服務不受任何的經濟限制和總量監管，缺乏提高使用效率、降低輔助服務總成本的動力。

 

除了受當時條件制約以及機構改革，造成“三步走”計劃停滯，而使現有的輔助服務補償機制存在先天缺欠以外，新一輪電改使補償機制的部分基礎性條件10發生了改變。2006年，上一輪電改已經遇到瓶頸，區域電能量市場踟躕不前，輔助服務補償機制出臺時的背景，已經由基于電能量市場化徹底改為基于計劃的電量分配制度。各區域細則制定過程中，組織者近乎“揮淚”否定了當時華東區域提出的考慮電能量機會成本輔助服務定價機制，從后事看當時的判斷是正確的，因為電能量市場的建設停滯了將近十年。正因如此，輔助服務補償機制在新電改背景下，表現出多個亟需調整的方面：

 

一是輔助服務補償機制在電力直接交易開展后需要考慮容量備用服務。原有計劃體制采用分配電量，同等類型機組利用小時數基本相同，發電機組輪流停機備用，容量備用（冷備用）服務不需要考慮在當時的輔助服務品種當中。因此，現行輔助服務補償機制除南方區域部分涉及外，其他均未考慮容量備用輔助服務問題。電力直接交易開展后，發電機組之間由于成本不同，競爭中所處地位自然不同，優勢機組與劣勢機組利用小時數差距將越來越大，而利用小時數低的機組并不能退出運行，因為年度大負荷期間仍然需要這部分容量提供電力，所以這部分機組雖然電量減少，卻用大量時間提供容量備用服務，該種輔助服務往往是最貴的輔助服務11。在水電較多送出地區，火電企業生存困難的核心原因之一，就是火電企業為水電企業豐枯季節或特枯年容量備用輔助服務費用沒有得到補償，而這恰恰應當是火電企業（能夠列入開機組合）在水電富集地區“活下去、活的好”的合理收益。在受電地區，如果計及當地（由于外來水電豐枯引起）的容量備用費用（目前表現為燃機容量電費），遠程輸送豐枯出力差異明顯的水電經濟性會大打折扣。

 

二是上網電價的放開使輔助服務補償機制由發電企業承擔的前置假設不再存在。隨著上網電價逐步放開，發電側承擔輔助服務費用立論的假設（標桿電價體系考慮了一定比例的輔助服務成本）已經逐漸不存在。實際交易中，發用雙方協商形成的電價確實均未考慮輔助服務費用。從經濟學來講，不論輔助服務的成本如何、費用高低，都應當由電力用戶承擔輔助服務費用。然而，部分地區不斷加大發電企業承擔輔助服務費用的力度，甚至部分用戶提供可中斷負荷服務也希望向發電企業收取費用，脫離了當時這個機制建立的邊界條件。反對全部輔助服務費用都由用戶承擔的觀點中，有一部分認為可再生能源也消耗了輔助服務，所以應當和用戶一起承擔輔助服務費用，這種觀點偏頗之處在于，用戶使用了占比更高的可再生能源，自然應當為此支付相應的費用，既應該包括可再生能源的電能量價格，也應該包括使用這些可再生能源需要的輔助服務費用。另一部分觀點認為個別國家現代電力市場環境下，部分輔助服務品種的費用仍由發電企業按上網電量分擔，經分析會發現這些國家均采用單邊現貨市場模式，由于其現貨市場中用戶為價格接受者，發電企業將度電輔助服務成本自然而然隨電能量報價轉移到了用戶側。

 

三是電力現貨市場條件下輔助服務品種相對補償機制的輔助服務品種和定價方式發生很大改變。電力現貨市場配套的輔助服務機制，通常主要品種為調頻和備用，調頻的價格將包括調頻里程的價格和調頻服務被調用引發的電量變化（按當時現貨價格結算），備用價格將包括備用服務本身以及提供備用時段損失的機會成本（按當時現貨價格計算），沒有電力現貨市場，調頻服務引發的電量變化和備用時段損失的機會成本無法準確定價，不能準確定價自然調頻和備用服務就無法真正市場化。從這個意義上來講，真正的輔助服務市場化需要以現貨市場建設為前置條件。另外，電力現貨市場條件下，分散式市場要求發用雙方保持發用功率曲線一致，集中式市場如發電機組不愿停機，隨著低谷供大于求，價格一路降低，總有一個低價位讓承受不了損失的機組降到足夠低的功率，因此，與電力現貨市場配套的輔助服務機制不需要調峰輔助服務。換句話說，從經濟學上講，電力交易進行過程中，某一主體的貨（電）賣不出去，自然就不被允許生產出來，市場環境下何來的電力調峰呢？

 

 

展望輔助服務機制的未來，到底如何走向市場化？回答這個問題，恐怕還是要回到輔助服務的定義上來，按照原國家電監會電監市場〔2006〕43號文12的定義：“輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務”，由這個定義能夠清楚地知道，輔助服務的定義采用相對定義法，即需要定義正常的電能生產（輸送、使用），才能確定輔助服務的含義；定義了正常的電能生產組織形式變化（由計劃到市場），才能定義輔助服務的生產組織形式變化（由計劃到市場）。因此，現代電力市場語境下的輔助服務市場化一定以電力現貨市場建設為前提條件，即電力現貨市場初期可能暫時沿用輔助服務補償機制13，但真正的輔助服務市場卻不能先于電力現貨市場建設成功。從電力現貨市場機制建設的情況來看，現代電力市場體系建設需要大量的時間和努力，中近期電力現貨市場建設仍將以試點為主，在這些試點地區，輔助服務補償機制將配合電力現貨交易機制建設進行市場化；同時，部分地區在很長的一段時期內并不能完全具備建設電力現貨市場為核心的現代電力市場體系的條件，“計劃調度+直接交易”的計劃改良模式還將長期在我國部分地區存在，受該模式影響，輔助服務補償機制也將在非電力現貨市場試點地區繼續完善和改良。不論如何，可以肯定的是，輔助服務的經濟機制是各地電力系統運營機制都不可或缺的，在下一步的工作中應抓緊按照所在地區所處市場建設階段開展工作。

 

一是把握窗口期盡快隨著發用電計劃放開將輔助服務費用疏導到用戶側。十幾年前機制設計規定發電企業暫時承擔，一承擔就是十幾年，隨著無調節能力電源快速發展，居民和三產用電快速上升，輔助服務費用越來越高，但是發電企業卻感覺輔助服務成本沒有得到補償，仍在呼吁提高輔助服務付費標準。這種怪現象究其根源是輔助服務的費用出在了發電身上。由于發電側出錢、發電側干活拿錢，類似“朝三暮四”的發電側“零和游戲”，造成全國性的發電集團基本上沒有絕對收益的感覺，因為很可能旗下甲電廠賺的就是自己旗下乙電廠的錢；同時，由于是發電企業承擔輔助服務費用，新技術和新主體提供輔助服務都需要掛上一個發電企業的“戶頭”，否則沒資格參加“游戲”。例如，世界上的化學儲能電站都是獨立接受調度指令參加輔助服務市場，而我國參與調頻服務的化學儲能電站全部是建設在發電企業內部，采用“機組-化學儲能”聯合調頻，這樣的“世界獨創”并不代表創新，而是為了“落戶口才嫁人”。“暫時性”的費用承擔方安排，造成化學儲能電站無法按照最優的技術模式（獨立調度）提供調頻服務。“寄生”模式雖然為新技術提供了發展渠道，但也同時在一定程度上限制了其快速發展的可能。特別要強調的是，目前是將輔助服務費用轉移到負荷側的最佳窗口期。輔助服務費用很類似房屋買賣的中介費，買方市場時一定是賣方承擔（買房者承擔中介費），賣方市場時一定是買方承擔。今后一段時間，我們的電力市場仍處于買方市場（供大于求），輔助服務費用疏導（向用戶側）后，用戶在絕對電價感受方面，不會感受到電價因計入輔助服務費用而發生上升，可是一旦供需恢復平衡或者局部時段局部地區緊張，則用戶直接感受到的就是漲價，疏導的難度會大大增加。

 

二是非現貨試點地區繼續深入完善已有的輔助服務補償機制。已經印發的相關輔助服務補償機制的文件，總體上看前瞻性、拓展性較好，大部分內容仍然適用。目前輔助服務補償機制建設歷經了十幾年風雨，行業內為之付出了很多心血，對于已經成型的體系不應輕易做大的調整，但是深入完善工作必不可少。首先，水火風核等各類型機組、公用和自備多種資產形式機組應都納入輔助服務補償機制，采用各類型、各資產形式電源在同一補償賬戶參與輔助服務補償機制；將輔助服務補償賬戶與并網運行管理賬戶分開設置，改變“輔助服務由考核引發”的錯誤概念；盡快將外來電全部納入受入電網輔助服務補償機制，外來電享受“特權”實質上也容易增強省間壁壘，通過承擔應承擔的義務，更有益于擴大省間交易，實現遠程來電的“經濟性消納”。其次，將各類型機組中調節能力最差的機組輔助服務水平作為有償輔助服務的起點，實現不同類型機組輔助服務提供能力衡量上的公平，并通過深入研究，科學確定有償輔助服務計量公式，在現貨市場建立前，引入對系統影響效果或性能參數，使發電機組提供的輔助服務能充分反映其每次動作對系統的連續性影響，將對系統影響的好壞“感性評價”進行量化計算，精確反映提供輔助服務的價值，才能在“干與不干不一樣”的基礎上解決“干好干壞一個樣”的問題。再次，盡快引入容量備用輔助服務項目，讓提供容量備用的機組獲得其合理合法的收益。目前階段，容量備用服務應當限制于可以調節機組，主要是火電和具備年調節能力的水電，并且要求該部分火電能夠列入年度或多年年度機組組合，對于不能列入的部分機組不予補償（因其屬于過剩產能）。最后，條件合適的前提下可以嘗試目前通過競價選擇輔助服務承擔主體的“類輔助服務市場”模式，這里的條件合適是指通過競價選擇輔助服務承擔主體能夠降低該項目的輔助服務費用，如采用了競價方式大幅增加該項目輔助服務總費用，那句“市場就是漲價”的玩笑話不是一語成讖？

 

三是現貨試點地區應按照電力現貨交易的需要設計輔助服務機制。首先，要正確設置電力現貨市場環境下的輔助服務交易品種，深度調峰不再作為輔助服務服務補償機制或輔助服務市場交易內容，市場推動者與設計者要相信價格引導電力平衡的能力。目前，浙江省現貨市場詳細設計方案直接通過分時電價機制解決峰谷問題，其他已公布的市場詳細設計方案均考慮了深度調峰服務，已有現貨市場試點方案設計的不同選擇，并不能表明調峰可以作為現貨市場環境下輔助服務品種。因為不同選擇存在的根本原因是，浙江市場是標準的（全部相同調度關系機組）全電量競價市場，而其他市場詳細設計方案采用的是“部分機組計劃調度+部分機組全電量競價”的雙軌制模式，由于部分機組計劃調度（電力統購統銷）仍然存在，所以深度調峰服務難以避免。其次，結合輸配電價機制設計等配套政策，設計好電力調度機構使用輔助服務的激勵相容機制，建立電力調度機構日前輔助服務總量預測機制，制定輔助服務使用總量和使用效率的量化評價標準，適時引入輔助服務的第三方監管體系，對于低效使用輔助服務產生的不合理費用應由電力調度機構擁有者承擔。最后，在采用集中式市場模式的地區，盡早實現調頻、備用與電能量的聯合優化出清。如分別投標而不是聯合優化，用于調頻和備用中標的容量不能用于電能量投標，同時調頻中標容量不能用于提供備用服務，備用中標容量反之亦然，會造成調頻備用容量的冗余，以及三者總成本的非最優。最好的辦法還是將電能量、調頻、備用進行聯合出清，這應該作為集中式市場的目標，即使短期簡化，也應給出現貨市場和輔助服務市場聯合優化的工作日程，用以提高市場效率。

 

43號文印發十三年，彈指一揮間，創業艱難百戰多。至今，管中窺豹仍然可以看到輔助服務補償機制建立過程中的不易，看得到設計者、推動者清晰的理念和務實的態度。各區域通過輔助服務補償機制建設，使輔助服務是可以單獨計量電力產品的概念深入人心，為輔助服務的可監管和可交易打下了堅實的基礎。相信在未來的輔助服務市場建設過程中，市場設計者們能夠堅持現代電力市場體系的基本設計理念和原則，設計出符合當地特點、符合基本市場理論的方案。千里之行始于足下，不積跬步無以至千里，中國的輔助服務市場建設一定能夠厚積薄發，配合電力現貨市場機制一起優化資源配置，為新時代電力行業的高質量發展保駕護航！

 

備注

 

1.指真實結算。

 

2.本文中未加引號的輔助服務市場和輔助服務交易指國際上通行現代電力市場體系下的輔助服務市場和輔助服務交易，下同。

 

3.醞釀廠網分開工作期間，部分觀點認為發電企業獨立后提供調峰調頻積極性可能不高（執行調度指令速度變慢），電網企業需保留一部分調峰調頻機組。其中，國家電網保留的常規火電機組后來出售給原神華集團，常規水電與抽水蓄能保留至今。

 

4.電力現貨市場背景下，輔助服務是在滿足安全約束條件下，按照價格從低到高調用，而非調度按照需求（性能最好）調用。

 

5. 這條定價原則本身就限制了輔助服務補償水平。

 

6.該方式有別于核定輔助服務電價，被戲稱為發電企業“集合侃價”。

 

7.華東區域的省間低谷調峰機制本質是低谷發電權轉讓，更加適合市場化發展方向，已不在輔助服務補償機制的原有范疇內。

 

8.雖然最末一度電輔助服務費用超過該度電（換取的可再生能源最后一度電）的全口徑電價（含補貼），但是由于有償服務的起點很高，可以無償享用的輔助服務與最末一度電輔助服務費用進行平均尚可接受，本質是部分提供輔助服務的電源（主要為水火電機組）未拿到應得的全部輔助服務費用。

 

9.不具備調節能力的機組承擔輔助服務經濟責任，具備調節能力的機組在提供輔助服務階段也需要承擔輔助服務經濟責任。

 

10.計劃電量分配機制和電能量統購統銷機制。

 

11.如不采用容量備用輔助服務付費方式，也可以采用大幅提高現貨市場限價方式，通過大負荷時段的高電價獲得補償。考慮到我國現階段很難接受數倍數十倍的大負荷時段電價，所以容量備用輔助服務付費是較為合適的方式。

 

12.我國輔助服務概念確立的現行最高效力文件。

 

13.為簡化電力現貨市場建設初期的工作，可以選擇停止不適應現貨市場需要的輔助服務項目維持補償機制不變。

 

原文首發于《電力決策與輿情參考》2019年3月1日第8期