9月30日，按照国家能源局华东监管局要求，华东电力调峰辅助服务市场进入模拟运行。进入模拟运行后，华东电网调峰资源从无偿置换走向市场化有偿调剂，对国网华东分部及华东区域四省一市电网的运行要求、技术力量、人员力量提出新的挑战。国网华东分部将依托大电网优势，坚持以市场机制引导调峰资源优化配置，为电网安全运行与清洁能源的大规模消纳保驾护航。
大规模消纳清洁能源 电网调峰面临挑战
近年来，华东电网最高负荷虽然屡创新高，但是春秋季轻负荷时段负荷增长缓慢，一般在3%左右;另一方面，用电峰谷差逐年增加，2017年全网最大用电峰谷差7635万千瓦，同比增长3.69%，平均用电峰谷差4711.2万千瓦，同比增长10.45%。春秋汛期直流西南送端因水电大发，长时间满功率来电。2017年复奉、锦苏、宾金三大水电直流汛期满送时间长达1442小时，主要集中在6至11月。9至11月华东电网用电负荷下降后，区外水电来电占工作日负荷比例20%左右，成为网内调峰困难的主要原因之一。
除区外因素外，区内核电、风电、光伏发电装机激增也给调峰带来了新挑战。截至2017年年底，华东网内核电总装机达到1728.6万千瓦，占秋汛期低谷负荷的13%，但核电不具备日调峰特性;同时，网内风电、光伏装机3461.7万千瓦，装机容量已成规模，风电春秋季的反调峰特点加重了电网调峰困难。
未来几年，华东地区火电等主要调峰电源投产放缓，而风光新电源以及三门、连云港等核电将持续投产;同时，特高压灵绍、雁淮、锡泰直流来电量不断增加，容量1200万千瓦的吉泉直流即将投产，西北、华北的风光等新能源电力将大规模送至华东电网，给电网调峰带来更大压力。随着区外来电和新能源机组的增加，江苏、安徽等传统调峰资源富余省份也将出现调峰困难。华东电网调峰矛盾日益凸显，成为消纳区内外清洁能源的瓶颈。
建立高效市场机制 激活网内调峰资源优化配置
2015年，“中发9号文”提出，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，并且要积极开展跨省跨区辅助服务交易。
2017年以来，在华东能源监管局统一组织和直接领导下，国网华东分部牵头组织网内各单位，研究总结近年来的经验，着手建立由中长期双边置换合约机制、日前调峰辅助服务市场、实时调度应急处理机制组成的电网调峰资源优化调用体系，在确保安全可靠，有利于平稳过渡的前提下，引导电厂提升自身调峰能力，缓解调峰困难。
华东电力调控分中心副主任胡宏介绍，在电网调峰资源优化调用体系中，华东电网日前调峰辅助服务市场是改革的重点。
“首先我们明确了市场定位。作为一个区域性调峰辅助服务市场，华东调峰辅助服务市场定位为省际日前市场，需要和‘省为实体’管理体制下的省级电力市场或辅助服务市场衔接，实现调峰资源的全网配置。”胡宏说。
他进一步解释道，华东调峰辅助服务市场要求省级电网在参与华东市场前按照电网运行需求充分调用本省调峰资源。已经建成调峰市场的省(市)，应先通过本省调峰市场购买调峰资源;在本省调峰资源无法满足平衡需求时，方可通过华东电力调峰辅助服务市场购买省外调峰资源，华东调峰辅助服务市场则通过交易合同自动汇总换算到省间联络线计划口子的机制，在实际运行中形成了两级市场的协调边界。
其次是构建信息传导有效机制。胡宏介绍，华东电网的调峰资源分布不均，上海、浙江、福建受区内外清洁能源消纳影响，调峰资源短缺，江苏、安徽调峰资源相对富余。但运行中调峰资源的余缺情况缺乏在省间传导的有效机制，更加缺乏在跨省电厂间的传导渠道。
面对这种现状，在华东电力调峰辅助服务市场的框架设计中，国网华东分部通过时序保障机制，保证省市调度机构能在开市前获得包含区外直流送电计划在内的联络线初步计划安排，做实日前调峰资源余缺预测，并通过信息发布平台将全网调峰资源供需信息无差别地传导到全网所有具有调峰能力的电厂，保证了市场信息的公开透明，为调峰资源富余省份电厂扩展了获利空间。全网调峰辅助服务市场的统一出清，加速了调峰资源的价格发现过程，提高了调峰资源的市场流动性。
最后一环是做好统筹协调。“华东电网调峰难题涉及网内各省市发用电侧、区内外多个电源品种的各方利益主体，协调起来比较复杂，存在如何让区内外调峰服务受益主体在一个市场里实现调峰义务的共同、公平分摊，如何保障调峰服务提供主体得到合理的激励补偿等一系列难题。”胡宏说。
他介绍，华东电力调峰辅助服务市场框架设计从分摊机制上入手，创造性地提出跨省跨区电源品种的发电利用率水平计算方法，根据各调峰服务受益主体发电利用率与消纳省市电网平均发电利用率间的差异，精准确定调峰义务的分摊比例。
在调峰辅助服务的供给侧，华东电力调峰辅助服务市场通过“差价购电”并扣减相应年度计划基数的模式，促使调峰资源卖方电厂准确估计调峰成本，合理报价;同时，采用市场限价、有偿直接调用等市场干预手段，最大程度保障电网安全稳定运行和市场健康运行。作为市场的参与方，调峰资源卖方发电企业不发电即可获得上网电价与调峰市场出清价差额收益，积极性大大提高;调峰资源买方发电企业公平分摊调峰辅助服务电量，并统一按照市场出清电价结算，体现出调峰多发电量的市场价值;调峰资源买卖双方电网调度机构通则过市场高效配置手段，最大化提高电网稳定运行裕度，有力缓解了区内外清洁能源大规模消纳的调峰制约。
多方共赢的良好局面推动了华东电力调峰辅助服务市场持续健康发展，各市场主体积极参与到了调峰市场的框架建设和模拟运行中，形成了华东四省一市电网及区内外利益主体的有效互动反馈机制。
模拟调电检验 备战调峰辅助服务市场运行
自2017年华东电力调峰辅助服务市场工作组组建以来，经过5次集中工作、27次各类会议，工作组编制完成《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》。协调单位涉及132家电网企业、各类发电集团和区内外火电、核电、水电、新能源等发电企业。
实践检验成效，实战积累经验。为检验华东调峰辅助服务市场规则、市场竞价流程的合理性和可行性，提前发现并消除技术支持系统中可能存在的缺陷，国网华东分部于今年4月28日至5月2日完成了华东电力调峰辅助服务市场第一次模拟调电工作，于7月启动第二次模拟调电工作，目前共计完成11期模拟调电工作。
今年第10号台风“安比”(热带风暴级)于7月22日中午在上海崇明登陆。本次台风登陆正值周末，气温降低造成全网用电负荷明显下降，特别是浙江电网出现了严重的低谷负备用不足问题。从应对台风的需求出发，国网华东分部紧急增加了一次调峰市场模拟调电运行。
此次市场模拟调电有两个显著特点：其一，浙江电网申报的负备用购买需求为真实需求，非模拟需求;其二，其他省市电网因台风影响负备用也相对紧张，非以前充裕状态。浙江电网申报凌晨低谷50万千瓦调峰需求全部通过市场得到满足。华东直调2台机组、上海电网2台机组、江苏电网3台机组、安徽电网7台机组、福建电网7台机组中标，每个中标时段出清电价均为229元/兆瓦时。出清的电价差价较前期明显上升，反映了市场负备用供需的紧张形势，在实战中正确反映了调峰资源的市场价值。
华东电力调峰辅助服务市场通过模拟调电的实战演练，成功应对了包括节假日、恶劣天气在内的电网调峰挑战，充分验证了市场机制对调峰资源配置的优化作用，为调峰辅助服务市场模拟运行打下坚实基础。
作为我国最重要的负荷中心之一，以及一次能源匮乏地区，华东电网的未来能源发展将依托区内清洁核电、风电、光伏发电以及区外西南水电、“三北”清洁能源的大规模送入，必然离不开网内调峰资源的有力支撑。
创新从未止步，华东电力调峰辅助服务市场在“省为实体”的机制下，为区域性辅助服务资源优化配置以及区内外主体的多方协调打开了突破口。展望未来，国网华东分部将继续依托大电网优势，将电力市场改革创新动力与区内外清洁能源大规模消纳需求有机结合，为华东电网安全稳定运行提供灵活高效的有力支撑。
