2018年12月26日，华北电力调峰辅助服务市场启动试运行，这标志着华北区域电力辅助服务市场化探索又迈出了坚实的一步，华北区域电力辅助服务市场开启了新的篇章。
一、华北电力调峰辅助服务市场建设背景
近些年来，随着清洁能源的迅猛发展，我国的电源、网架结构都发生了重大变化。以华北区域为例，华北电网新能源总装机超过8000万千瓦，占比已达22%，且供热机组多，占火电装机超过70%，水电机组少，基本没有快速的调节资源。新能源消纳整体形势日益严峻，热电矛盾尤为突出。此外，由于华北区域各省调峰资源分布不均，不同时段调峰能力存在较大差异，但因省间调峰无明确的补偿方式，造成机组参与省间调峰的积极性不高。
上述问题的解决亟需通过建立辅助服务市场机制，构建有效竞争的市场结构和市场体系，充分调动市场主体的积极性、提高系统运行效率。进一步完善区域可再生能源消纳机制，实现调峰资源在更大范围内优化配置，从而促进可再生能源消纳、解决电网调峰的难题，保障电网安全稳定运行。国家发展改革委、国家能源局对此高度重视，要求全面推开电力辅助服务市场建设，利用市场机制化解运行中的实际问题。
华北电力辅助服务市场在全面总结“两个细则”运行经验基础上，建立了一套适合华北区域特点的电力辅助服务市场机制，按照“谁提供、谁受益、谁使用、谁承担”的原则，充分发挥市场在辅助服务资源配置中的决定性作用，形成更加灵活、高效的辅助服务市场机制，建立反映辅助服务供需情况的价格形成机制，全面提升市场主体参与辅助服务的积极性，保障华北电网安全、稳定、优质、经济运行。
二、华北调峰辅助服务市场特点与试运行成效
华北调峰辅助服务市场有以下几方面特点：一是发电企业在同一平台竞争，市场统一边际价格出清；二是火电机组全容量报价、分档限价并以每15分钟火电机组“平均负荷率”作为动态标尺开展出清，充分挖掘火电机组特别是供热机组现有70%～50%容量区间调峰能力；三是在全国率先实现以满足电网安全约束为基础，调峰成本最小化为优化目标，实时出清、自动安全校核的调峰市场。调峰辅助服务市场实时闭环运转、出清自动安全校核、所有档位（包括火电机组50%以下深调部分）市场出清结果AGC自动闭环执行，充分提升了运转效率，在保障电网安全前提下避免人工干预。
从试运行至今，华北电力调峰辅助服务市场运行平稳有序，市场出清结果充分反映调峰资源实时供需情况，市场机制能够激励火电企业主动释放调峰能力。以京津唐为例，市场启动后发电企业主动加强机组管理和运行水平，优化运行工况，挖掘调峰潜力。不少供热机组经优化后，在满足供热需求的基础上，其出力下限可以达到装机容量的65%～60%左右，部分机组进一步达到55%～50%，而部分纯凝机组可将出力下限调整至35%。
京津唐市场2019年1月总调峰服务费用5460万元，京津唐新能源总分摊费用2643万元。照此测算，在目前京津唐电网新能源装机规模情况下，待市场正常运行后，新能源发电企业年分摊费用可控制在2亿元以内，按照其2018年发电量340亿千瓦时测算，每度电调峰成本仅为6厘，基本实现了花小钱办大事的既定目标。
春节期间调峰市场的运行情况进一步验证了市场规则的有效性。以京津唐市场为例，2019年春节期间京津唐共有139台（套）机组参与调峰市场，共产生调峰服务费用1486.71万元，其中2月4日（除夕）、2月5日（初一）、2月7日（初三）新能源大发，京津唐电网调峰需求较大，最高出清价格均达到300元/兆瓦时，平均出清价格均超过200元/兆瓦时，市场运行时段全网平均负荷率日均值分别达到55.37%、57.87%、56.81%，最小达到54.42%。详见下表。
表1 2019年春节期间京津唐市场运行情况
从运行数据来看，2月4日（除夕）、2月5日（初一）、2月7日（初三）三天因新能源大发，京津唐电网调峰压力较大，但在负荷最低点系统仍保持了足够的下调能力，且可向山西、山东提供支援。此外，2019年春节期间火电机组平均负荷率最小达到54.42%，较2018年春节最小值59.55%下降了约5%。照此测算，京津唐电网释放调峰潜力超过300万千瓦。需要强调的是，这仅是火电机组优化机组运行前提下获得的，如有机组开展灵活性改造，则还有进一步挖掘的潜力。若通过华北市场和省网市场的协调运作，预期京津唐电网新增1000万左右新能源装机，因调峰原因造成的弃电仍有望保持在5%以内，这对京津冀地区绿色电力发展将是巨大的促进作用。
三、下一步市场建设完善思路
华北调峰市场的试运行只是华北辅助服务市场建设的开始，在供暖期结束后市场机制将得到进一步深化，市场规则将作进一步完善。
一是不断丰富辅助服务交易品种。将包括调频、备用在内的更多的辅助服务管理项目纳入市场化范畴，在更大范围内引导市场主体主动为电网提供辅助服务。
二是积极研究市场用户及独立辅助服务供应商参与市场的机制。加强需求侧管理，积极研究市场用户参与辅助服务市场的机制；探索建立独立辅助服务供应方参与市场的途径，以市场引导更多的企业通过改造主动参与辅助服务市场，真正体现市场主体主动参与，进一步激发市场活力。
三是在省间市场引入双边报价机制。从华北市场尤其是日前出清结果来看，各省网火电企业对规则的理解存在差异，部分机组价格申报随意，整体出清价格较高。下一步探索引入双边报价机制，由调峰需求购买方定期向新能源企业组织询价后，采用双向竞价或价格敏感性申报方式，给予新能源企业充分自主权。
四是进一步完善市场限价机制。华北电力调峰辅助服务市场目前接近于单边市场，服务购买方主要为新能源企业以及部分调峰能力弱的火电机组，在新能源企业参与报价前，市场设置了价格以保护调峰辅助服务购买方。随着市场机制逐步完善，参与主体市场意识逐步增强，我们将逐步优化市场限价，给予市场主体充分的自主权。
五是进一步加强电力辅助服务市场运行效果研究。探索运用市场机制更好地发挥系统灵活调节作用，进一步促进电力系统转型升级。一方面通过政策引导与机制创新，激发火电企业参与市场的积极性，采取各种措施，深入挖掘调峰潜力。一方面探索华北区域能源高质量发展道路，通过优化布局与市场引领，统筹多种能源协同发展，进一步扩大清洁能源消费在整个华北区域占比。
原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年3月1日第8期
原标题:华北电力调峰辅助服务市场开启新篇章
