各省调峰辅助服务市场运营规则分析

省级调峰辅助服务市场的市场成员包括市场运营机构和市场主体两大类。新疆、山西、甘肃、福建将经市场准入的电储能和可中断负荷纳入市场主体范围。

党的十九大报告指出要“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。发展清洁能源，是改善能源结构、保障能源安全、推进生态文明建设的重要任务。近年来，在政府对新能源的大力补贴下，我国风力发电、光伏发电等发展迅猛，以安徽为例，截至2018年底，安徽电网调度口径风光合计装机容量1094.1万千瓦，同比增长23.8%。新能源出力不确定性较强，难以准确预测，且具有一定的反调峰特性，其快速发展给传统的电网调度管理模式带来较大的冲击，尤其是春秋季节新能源大发时段，火电机组深度调峰已成为常态，甚至不得不安排火电机组临时停机，北方地区的大量供热机组更是加剧了电网调峰矛盾。调峰问题的本质是各类电源之间争夺有限的发电空间，是利益分配问题。现行《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》出台于2006年，各区域也印发了相应的实施细则，但其中的部分内容已经难以适应实际运行需要，必须采用市场化的手段调整利益分配。

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）要求“完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制”。《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号）要求“完善电力辅助服务补偿（市场）机制，实现电力辅助服务补偿力度科学化”。为落实电力体制改革各项要求，发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障电力系统安全、稳定、经济运行，促进新能源消纳，国内各省纷纷建设调峰辅助服务市场，探索建立调峰辅助服务分担共享新机制。

笔者在研究新疆、山西、甘肃、山东、福建五个省份调峰辅助服务市场运营规则的基础上，对市场运营规则的关键内容进行了归纳和比较分析，如市场成员及其职责、深度调峰交易细则、启停调峰交易细则等，对市场运行中的关键问题进行了讨论，供电网调度、电厂运营等部门参考，以期能提升相关人员对调峰辅助服务市场的认识。

01市场成员及其职责

省级调峰辅助服务市场的市场成员包括市场运营机构和市场主体两大类。

市场运营机构

省级调峰辅助服务市场运营机构一般为省电力调控中心和省电力交易中心。

各省规则中省电力调控中心和省电力交易中心的职责大体相同。省电力调控中心的主要职责是：管理、运营调峰辅助服务市场；建设、维护市场平台，拟定相关标准；依据市场规则组织交易，按照交易结果进行调用，对交易结果进行统计考核，将交易执行结果送达电力交易中心；发布实时市场信息；评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见；紧急情况下中止市场运行，保障系统安全运行；向能源监管机构提交调用结果，接受监管等。省电力交易中心的主要职责是：与市场主体进行结算，出具结算凭证等。

需要特别说明的是，对于市场主体注册管理等工作，福建规则中明确由电力交易机构负责，而新疆规则中明确由电力调度机构负责，其余三个省份未具体说明由哪个部门负责。另外，山东、新疆、福建规则中明确省电力公司在市场中负责与市场主体进行结算，福建规则中还将管理、运营调峰市场的职责归于省电力公司。

市场主体

因各省电源结构、负荷特性、供需平衡情况不同，各省级调峰辅助服务市场的主体差异较大。

发电企业是调峰市场最重要的主体。新疆市场的要求为新疆省级及以上电力调度机构直接调管的，参与新疆区域内电力电量平衡的并网发电厂；山西市场的要求为已完成市场主体注册的省调并网发电厂；甘肃市场的要求为已取得发电业务许可证的省内发电企业，自备电厂自愿参与；山东市场的要求为山东省调调度指挥的并网发电厂，暂不包括自备电厂；福建市场中参与调峰交易的为福建省调直调及许可电厂。需要特别说明的是，新疆、甘肃、山东均要求燃煤火电机组参与范围为单机容量10万千瓦及以上；新疆要求水电站参与范围为装机容量5万千瓦及以上，且水电站暂时仅参与调停备用交易；福建规定抽水蓄能机组及不完全季调节性能及以上水电机组不参与深度调峰交易；甘肃规定自发自用分布式光伏、扶贫光伏暂不参与调峰辅助服务市场。

另外，山东将送入本省的跨省区联络线纳入市场主体范围。新疆、山西、甘肃、福建将经市场准入的电储能和可中断负荷纳入市场主体范围。山西还建立了需求侧响应调峰与售电企业移峰调峰机制。福建对用户侧参与调峰机制进行了阐述，对用户侧参与直接交易的市场化电量实行低谷时段结算价格调整机制。

02深度调峰交易

深度调峰是指并网发电机组根据电网运行需要，按照电网调度指令通过调减出力至有偿调峰基准值以下，所提供的辅助服务，这里的并网发电机组一般是指燃煤火电机组和核电机组。

有偿调峰基准值

火电机组负荷率高于有偿调峰基准值时认为是无偿调峰，不享受补偿。有偿调峰基准值是一个体现市场供求关系的动态平衡点，应当根据各省能源行业实际情况制定并适时调整。

目前，各省火电机组有偿调峰基准值如表1所示，其中甘肃为额定容量的50%，福建为额定容量的60%，山东为额定容量的70%，新疆、山西根据供热期及火电机组类型对有偿调峰基准值进行了差异化调整。另外，福建省核电机组有偿调峰基准值为额定容量的75%，高于火电机组；山东省核电机组有偿调峰基准值为额定容量的70%，与火电机组有偿调峰基准值相同。

报价与结算

各省调峰辅助服务市场深度调峰交易大多采用阶梯式、分机组的报价方式，按照机组负荷率分为若干档位，每档为一个报价区间，并进行限价。例如，福建按照5%额定容量分档，共有5个档位；山东按照10%额定容量分档，共有7个档位；新疆、甘肃以40%额定容量为界，分为两档。

限价是火电企业最为关注的市场规则之一。以火电机组40%-45%负荷率为例，各省限价如表2所示，该负荷率下山东市场的限价最低，而福建市场限价最高。需要特别说明的是，山西未对报价进行上限控制，因为山西深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式组织，当可再生能源发电机组边际价格小于火电边际价格时，认为交易未达成，不调用深度调峰。

深度调峰交易一般按照深度调峰电量及市场出清价格进行结算。深度调峰电量是指火电机组调减出力至有偿调峰基准值以下时形成的未发电量。各省的市场出清价格不近相同，新疆、甘肃、山东的市场出清价格是单位统计周期内同一档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价；山西的市场出清价格为火电边际价格（即实际调用到的最后一台深度调峰机组的报价）与可再生能源发电机组边际价格（即实际增发到的最后一台可再生能源发电机组的报价）的平均值；福建则按照机组调减出力相对应档位的报价结算。

费用分摊

各省调峰市场中的深度调峰补偿费用一般由各市场主体按一定规则进行分摊，其差异主要体现在计算分摊比例是用发电量还是上网电费，是用全部发电量还是有偿调峰基准值以上部分的发电量。

新疆深度调峰补偿费用由区内负荷率大于等于有偿调峰基准值的公用火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊，其中火电厂按照高于有偿调峰基准值的电量部分参与分摊，并根据实际负荷率不同进行“阶梯式”修正，负荷率越高分摊比重越大；风电场、光伏电站根据上一年度利用小时数与保障性收购小时数之差进行“阶梯式”修正，上年度利用小时数低于保障性收购利用小时数时，分摊比重相应减小。

甘肃与新疆的分摊规则大致相同，只是甘肃市场有水电参与分摊，并对水电发电量按照供热期与非供热期进行修正。

山东深度调峰补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、核电厂、送入山东的跨省区联络线等按照深度调峰时段的发电量（联络线受电量）比例进行分摊，其中火电厂按照全电量参与分摊。

福建深度调峰补偿费用由深度调峰时段火电机组、风电场、光伏电站、水电机组及核电机组按照上网电费比例进行分摊。水电机组考虑其流量要求，参与分摊的电量为其装机容量10%及以上出力所发电量，有通航要求的水电站上网电量按80%比例扣除。

需要特别注意的时，山西调峰辅助服务市场是双边交易市场，没有分摊机制。提供深度调峰辅助服务的火电机组按照单位统计周期内的市场出清价格获得收益，购买深度调峰辅助服务的可再生能源发电机组按照单位统计周期内的市场出清价格支付费用。

惩罚机制

新疆、甘肃市场对因自身原因导致日内调峰能力与日前上报竞价情况不符的火电厂进行相应的考核，罚金为减少的有偿调峰电量与出清电价乘积的2倍，罚金优先补充深度调峰费用。

福建对已出清且在实际运行中无法提供相应深度调峰服务的机组，如果调峰中标电量与调峰实际发电量偏差比例超过2%，根据其中标电量、当时市场出清价格及折算系数收取相应违约金。

山西对未达到调峰标准的火电企业按照华北区域“两个细则”进行考核。

03应急启停调峰交易

应急启停调峰是指电力调控中心根据日内电网安全运行需要，通过机组启停为电网提供的调峰服务。各省应急启停调峰交易的卖方主要是火电机组，福建市场还包括水电机组。

启停时间要求

新疆、甘肃要求火电机组应急启停不超过72小时。山东要求运行机组被调用参与停机调峰时，24 小时内开机的给予调峰补偿，未严格执行调度指令产生的早停、多停时长不予计算。福建规定在00:00-24:00内，燃煤电厂启停调峰1次及以上，水电厂启停（含空转）调峰3次及以上，即认为机组完成了启停调峰。

报价与结算

运行日前一天，火电企业按照机组额定容量级别对应的应急启停调峰报价区间浮动报价，由电力调控中心日内根据电网需要调用。新疆、甘肃是按照各机组单位容量报价由低价到高价依次调用；福建、山西是按照机组总报价由低价到高价依次调用，福建市场中还明确若报价相同则优先调用额定容量大的机组。各省主力火电机组应急启停报价限制如表3所示，新疆、甘肃、山西的限价较为接近甚至完全相同，但福建市场限价要明显低于其他三个省份，特别是百万机组的限价仅为其他省份限价的一半左右。

新疆、甘肃、山西的应急启停交易根据各容量级别机组市场出清价格按台次结算，市场出清价格是指当日实际调用到的最后一台应急启停的同容量级别机组的报价。而福建应急启停调峰交易按照机组日前报价，按台次结算。

需要特别说明的是，山东市场中的应急启停交易与其他省份不同，其规定火电机组在深度调峰最小维持出力档以下可单独进行停机调峰报价，上限按270元/兆瓦时执行，调峰电量计算时长按其实际停机时长计算，停机期间各时段调峰价格均执行调用停机初始时段相应档位出清价。

费用分摊

除山西未对启停调峰交易分摊规则作明确说明外，各省规则中应急启停调峰交易的买方与深度调峰交易的买方皆相同，分摊规则与深度调峰交易补偿费用分摊规则类似。新疆、甘肃的应急启停调峰服务费由各买方按照月度深度调峰有偿服务补偿费用承担比例进行支付；福建的应急启停调峰服务费由当日市场内所有运行机组按照各自的上网电费比例进行分摊；山东的应急启停调峰服务费与深度调峰服务费一并计算、分摊。

04市场运行关键问题

各省市场规则对市场成员、各类型调峰交易、市场组织与竞价、交易结果执行、计量与结算、信息发布、市场监管与干预等进行了详细规定，但其中还有一些与电网运行紧密联系的细节之处不够明确。

深度调峰交易启动条件

调峰市场运行系统与日内滚动计划系统本质上是一致的，都是基于超短期负荷预测和超短期新能源预测等边界条件，考虑安全约束，滚动修正火电机组的发电计划，只不过对于火电机组有偿调峰基准值以下部分的出力，必须考虑价格按照规则才能调用。市场启动条件是日内调度运行环节比较关键的问题。各省规则中，只有福建对调峰市场的启动条件做了明确说明：省调在日前或者日内进行负荷预测和计算负备用，当预计交易时段内负备用小于最小裕度值，需要将1台及以上机组降至有偿调峰基准值以下时，启动深度调峰交易。其余省份规则中对市场启动条件均未作明确说明，大致称由调度机构根据电网运行需要调用机组进行深度调峰。福建规则中也没有对负备用计算方法及最小裕度值作明确说明。

调频与调峰的配合

超短期预测虽然准确度较高，但不可避免的也会有误差，调峰市场一般以滚动计划的模式开展，如果没有机组调频，无法满足电力系统频率和联络线功率控制要求，影响电力系统安全稳定运行。

山东和山西的辅助服务市场均包括调频辅助服务。山东规则中，电厂日前申报参与AGC调节的补偿价格，由电力调度机构根据运行情况确定电网AGC辅助服务需求容量，根据日前报价由低到高依次调用，按照日前市场出清价格结算，参与 AGC 辅助服务的机组不再参与有偿调峰交易竞价。山西调频市场每周组织一次，市场运营机构提前发布调频辅助服务市场需求，具备条件的各发电企业报价，市场运营机构依据报价、历史调频性能等数据调用，形成统一的市场出清边际价格，调频机组容量需求按照系统开机总容量的一定比例来确定，市场初期比例暂定为25%左右，电力调度机构可视系统运行需要与新能源出力预测等情况调整。

福建省调每日调用一定台数机组用于AGC调频，被调用机组不参与深度调峰市场，并可获得月调节性能及以下水电站、风电场和光伏电站的出力预测偏差考核费用，还可获得AGC投运基本补偿费用。福建规则中称，待调峰市场相对成熟后，建立电厂出力偏差市场化处理机制。

电网阻塞处理

在发生电网阻塞等特殊情况时，作为市场运营机构的电网调度部门可增加部分机组出力，或者临时调用部分机组深度调峰甚至启停调峰，以此来控制电网输电断面潮流不越限，保障电力系统安全稳定运行。

新疆市场规则中明确：因电网网络阻塞原因，按照调度指令要求，负荷率高于有偿调峰基准的火电厂不支付深度调峰费用。福建市场规定：由于电网安全约束对出力有特殊要求的机组，不参与深度调峰补偿费用的分摊。甘肃市场规定：电网安全约束条件限制时，相应电厂不参与调峰辅助服务市场补偿及分摊。山东市场规定：因电网约束造成机组深度调峰时，其报价不参与电价出清，因电网约束导致停机的机组不参与补偿和分摊。山西调峰辅助服务市场是双向报价、集中竞争，其规定由于电网传输阻塞等原因造成的弃风、弃光电量不纳入调峰范围。

05

结 语

我国的辅助服务市场设计以省为主体，各省在规则设计时，都是充分考虑了本省的电源结构特点和用电负荷特性，结合电网实际情况，并综合考虑了未来的现货电力市场发展需要。各省调峰辅助服务市场运营规则对市场成员及其职责、深度调峰交易细则、启停调峰交易细则等进行了细致的说明。各省辅助服务市场虽已陆续进入正式运行，但整体来看，市场机制仍然不够健全和完善，随着电力市场改革步伐的不断推进，将会不断扩大市场主体范围、完善交易品种，使市场更加公平、灵活。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年08期，作者李有亮、谢小艳、陈天宇、王波、王海港供职于国网安徽省电力有限公司