华中区域电力辅助服务市场建设实践与思考

电力辅助服务市场建设是中发9号文明确的任务，是服务新形势下电力高质量发展的重要举措。笔者结合华中区域有关电力辅助服务市场实践，谈谈粗浅认识。

一、政策背景与华中实际

党中央、国务院对能源工作高度重视，“四个革命、一个合作”能源安全新战略、“构建清洁低碳安全高效的能源体系”“构建以新能源为主体的新型电力系统”等一系列论述是做好电力监管工作的根本遵循。中发9号文指出当前电力发展存在“市场交易机制缺失，资源利用效率不高，市场配置资源的决定性作用难以发挥，节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电与缺电并存”等问题，明确提出要“建立辅助服务分担共享新机制、积极开展跨省跨区辅助服务交易”等要求。

近年来，华中区域用电结构深刻变化，第三产业和居民用电高速增长拉大用电峰谷差，而风光等清洁能源快速发展不仅增加了系统低谷调峰压力，腰荷调峰困难问题也日益凸显，弃风弃水压力与日俱增。从华中区域整体来看，东四省河南、湖北、湖南、江西之间以及四川、重庆之间电力资源省间优化配置还有较大空间。从鄂赣渝三省市来看，重庆调峰矛盾最为突出，主要是电网规模较小，水电（包括外来水电）和降温负荷比重较大，外来电占比约30%且基本不参与调峰，最大降温负荷比重超过50%；江西调峰矛盾次之，主要问题是用电负荷自然峰谷差较大，风、光等新能源装机增长较快；湖北调峰压力相对较小，但也存在阶段性调峰困难，偶有调峰弃水损失，且新能源高速增长，调峰问题将逐渐凸显。

从服务电力高质量发展、解决系统调峰和清洁能源消纳困难问题出发，华中能源监管局按照国家能源局工作部署，结合华中实际，自2017年底以来，陆续启动华中东四省省间电力辅助服务市场建设、重庆电力调峰辅助服务市场建设、江西电力调峰辅助服务市场建设、湖北电力调峰辅助服务市场建设和川渝省间电力调峰辅助服务市场建设。重庆电力调峰辅助服务市场、华中区域电力调峰辅助服务市场分别于2019年6月、2020年5月进入正式运行，湖北、江西及川渝省间三个辅助服务市场目前分别处于试运行、正式运行初期及市场建设阶段。

二、实践与成效

重庆电力调峰辅助服务市场运行情况。2019年6月1日，经过前期充分准备，重庆电力调峰辅助服务市场启动正式运行，交易品种包括机组深度调峰和机组启停调峰。首次将三峡电站、二滩电站送重庆等“点对网”交易电量纳入受端省份辅助服务市场。截至2021年3月底，重庆电力调峰辅助服务市场启动深度调峰天数共计274天，启动天数超过正式运行以来日历天数的40%，启停调峰共计598台次。火电机组通过深度调峰腾出发电空间4.7亿千瓦时，为清洁能源充分消纳发挥了重要作用。近年来，特别是2020年，重庆来水情况历史罕见，水电发电量创历史新高，同比增长11%，调峰市场在挖掘发电空间方面发挥了不可替代的作用。

华中东四省省间电力辅助服务市场运行情况。2020年5月15日，华中东四省跨省电力辅助服务市场正式启动，包括省间调峰和省间备用两个交易品种。市场正式运行以后，各市场主体参与积极性不断提高，市场交易日趋活跃，为日前、日内电网运行跨省调节提供了灵活快捷的手段，在缓解电网新能源消纳压力、保障迎峰度夏电力供应方面发挥了积极作用。截至目前，市场共计启动82次，主要是湖北、江西、湖南为河南提供调峰服务。湖北、湖南、江西相关燃煤火电以及湖北白莲河、湖南黑麋峰、江西洪屏等3座抽水蓄能电站提供了调峰服务。提供跨省调峰最大电力239.5万千瓦，累计提供调峰电量约2亿千瓦时。省间备用市场启动两次，发生在2020年8月19日、20日，由河南、湖北为江西提供备用服务，提供跨省备用最大20万千瓦，有效满足了江西迎峰度夏晚高峰时段顶峰需求。

从上述两个市场运行结果看，成效显著、达到预期目的。

成效主要体现在四个方面：一是通过市场机制挖掘系统调峰潜力效果明显，重庆燃煤机组从“被动调峰”到“主动调峰”，深调幅度增加一倍，从5%扩大到10%。二是有效提高电力资源跨省优化利用水平，华中省间调峰市场为调峰资源跨省优化利用提供了市场途径，有效解决了富余清洁能源跨省消纳机制障碍。三是系统整体调节能力得到有效提升。计划模式下，电力调峰服务是一件“吃力不讨好”的事，谁都不愿提供，导致系统调峰潜力大规模闲置。市场模式下，多劳多得、“谁受益、谁承担”的机制迅速激活闲置调峰潜力，加上省间互济，极大提升了系统整体调节能力。四是增强了市场意识和规则意识，市场主体对市场规则的期待从“搞特殊化”向“寻求公平公正”转变，为市场化改革推进奠定基础。

三、思考与建议

从当前电力发展的任务和形势看，推进和深化电力辅助服务市场建设十分必要，也十分重要。

首先，电力辅助服务市场是服务电力高质量发展的有效手段。电力高质量发展从结果来看，需要达到供给侧结构优化调整、输配环节优化配置和用户侧高效利用。从优化思路来看，应从大到小逐层优化，第一是规划引领，实现全国层面底层优化；第二是市场引导，发挥市场和政府双重作用，解决区域范围内优化配置问题；第三是机制协调，实现省内资源高效利用。电力辅助服务市场服务于第二和第三环节，是解决当前电力资源利用效率不高、资源配置错位、窝电与缺电并存等问题的有效手段之一。

其次，电力辅助服务市场是提升系统调节能力的有效途径。以新能源为主体的新型电力系统为保障电力安全可靠供应，需要匹配与之相适应的调节能力。当前，火电灵活性改造、抽水蓄能电站、电储能、需求侧响应等调节能力建设获得广泛关注，调节能力的建设既不能一哄而上，也不能只发展一方面，要统筹考虑成本、规模、调节能力、发展时序等问题，而电力辅助服务市场能较好地将发电侧、用户侧、第三方调节资源同时纳入一个市场，从系统运行需求出发，通过规则引导、市场调节，有效促进相关调节资源协调发展，实现系统调节能力实用性与经济性相统一。

另外，电力辅助服务市场是提升电力系统安全稳定运行水平的重要措施。电力辅助服务市场按照建立辅助服务分担共享新机制的要求，通过市场方式奖优罚劣，激励市场主体不断改善调节性能以满足电力系统运行需要，切实提升系统安全稳定运行水平。据统计，“两个细则”（即并网发电厂辅助服务管理实施细则、发电厂并网运行管理实施细则）运行十余年来，日计划、AGC、一次调频、调峰等调节能力考核指标考核量均大幅下降，下降幅度达到20%~80%不等，充分说明辅助服务奖惩机制大幅提升了系统调节精度，为系统安全稳定运行作出了重要贡献。

总而言之，推进电力辅助服务市场建设有利于电力清洁低碳安全高效发展，有利于资源优化配置，有利于系统安全稳定运行。但也面临一些问题，如，省间壁垒问题，跨省交易干预多；用户入市问题、网对网交易入市问题，政策层面和操作层面还存在障碍；跨省区交易组织不规范、通道资源未入市问题等。对此，提出如下建议：

一是建议尽早明确网对网交易电量参与辅助服务市场。当前，跨省区交易规模越来越大，若网对网交易电量不参与受端市场，将极大影响市场公平性，不利于市场健康发展，影响市场主体参与辅助服务市场的积极性。建议尽快明确网对网交易电量参与送受端辅助服务市场的方式、原则等，为深化辅助服务市场运行提供政策支撑。

二是建议规范跨省区交易。当前跨省区交易主要分为国家指令性计划、政府间协议、电网企业间交易三类。跨省区交易价格普遍低于受端省份平均购电价格，价差收益受到各方关注，这是跨省区交易需求强烈却难以放开的关键所在，也是部分资源不合理流动的动力所在。规范跨省区交易对促进电力资源跨省优化配置意义重大，是新能源为主的新型电力系统需要解决的重要问题之一。建议建立以通道资源优化利用和高效利用为目标的跨省区交易规则，充分发挥市场配置资源的潜力和政府协调资源的优势，实现区域电力资源优化利用。

三是建议进一步深化发电权交易。电力调峰辅助服务本质上是发电权交易，但由于电力调峰辅助服务是日前、日内市场，无法解决中长期交易需求，而当前各省发电权交易普遍受到严格管制，跨省发电权交易几乎难以开展，阻碍了电力资源二次分配，即市场主体从清洁低碳节能经济等角度开展的发电权交易。既不符合电力清洁低碳发展要求，也影响了电力资源优化配置。建议制定完善发电权交易（或合同转让）管理办法，规范各地发电权交易行为，促进电力资源优化配置。

电力辅助服务市场建设是电力体制改革的一项重要工作，对解决制约电力高质量的有关问题具有重要现实意义，应当大力推进、深入实施。