WXRedian | CES电气 | 国网安徽省电力公司吴旭、马斌等：安徽电力调峰辅助服务市场设计与应用

安徽电网调峰资源通过市场化机制实现优化配置，特别是设计适配安徽实际情况的调峰市场交易品种和交易组织流程。这些设计包括调频与调峰兼顾的报价机制、经济与环保兼顾的调用机制、全网与局部兼顾的分摊机制等。

国网安徽省电力有限公司的吴旭、马斌、李有亮、徐自力在2024年第7期《电气技术》上撰文指出，经过试运行，安徽电力调峰辅助服务市场成功地调动了发电企业参与调峰的积极性，有效缓解了安徽电网的调峰压力，同时也为新能源全额消纳发挥了重要作用。

市场化机制是实现电网调峰资源优化配置的有效途径，特别是针对特定地区的实际情况进行适配设计，能够取得更好的效果。安徽电力调峰辅助服务市场的成功实践可为其他地区提供有益参考。

近年来，安徽新能源发电行业发展迅猛，新能源装机占全省电源比例已达1/4，新能源最大出力占用电负荷比重接近50%。新能源发电量的爆发式增长给安徽电网的调度运行管理带来了困难。为促进新能源消纳，进一步调动发电企业提供辅助服务的积极性，2018年3月，国网安徽省电力有限公司在国家能源局华东监管局和国调中心的领导下，开展安徽电力调峰辅助服务市场建设，并于年底建成安徽电力调峰辅助服务市场技术支持系统。

传统模式下电力调峰辅助服务主要参考“两个细则”来开展，电力调度机构通过计划的方式安排机组降出力运行甚至停机，并以“一刀切”的方式予以补偿。常规机组调峰运行需要付出的成本既包括降出力运行引起的燃料成本，在市场化条件下还包括由于调峰时段少发电量引起的机会成本，通过调峰成本测算以制定统一补偿标准的方式难以执行。

现阶段，新的调峰方案不断出现，随着电源负荷结构发生转变，以及电力市场化改革的推进，电网调峰需求逐步增加、发电侧市场主体提供调峰辅助服务的意愿逐步降低，在电网调峰安排中引入市场化机制是挖掘电网调峰资源、推动电力市场化改革的必要举措。

国内外研究学者针对电网调峰运行优化展开了大量理论研究，验证了常规电源机组、储能、用户侧可控负荷等均可作为良好的调峰资源，能够在保障电网安全稳定运行的前提下，实现可再生能源的消纳，为调峰市场机制的落地应用奠定了理论基础。

电力调峰辅助服务市场机制的设计需要综合考虑地区电网运行的物理特性和市场建设的基本条件，合理选取调峰市场的主体范围、报价和出清模式、调峰费用结算和分摊的方法。结合常规的市场调峰设计原理和安徽电网的实际情况，本文重点分析安徽电力调峰市场设计中的机组报价调用机制和调峰费用分摊机制，并对局部深度调峰交易进行阐述。最后，对安徽电力调峰市场试运行的实际结果展开分析，验证了市场机制设计的有效性。

1 市场规则设计

安徽电力调峰辅助服务市场的规则可参考《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》（华东监能市场〔2019〕99号），本节简述安徽调峰市场的设计要点。安徽电力调峰市场的交易品种包含深度调峰交易、应急停机调峰交易及电储能调峰交易。

1.1 交易品种设计

深度调峰（简称“深调”）是指并网发电机组根据系统运行需要，调减出力至有偿调峰基准值以下所提供的辅助服务。火电机组有偿调峰基准值暂定为其额定容量的50%，采用分挡优先出清，深度调峰分挡报价见表1。

深度调峰交易模式为日前报价、日内调用、实时出清，深度调峰补偿费用由所有市场主体按在深度调峰交易时段上网电量比例共同分摊，深度调峰交易分摊机制如图1所示。

表1 深度调峰分挡报价

图1 深度调峰交易分摊机制

应急停机调峰是指发电机组根据日内电网调峰需要，按照电力调度指令调停备用，并具备根据电力调度指令随时再次并网条件所提供的辅助服务。市场初期，应急停机调峰交易的卖方为10万kW及以上公用燃煤火电机组，买方为所有市场主体。应急停机调峰交易分机组报价，不同容量等级设定不同报价上限。应急停机调峰报价见表2。应急停机调峰交易根据机组报价按台次结算，实行月清月结，按照市场主体月度深度调峰分摊费用承担比例进行分摊。

表2 应急停机调峰报价

1.2 交易组织过程

1）市场申报。每个工作日10:00前，由电力调度机构组织燃煤电厂申报次日深度调峰服务价格和应急停机调峰服务价格，缺省值为最近一次有效报价，首次未申报则视为零报价。

2）日前预出清。运行日19:00前，电力调度机构编制并发布次日发电计划。

3）实时出清。实时运行阶段，由电力调度机构根据机组日前报价排序，结合超短期负荷预测和电网运行情况组织实时市场出清，滚动计算并开展安全校核，修正发电机组预计出力曲线，安排机组参与调峰辅助服务。

4）计划执行与考核。发电机组由于起停机、非计划停运或其他自身原因降低出力至有偿调峰基准值以下的，不视为提供深度调峰辅助服务。

由于自动发电控制（automatic generation control, AGC）主站下达调频指令造成发电机组深度调峰交易结果未执行或者执行不到位，不执行深度调峰交易结果考核；AGC严格跟踪负荷曲线和AGC未投用时，对深度调峰交易结果进行偏差考核。非发电机组原因造成的偏差电量不予考核。

实际执行偏差的绝对值小于中标电量的2%时，若实际电量＞中标电量，按照调峰实际电量和中标电价结算；若实际电量＜中标电量，按照调峰实际电量和实际出力对应的挡位报价结算。实际执行偏差的绝对值大于中标电量的2%时，若实际电量＞中标电量，按照调峰中标电量和中标电价结算；若实际电量＜中标电量，机组深度调峰服务费按照调峰实际电量和实际出力对应的挡位报价结算，另外收取的交易违约金为中标价格的2倍。

5）费用结算。完成偏差考核后，根据市场主体的实际执行情况和时段内的出清价格予以结算。对于未中标但需要调用的机组，该机组出清价格为最近一日各发电机组该挡深度调峰或同容量等级应急停机调峰平均出清价格。对于中标但未能调用或者仅能部分调用的机组，该机组按实际提供的调峰辅助服务获得补偿，不考核电量偏差。

2 结合安徽电网特点的市场适配机制

2.1 调频与调峰兼顾的报价分挡机制

目前，国内其他区域或省级调峰市场中，中标机组只参与调峰不参与二次调频，即机组在深度调峰时AGC退出或切换为跟踪计划曲线模式。调频的任务则根据调频需求通过指定或竞价的方式由专门的调频机组承担。

这种模式实现了调峰与调频的解耦，但也带来了以下问题：一方面，当系统负备用严重不足需要更多的调峰资源时，有深度调峰能力的调频机组却无法参与调峰；另一方面，当系统出现异常导致频率波动较大需要更多的调频资源时，有调频能力的调峰机组无法参与调频。此时，调峰与调频资源均受到了限制，顾此失彼，给电网安全运行带来风险。安徽调峰市场打破传统的解耦模式，从市场报价分挡机制着手，提出一种兼顾调频的深度调峰策略。

当调峰市场启动时，根据“机组是否中标”和“机组上下限标记”，对机组的调节上下限进行自动调整，并动态划分为中标组和未中标组。中标机组自动切换控制模式，其中：中标第一挡和第二挡的机组，参与区域控制误差（area control error, ACE）调整；中标第三挡和第四挡的机组，自动退出AGC，跟踪发电计划曲线。中标组和未中标组间采用优先级分配，中标组的上调优先级最高，未中标组的下调优先级最高，组内采用可调容量比例分配策略。

在所提策略下，安徽调峰市场实现了调峰与调频资源的充分利用。目前，安徽火电机组最小出力普遍在40%左右，且都开展了40%～50%区间AGC性能试验，后续将进一步深挖机组调峰潜力，将机组出力及AGC调频下限降至30%，将深度调峰与调频的结合区间由40%～50%扩大至30%～50%。调峰市场的调频机制如图2所示。

图2 调峰市场的调频机制

2.2 经济与环保兼顾的机组调用机制

结合社会福利最大化原则，根据报价挡位由低到高依次调用深度调峰。针对报价相同时如何调用的问题，国内市场目前主要采用以下两种方式：一是根据申报深度调峰电力等比例调用；二是按照报价时间的先后顺序依次调用。安徽调峰市场首次提出一种考虑环保因素的机组调用机制，在相同报价时按节能减排系数由大到小依次调用调峰机组，其中节能减排系数定义为

式1

在此机制下，环保性能差的机组少发电、多深调，环保性能好的机组多发电、少深调，可以降低燃煤火电机组煤耗量及烟气污染物排放量，提高电力系统调度的节能环保水平。

2.3 全网与局部兼顾的费用分摊机制

安徽调峰市场初始设计时主要考虑解决全网调峰需求，即当全网负备用不足时按价格排序调用机组深度调峰解决负备用问题，但在模拟运行时发现，因电网结构、新能源分布的不均衡及电网设备检修等原因，安徽电网春秋季阻塞严重，模拟过程中频频出现市场未开启、局部地区机组却已进入深调的情况，局部深调主要集中在新能源装机比重较大的皖北地区，调峰补偿收入也大多集中在上述地区的市场主体范围内。

按照原有规则，调峰费用由全网所有市场主体按照深度调峰交易时段上网电量比例共同分摊，导致部分阻塞区外有调峰能力却无法参与调峰的火电机组承担了不必要的费用，不利于消除市场运营过程中各方主体利益分配不平衡引起的矛盾。

因此，在后续规则修订时新增了局部深度调峰交易的相关条款。局部深度调峰判定如下：全网负备用充足（或原来全网负备用不足，但经全网调峰后，全网不存在负备用缺口），但受电网断面阻塞的影响，阻塞区域内的火电机组按照电力平衡的要求将机组出力降至有偿调峰基准值以下运行，阻塞区外更为优质、低价的机组调峰资源未被调用，此时的深度调峰为局部深度调峰。

式2-4

全网调峰与局部调峰的比较见表3。当全网调峰、局部调峰同时出现时，由于阻塞区内被调用机组对全网与局部的调峰贡献难以界定，该机组的调峰费用由全网所有市场主体共同分摊。

表3 全网调峰与局部调峰的比较

局部深调交易的引入解决了原有规则局部深调费用分摊不公的问题，也为新能源发电企业投资提供了价格信号指引。

3 市场运行实践

3.1 市场模拟运行概况

2019年1月，华东能监局发布“关于印发《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》和启动安徽电力调峰辅助服务市场模拟运行工作的通知”，按照通知要求，安徽电力调峰辅助服务市场自2019年3月起正式启动模拟运行。

经过7个月的模拟运行，发现局部调峰次数多、市场激励作用未达预期等问题。9月26日，华东能监局印发了《关于安徽电力调峰辅助服务市场转入试运行的通知》，对运营规则部分条款进行了修订，包括增加局部深度调峰交易品种、适当放宽挡位报价上限等。2019年10月，安徽电力调峰辅助服务市场转为结算试运行，为春秋季及节假日的安徽电网调峰发挥了重要作用。

3.2 局部深度调峰的调用

以安徽电网淮宿分区为例，电网结构如图3所示，500kV线路501～504的断面限额为2 600MW。某日中午，该分区内光伏大发，初步校核计算断面501～504线路存在过载风险，启动局部深度调峰。局部深度调峰出清结果见表4。

图3 淮宿分区电网结构

表4 局部深度调峰出清结果

3.3 局部深度调峰费用的分摊及其影响分析

针对局部调峰问题，分别采用全网分摊模式和局部分摊模式进行测算并作比对分析。其中，全网分摊模式的分摊原则为：由全网所有市场主体按照深度调峰交易时段上网电量比例共同分摊。局部分摊模式的分摊原则为：由阻塞区域内所有市场主体按照深度调峰交易时段上网电量比例共同分摊。

考虑上述两种分摊模式，测算2019年5月的调峰费用补偿与分摊情况。不同的局部调峰费用分摊模式对各类机组收益的影响见表5，不同的费用分摊模式下光伏电站收益对比如图4所示。

可以看出，由于局部分摊模式充分考虑了阻塞对市场的影响，避免了阻塞区外调峰能力强的大机组承担不必要的分摊费用，加大了阻塞区域内的光伏电站分摊力度，因此该模式下火电机组的分摊费用有所减少，净收入相应提高；同时，光伏电站分摊费用有所增加。与全网分摊模式相比，局部分摊模式下各方主体利益分配更加合理，可以为新建光伏电站规划选址提供参考，发挥了市场应有的导向作用。

表5 不同的局部调峰费用分摊模式对各类机组收益影响

图4 不同的费用分摊模式下光伏电站收益对比

3.4 2023年市场试运行情况总结

2023年安徽电力调峰市场试运行总体情况如下。

1）深度调峰情况

全年累计深调电量9.10亿kW∙h，累计产生深调费用3.14亿元，平均出清价格0.345元/(kW∙h)，实际最高出清价格0.8元/(kW∙h)，最低出清价格0.2元/(kW∙h)，全年平均分摊价格0.015 7元/(kW∙h)。18座电厂实现盈利，平均盈利800.60万元，最高盈利3 128.04万元。

2）分摊情况

2023年全网调峰费用为8 971.61万元，局部调峰费用22 127.48万元，应急停机调峰费用300万元。不同类型机组全年分摊情况对比见表6，其中火电分摊占比最高，为62.28%，光伏次之，为27.18%。

表6 不同类型机组全年分摊情况对比

3.5 市场运行中发现的问题及调整

通过近几年的实际运行，安徽调峰市场发现了一些问题，例如：部分电厂因承担工业供汽任务参与调峰市场的积极性不高；应急停机调峰的界定还需进一步明确；市场的执行偏差考核力度略显不足等。在后续的市场运行中将持续追踪这些问题，进一步完善市场运营规则。

4 结论

从解决新能源消纳和电网调峰困难等问题出发，建设符合安徽“省情”“网情”的调峰市场，形成了“调频与调峰兼顾、经济与环保兼顾、全网与局部兼顾”的市场机制，充分调动了发电企业提供辅助服务的积极性，有力促进了安徽清洁能源消纳，取得了预期成效。后续将根据政府部门的要求及电网运行的需求，进一步优化调峰市场价格机制，推动实现调峰市场与电力现货市场的衔接与融合。

本工作成果发表在2024年第7期《电气技术》，论文标题为“安徽电力调峰辅助服务市场设计与应用”。本课题得到国网安徽省电力有限公司科技项目的支持

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国网安徽省电力公司吴旭、马斌 等 ：安徽电力调峰辅助服务市场设计与应用

本工作成果发表在2024年第7期《电气技术》，论文标题为“安徽电力调峰辅助服务市场设计与应用”。本课题得到国网安徽省电力有限公司科技项目的支持

国网安徽省电力公司吴旭、马斌等：安徽电力调峰辅助服务市场设计与应用