政情观察｜《湖北源网荷储电力调峰辅助服务市场运营规则》解读

近年来，随着新能源并网规模快速增长，新能源装机占比不断提升，湖北在新能源消纳和电力保障供应方面面临诸多挑战，高峰时段电力供应不足和低谷时段新能源消纳困难的矛盾日益明显。预计未来几年内，新能源装机规模仍将快速增长，对电力系统的稳定性和调峰能力提出了更高要求。

华中能源监管局按照国家能源局有关要求，结合湖北电力系统转型发展趋势，自2022年开始组织湖北有关电力企业对调峰市场规则进行全面修订，进一步完善湖北电力调峰辅助服务市场机制，推进源网荷储协调发展。一是深入调查了解湖北、江西等地新型储能发展现状，研究确立其参与辅助服务的价格政策和市场机制。二是充分挖掘负荷侧资源巨大的调节潜力，发挥其灵活经济的优势，引导电网调度模式由“源随荷动”向“源网荷储协同互动”转变。三是构建各类调节资源广泛参与、充分竞争的平台，建立科学、合理、经济的“同台竞争”调用机制。本规则的制定，对保障各类调节性资源的合理收益，实现资源高效优化配置，促进电力有序供应和清洁能源消纳意义重大。

本版规则共九章七十四条，包括总则、市场成员管理、深度调峰（填谷）交易、启停调峰交易、削峰交易、计量与结算、信息发布、市场监管、附则和附件。与试行版规则相比，主要体现五个方面的变化：

（一）增加调峰辅助服务提供新主体

在煤电、燃气机组基础上，新增独立新型储能和虚拟电厂。

1.将独立新型储能纳入调峰（填谷）辅助服务提供者的范围。鼓励独立新型储能企业参与系统调节，在负荷低谷时段通过充电参与深调（填谷）市场交易获得收益。

2.虚拟电厂可参与填谷和削峰交易。规则首次将虚拟电厂，包括以独立方式参与市场的电力用户和以聚合方式参与市场的负荷聚合商（含具备负荷调整能力的售电公司）正式纳入电力辅助服务市场，鼓励虚拟电厂通过（含负荷聚合商）改变用电时段，在低谷时段增加用电（填谷）和在高峰时段减少用电（削峰）参与调峰市场。其中独立运营的电力用户可调节负荷不小于5兆瓦、连续调节时间不低于1小时；负荷聚合商可调节电力不小于10兆瓦、连续调节时间不低于1小时。规则还明确了虚拟电厂参与削峰交易与填谷交易的有效调节量计算公式。

（二）增加调峰辅助服务新品种

在煤电深度调峰交易和启停调峰交易基础上，新增填谷交易和削峰交易两个新品种。填谷交易是指在负荷低谷时段，需要独立新型储能进行充电、虚拟电厂增加用电为标的的交易。削峰交易是指在系统平衡结论正备用小于裕度值时，需要调用虚拟电厂减少用电为标的的交易。

（三）明确调峰辅助服务新价格

1.不同调峰服务提供主体同台竞价。按照“日前申报、集中竞价、边际出清”原则，充分调用各类型调峰资源，对相同贡献量给予相同价格补偿，按“效果付费”方式获得收益。

2.合理设置市场限价。按照“不高于新能源发电价值”原则，对标湖北省燃煤发电基准价，合理设置调峰市场报价上限。一是优化煤电机组报价，将5档报价调整为3档，报价上限由最高700元/兆瓦时降低至400元/兆瓦时。二是按照煤电机组第一档报价设置新型储能填谷报价上限为200元/兆瓦时；三是设置虚拟电厂填谷交易报价上限为400元/兆瓦时，设置虚拟电厂削峰交易报价上限为1000元/兆瓦时（非保供时期）和2000元/兆瓦时（保供时期）；四是按照合理补偿机组启停成本的原则，明确煤电、燃机启停调峰价格分别为2500元/兆瓦、200元/兆瓦。

（四）完善辅助服务费用分摊新机制

1.明确不同辅助服务品种费用分摊方式，各类型主体公平承担辅助服务责任。一是深度调峰、启停调峰、虚拟电厂填谷辅助服务市场费用原则上由发用两侧共同分摊，在用户侧参与分摊前由发电侧全额承担，发电侧按照市场运行时段所有市场主体上网电量比例分摊。二是考虑目前储能用于新能源消纳的实际情况，独立新型储能参与调峰（填谷）辅助服务费用由新能源承担。三是虚拟电厂参与削峰辅助服务费用原则上由用户侧按照月度用电量比例分摊，待国家政策明确后执行。

2.明确不同类型主体费用分摊原则。一是通过市场机制鼓励煤电机组降低负荷率，设置煤电负荷率修正系数，将原规则50%负荷率以下发电量不参与分摊修改为40%负荷率以下发电量不参与分摊。二是水电、新能源、独立新型储能、虚拟电厂、外来电等在结算时段内按综合上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊。

（五）建立与其它电力市场衔接新机制

1.明确与“两个细则”衔接机制。如果出现因阻塞产生的局部调峰困难，则无需启动全网调峰辅助服务市场，对局部参与调峰的市场主体按照“两个细则”相应条款进行补偿。调峰辅助服务市场因故中止或暂停期间，按照“两个细则”执行。

2.明确与现货市场衔接机制。推进现货市场与调峰辅助服务市场融合发展。现货市场试运行期间，未参与现货交易的市场主体按本规则参与调峰辅助服务市场运行。

（一）什么是“削峰填谷”？

削峰与填谷均是基于负荷侧的，削峰即削用电负荷之峰，具体操作是削减用电负荷；填谷是填用电负荷之谷，具体操作是增加用电负荷或者降低发电出力，如启动独立储能充电、虚拟电厂增加用电、煤电机组降负荷运行等。

（二）抽蓄是否纳入调峰服务市场？

抽蓄暂未纳入调峰服务市场，当前提供调峰服务的市场主体只有四个，分别是煤电、燃机、独立新型储能电站、虚拟电厂。但抽蓄是调峰服务费的分摊方之一。

（三）独立新型储能电站调峰服务收益如何计算？

独立新型储能电站可提供深度调峰（填谷）服务，即在用电低谷时段充电。新型储能填谷交易费用等于新型储能调节系数、调节贡献量和边际出清价格的乘积，若边际出清价格高于新型储能填谷报价上限，则按新型储能填谷报价上限计算。已中标新型储能运营主体某一时段的调节贡献量按有效调节功率乘以时间计算。

（四）虚拟电厂调峰服务收益如何计算？

虚拟电厂可提供深度调峰（填谷）、削峰服务。虚拟电厂深度调峰交易费用等于虚拟电厂调节系数、调节贡献量和边际出清价格的乘积，若边际出清价格高于虚拟电厂填谷报价上限，则按虚拟电厂填谷报价上限计算。已中标虚拟电厂运营主体某一时段的调节贡献量按有效调节功率乘以时间计算。虚拟电厂削峰交易费用等于虚拟电厂调节系数、调节贡献量和边际出清价格的乘积，若边际出清价格高于虚拟电厂削峰报价上限，则按虚拟电厂削峰报价上限计算。已中标虚拟电厂运营主体某一时段的调节贡献量按有效调节功率乘以时间计算。削峰交易费原则上由用户侧进行分摊，待国家政策明确后执行，《规则》暂未给出具体分摊算法，因此虚拟电厂削峰费用暂无法落实。

（五）煤电享受调峰收益还能否同时享受容量电价收益？

两种收益不冲突，可以同时享受。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，用于回收煤电机组一定比例的固定成本，纳入系统运行费用，由工商业用户按当月用电量比例分摊。煤电调峰服务费是参与深度调峰或启停调峰的煤电机组获得的收益，原则上由发用两侧共同分摊，当前暂由发电侧全额承担。

（六）新型储能参与辅助服务市场还能否参与现货市场？

新型储能可以同时参与两个市场，可以在现货市场购买谷电的同时在辅助服务市场享受填谷收益，这对新型储能发展是利好。

（七）风电光伏分摊调峰费用如何计算？

风电场和光伏电站需要参与分摊谷段调峰费用（燃煤机组深度调峰、虚拟电厂填谷、燃煤燃气机组启停调峰）、新型储能填谷费用。谷段调峰费用的分摊比例为风电（光伏）发电量占全省全口径发电量（含外来电）之比；新型储能填谷费用的分摊比例为风电（光伏）发电量占全省风光发电总量之比。需要指出的是，新型储能填谷费用全部由风电和光伏电站分摊。

（八）该政策会对湖北省能源市场带来哪些影响？

一是火电深度调峰收益存在下降可能，主要原因是调峰报价上限由最高700元/兆瓦时降低至400元/兆瓦时，降幅较大。二是对虚拟电厂带来利好，可通过填谷和削峰两种操作获得收益，收益模式已明确。三是风电光伏项目运营成本增加，盈利能力减弱。风电光伏项目不仅要分摊火电、虚拟电厂调峰填谷费用，还要分摊新型储能填谷费用，负担相对较重。