王新亚，王青三，王川川

(1.国家电投集团河南电力有限公司，郑州 450046；2.国电投南阳热电有限责任公司，河南 南阳473000；3.国家电投集团河南电力有限公司平顶山发电分公司，河南 平顶山467312)

0 引 言

电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务[1-4]。电力调峰辅助服务交易主要是通过降低火电机组出力，解决风电、光伏清洁能源发展与弃风、弃光的矛盾，为电网对新能源实际消纳提供依据[5-8]，是贯彻落实中发〔2015〕9号《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的具体体现。随着中国电力市场化改革的持续推进，依靠市场化手段激励各类市场主体提供电力辅助服务已成为必然趋势[9-10]。在此背景下，为完善和深化河南电力调峰辅助服务分担机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进风电、光伏等清洁能源的消纳，提高电网调峰能力，2019年8月20日，河南能源监管办制定印发《河南电力调峰辅助服务交易规则(试行)》，并于2020年1月1日正式启动运行。

1 电力调峰辅助服务交易机制分析

1.1 交易主体

河南电力调峰辅助服务坚持“谁受益、谁承担”原则，按需调用，公平调度。电力调峰辅助服务交易初期，卖方暂为统调公用燃煤煤电机组，买方为集中式风电和光伏及出力未减到有偿调峰基准的统调公用燃煤煤电机组，“外电入豫”电量和省内自备电厂暂不参与河南省内调峰辅助服务交易费用分摊[11]。

1.2 调峰辅助服务交易补偿基准及价格机制

河南省煤电机组有偿调峰基准为初始额定容量的50%，深调时段机组负荷率高于50%的火电机组，要支付相应的分摊费用，用以对参与深度调峰的机组进行补偿。机组采用“阶梯式”负荷率分段式报价，实行日前报价，统一出清，具体报价基准见表1。机组启停调峰交易根据电网安全稳定运行需要安排，实行日前报价，按台次结算。煤电机组参与调峰辅助服务交易，不影响机组原有合同电量的执行。

表1 河南区域有偿调峰机组考核服务报价基准Table 1 Quotation benchmark for assessment service of paid peak-shaving units in Henan

1.3 调峰辅助服务交易费用核算机制

根据规则，深度调峰期间，省网发电机组调峰辅助服务补偿费用计算方式如下。

1)深度调峰服务费为该机组各分段区间价格乘积的合计数。

2)深度调峰电量是指煤电厂在各深度调峰分档区间内平均负荷率低于深度调峰基准形成的未发电量。

3)全网深度调峰服务费为机组各分段区间对应深度调峰电量与各分段区间对应出清价格乘积的合计数乘以调档系数Ki，i取1～3。

4)为合理调控深度调峰服务费总盘子范围，设置调节系数K，即全省调峰辅助服务实际结算费用与出清费用的比值系数，取值0～2，具体根据市场运行实际情况对K进行调节[11]。

2 省网调峰深度情况分析

考虑到2020年1～6月受新冠肺炎疫情影响，河南省全社会用电量低于正常水平，结合2020年7月～2021年6月河南省调峰辅助服务交易日出清数据、实际结算数据，搭建河南省网调峰辅助服务交易出清数据库、结算数据库，通过大数据分析对每月调峰深度、交易结算调整系数进行预测，并根据机组参与调峰辅助服务交易期间度电燃料成本变化情况[12-14]，动态调整煤电机组每天参与调峰辅助服务交易策略，确保单月收益最佳。

为便于衡量不同月份调峰辅助服务深度，引入日均等效深调小时数、深调分摊电量与补偿电量比值系数概念。日均等效深调小时数为煤电机组24 h内调峰辅助服务补偿电量与煤电机组装机之比。深调分摊电量与补偿电量比值系数为省网调峰辅助服务交易分摊电量与煤电机组调峰辅助服务交易补偿电量之比。

表2为2020年7月～2021年6月河南省煤电机组调峰辅助服务交易出清情况。从表2可以看出，2020年7月～2021年6月等效日均深调小时数基本呈冬季高、夏季低的趋势。其主要原因为近年来河南省风电装机快速增长，截至2021年6月底已达到1522万kW，1～4月为河南区域大风季风电出力大，加之“疆电入豫”、“青电入豫”电量快速增长，在省网用电需求增速偏低情况下，除极寒天气外，煤电机组等效日均深调小时数在0.5 h以上。迎峰度夏期间，在民用负荷带动下，省网用电负荷快速增长、风电出力降低，煤电机组运行负荷率较高，甚至在部分高温时段出现电力供应紧张，局部时段出现错峰有序用电现象，煤电机组等效日均深调小时数在0.2 h左右。基于上述原因，煤电机组调峰辅助服务度电补偿均价也呈冬季高、夏季低趋势。饶宇飞等[15]预测2020年河南省冬季负荷率低速增长下，无论电源按规划建设、还是冻结纯凝煤电建设，电网通过纯凝煤电机组深度调峰或弃风、弃光调峰均面临异常严峻的调峰形势，基本与当前河南省网实际调峰深度情况一致。

表2 河南省网煤电机组补偿情况分析Table 2 Analysis of compensation situation of coal power units in Henan province power grid

3 省网调峰辅助服务交易出清情况分析

“外电入豫”电量、自备电厂暂不参与河南省调峰辅助服务交易补偿费用分摊[11]。换言之，河南省内煤电机组为外来新能源电量、省内自备电厂、新能源电量足额消纳而调峰运行，调峰辅助服务交易补偿费用由省内新能源装机、部分时段未参与调峰辅助服务交易的煤电机组共同承担。表3为2020年7月～2021年6月河南省网调峰辅助服务交易出清结果，考核费用为煤电机组深调时段电网调用负荷率与实际负荷率的偏差所产生的考核费用。

表3 省网深度调峰出清情况分析Table 3 Analysis on clearance of provincial grid depth peak shaving

通过分析可以发现，参与分摊的新能源装机、煤电机组度电分摊费用与“分摊电量与补偿电量比值系数”呈负相关性，“分摊电量与补偿电量比值系数”高的月份参与分摊的新能源装机、煤电机组度电分摊费用低。以2021年6月份为例，“分摊电量与补偿电量比值系数”为5.71，相当于由5.71 kW·h分摊电量来补偿1 kW·h煤电机组补偿电量，此时参与分摊的新能源装机、煤电机组度电分摊费用为50.81元/(MW·h)。而2021年2月份“分摊电量与补偿电量比值系数”为1.49，参与分摊的新能源装机、煤电机组度电分摊费用为185.53元/(MW·h)。

在省网低负荷煤电机组参与深度调峰时段，省网负荷一定时，外来电负荷越高，省内煤电机组等效日均深调小时数越高，省内新能源装机需要承担的分摊费用就越高，在外来电负荷的挤压下，省内调峰辅助服务交易“分摊电量与补偿电量比值系数”越小，省内参与分摊的新能源装机、煤电机组度电分摊费用就会越高。尤其在冬季，煤电机组等效日均深调小时数较高，煤电调峰辅助服务交易报价也随之升高，并由此引起省内新能源装机、参与分摊的煤电机组度电分摊费用升高。

4 省网调峰辅助服务交易情况分析

河南省网调峰辅助服务交易结算以月为周期，基于上述分析，每月调峰辅助服务结算调整系数高低可以通过当月累计新能源、未参与深调的煤电机组度电分摊费用高低进行预测。当前，受新能源电价补贴滞后、调峰辅助服务交易度电分摊费用过高带来的现金流压力影响，新能源无法承受过高的度电分摊费用，当月累计新能源度电分摊费用偏高时，电网会兼顾新能源装机经营承受能力，统筹部分新机调试、两个细则考核费用对煤电机组补偿费用进行补充，并酌情对该月调峰辅助服务交易结算调整系数进行下调。如煤电机组能够动态分析了解当月新能源整体分摊情况，就可以提前预判当月深调电量的实际结算调整系数，合理制定当月剩余天数内的交易策略，从而提升当月整体收益。

4.1 深调结算调整系数预测与报价策略分析

为进一步分析河南省网调峰辅助服务交易出清结果与实际结算结果之间的联系，建立2021年1～6月河南省网调峰辅助服务交易结算数据库，通过月中对当月累计出清度电分摊费用高低预测当月实际结算费用调整系数，并据此调整当月剩余天数内的报价策略。表4为2021年1月1日～2月20日省网调峰辅助服务交易每日出清结果。从表4可以看出，1月份省网度电分摊费用较低，由此预计实际结算调整系数会高于2月份。以某公司2台1 000 MW煤电机组为例，2月1～19日深调补偿电量3346万kW·h，度电补偿用341.05元/(MW·h)，但省网累计新能源、煤电度电分摊费用为196.22元/(MW·h)，高于2021年1月份81.04元/(MW·h)，并据此预计2月份实际结算调整系数会低于1月份，机组调峰辅助服务实际收益会降低。在此情况下该公司及时调整2月20～28日报价策略，根据前一日出清结果，适时提高交易报价，从而确保结算调整系数下调后仍能取得较好收益。以此类推，假定2月1～20日省网累计度电分摊费用在100元/(MW·h)左右，据此预测实际结算时结算调整系数较高，如有可靠预测表明20～28日等效日均深调小时数在0.5左右，则20～28日应适当降低报价或保持报价不变，确保中标更多深调补偿电量。假定2月1～20日省网累计度电分摊费用在100元/(MW·h)左右，据此预测实际结算调整系数较高，如有可靠预测表明20～28日等效日均深调小时数在1.0以上，则20～28日应适当提高报价，因为调峰需求很高，只要报价就会大概率中标，提高度电补偿报价即能提高总体收益。

表4 省网深度调峰出清情况分析Table 4 Analysis and prediction of the clearance of provincial network depth peak adjustment

4.2 深调结算调情况分析

从表3可以看出，2021年1～6月，省内新能源装机、参与分摊的煤电机组度电分摊费用分别为115.18元/(MW·h)、185.53元/(MW·h)、98.05元/(MW·h)、91.60元/(MW·h)、66.81元/(MW·h)、50.81元/(MW·h)，其中，3～6月基本呈递减趋势且不高于100元/(MW·h)，在此情况下，新能源分摊费用承受能力相对较强，据此预测3～6月实际结算时调整系数会较高。

表5为河南省网2021年1～6月调峰辅助服务交易实际结算情况，1月份结算调整系数为K1=0.6、K2=1、K3=1；2月份结算调整系数为K1=0.3、K2=0.3、K3=0.3；3月份结算调整系数为K1=0.4、K2=0.6、K3=1.0；4月份结算调整系数为K1=0.5、K2=0.7、K3=1.0；5月份结算调整系数为K1=1.0、K2=1.0、K3=1.0；6月份结算调整系数为K1=1.0、K2=1.0、K3=1.0。2021年1～6月调峰辅助服务交易结算调整系数变化趋势与预测基本一致，表明省网调峰辅助服务交易结算调整系数是可以经过大数据分析进行预测的。表5为2021年1～6月省网深调结算情况，表5中1～6月省网调峰辅助服务交易累计结算费用4 600万元分别为省网“两个细则”考核资金补充。由表4、表5可知，省内新能源装机调峰分摊电量、分摊费用在省网调峰分摊电量、分摊费用中占比较高，是省网调峰辅助服务结算费用的主要承担者。从长远来看，为保证河南省调峰辅助服务市场的健康运行，外来电量应视同省内新能源电量参与调峰辅助服务分摊[14]，利用市场杠杆与调度策略并行的调控手段，激发源网荷各主体调峰意愿，联动多主体协同参与调峰，共同促进西北地区新能源的全面消纳，这与当前河南省调峰风辅助服务市场实际需求一致[15-16]。

表5 2021年1～6月省网深调结算情况Table 5 Settlement of provincial network deep adjustment from January to June 2021

5 结 语

1)当前河南省煤电机组调峰深度、煤电机组调峰辅助服务度电补偿均价呈冬季高、夏季低趋势。

2)河南省省内新能源装机是全省调峰辅助服务补偿费用的主要承担者。在外来电快速增长又不参与河南省调峰辅助服务补偿费用分摊的大背景下，长远来看，不利于河南省新能源的快速发展。

3)调峰辅助服务交易结算调整系数与省网月累计度电分摊费用的高低呈负相关性。煤电机组通过对省网月累计度电分摊费用进行大数据分析，提前预测当月实际结算调整系数，进而不断优化自身报价策略，增加调峰辅助服务收益，避免个别月份实际结算系数低于预期而导致实际收益大打折扣。