9月30日，按照國家能源局華東監管局要求，華東電力調峰輔助服務市場進入模擬運行。進入模擬運行后，華東電網調峰資源從無償置換走向市場化有償調劑，對國網華東分部及華東區域四省一市電網的運行要求、技術力量、人員力量提出新的挑戰。國網華東分部將依托大電網優勢，堅持以市場機制引導調峰資源優化配置，為電網安全運行與清潔能源的大規模消納保駕護航。

大規模消納清潔能源 電網調峰面臨挑戰

近年來，華東電網最高負荷雖然屢創新高，但是春秋季輕負荷時段負荷增長緩慢，一般在3%左右;另一方面，用電峰谷差逐年增加，2017年全網最大用電峰谷差7635萬千瓦，同比增長3.69%，平均用電峰谷差4711.2萬千瓦，同比增長10.45%。春秋汛期直流西南送端因水電大發，長時間滿功率來電。2017年復奉、錦蘇、賓金三大水電直流汛期滿送時間長達1442小時，主要集中在6至11月。9至11月華東電網用電負荷下降后，區外水電來電占工作日負荷比例20%左右，成為網內調峰困難的主要原因之一。

除區外因素外，區內核電、風電、光伏發電裝機激增也給調峰帶來了新挑戰。截至2017年年底，華東網內核電總裝機達到1728.6萬千瓦，占秋汛期低谷負荷的13%，但核電不具備日調峰特性;同時，網內風電、光伏裝機3461.7萬千瓦，裝機容量已成規模，風電春秋季的反調峰特點加重了電網調峰困難。

未來幾年，華東地區火電等主要調峰電源投產放緩，而風光新電源以及三門、連云港等核電將持續投產;同時，特高壓靈紹、雁淮、錫泰直流來電量不斷增加，容量1200萬千瓦的吉泉直流即將投產，西北、華北的風光等新能源電力將大規模送至華東電網，給電網調峰帶來更大壓力。隨著區外來電和新能源機組的增加，江蘇、安徽等傳統調峰資源富余省份也將出現調峰困難。華東電網調峰矛盾日益凸顯，成為消納區內外清潔能源的瓶頸。

建立高效市場機制 激活網內調峰資源優化配置

2015年，“中發9號文”提出，根據電網可靠性和服務質量，按照誰受益、誰承擔的原則，建立用戶參與的服務服務分擔共享機制，并且要積極開展跨省跨區輔助服務交易。

2017年以來，在華東能源監管局統一組織和直接領導下，國網華東分部牽頭組織網內各單位，研究總結近年來的經驗，著手建立由中長期雙邊置換合約機制、日前調峰輔助服務市場、實時調度應急處理機制組成的電網調峰資源優化調用體系，在確保安全可靠，有利于平穩過渡的前提下，引導電廠提升自身調峰能力，緩解調峰困難。

華東電力調控分中心副主任胡宏介紹，在電網調峰資源優化調用體系中，華東電網日前調峰輔助服務市場是改革的重點。

“首先我們明確了市場定位。作為一個區域性調峰輔助服務市場，華東調峰輔助服務市場定位為省際日前市場，需要和‘省為實體’管理體制下的省級電力市場或輔助服務市場銜接，實現調峰資源的全網配置。”胡宏說。

他進一步解釋道，華東調峰輔助服務市場要求省級電網在參與華東市場前按照電網運行需求充分調用本省調峰資源。已經建成調峰市場的省(市)，應先通過本省調峰市場購買調峰資源;在本省調峰資源無法滿足平衡需求時，方可通過華東電力調峰輔助服務市場購買省外調峰資源，華東調峰輔助服務市場則通過交易合同自動匯總換算到省間聯絡線計劃口子的機制，在實際運行中形成了兩級市場的協調邊界。

其次是構建信息傳導有效機制。胡宏介紹，華東電網的調峰資源分布不均，上海、浙江、福建受區內外清潔能源消納影響，調峰資源短缺，江蘇、安徽調峰資源相對富余。但運行中調峰資源的余缺情況缺乏在省間傳導的有效機制，更加缺乏在跨省電廠間的傳導渠道。

面對這種現狀，在華東電力調峰輔助服務市場的框架設計中，國網華東分部通過時序保障機制，保證省市調度機構能在開市前獲得包含區外直流送電計劃在內的聯絡線初步計劃安排，做實日前調峰資源余缺預測，并通過信息發布平臺將全網調峰資源供需信息無差別地傳導到全網所有具有調峰能力的電廠，保證了市場信息的公開透明，為調峰資源富余省份電廠擴展了獲利空間。全網調峰輔助服務市場的統一出清，加速了調峰資源的價格發現過程，提高了調峰資源的市場流動性。

最后一環是做好統籌協調。“華東電網調峰難題涉及網內各省市發用電側、區內外多個電源品種的各方利益主體，協調起來比較復雜，存在如何讓區內外調峰服務受益主體在一個市場里實現調峰義務的共同、公平分攤，如何保障調峰服務提供主體得到合理的激勵補償等一系列難題。”胡宏說。

他介紹，華東電力調峰輔助服務市場框架設計從分攤機制上入手，創造性地提出跨省跨區電源品種的發電利用率水平計算方法，根據各調峰服務受益主體發電利用率與消納省市電網平均發電利用率間的差異，精準確定調峰義務的分攤比例。

在調峰輔助服務的供給側，華東電力調峰輔助服務市場通過“差價購電”并扣減相應年度計劃基數的模式，促使調峰資源賣方電廠準確估計調峰成本，合理報價;同時，采用市場限價、有償直接調用等市場干預手段，最大程度保障電網安全穩定運行和市場健康運行。作為市場的參與方，調峰資源賣方發電企業不發電即可獲得上網電價與調峰市場出清價差額收益，積極性大大提高;調峰資源買方發電企業公平分攤調峰輔助服務電量，并統一按照市場出清電價結算，體現出調峰多發電量的市場價值;調峰資源買賣雙方電網調度機構通則過市場高效配置手段，最大化提高電網穩定運行裕度，有力緩解了區內外清潔能源大規模消納的調峰制約。

多方共贏的良好局面推動了華東電力調峰輔助服務市場持續健康發展，各市場主體積極參與到了調峰市場的框架建設和模擬運行中，形成了華東四省一市電網及區內外利益主體的有效互動反饋機制。

模擬調電檢驗 備戰調峰輔助服務市場運行

自2017年華東電力調峰輔助服務市場工作組組建以來，經過5次集中工作、27次各類會議，工作組編制完成《華東電力調峰輔助服務市場運營規則(試行)》。協調單位涉及132家電網企業、各類發電集團和區內外火電、核電、水電、新能源等發電企業。

實踐檢驗成效，實戰積累經驗。為檢驗華東調峰輔助服務市場規則、市場競價流程的合理性和可行性，提前發現并消除技術支持系統中可能存在的缺陷，國網華東分部于今年4月28日至5月2日完成了華東電力調峰輔助服務市場第一次模擬調電工作，于7月啟動第二次模擬調電工作，目前共計完成11期模擬調電工作。

今年第10號臺風“安比”(熱帶風暴級)于7月22日中午在上海崇明登陸。本次臺風登陸正值周末，氣溫降低造成全網用電負荷明顯下降，特別是浙江電網出現了嚴重的低谷負備用不足問題。從應對臺風的需求出發，國網華東分部緊急增加了一次調峰市場模擬調電運行。

此次市場模擬調電有兩個顯著特點：其一，浙江電網申報的負備用購買需求為真實需求，非模擬需求;其二，其他省市電網因臺風影響負備用也相對緊張，非以前充裕狀態。浙江電網申報凌晨低谷50萬千瓦調峰需求全部通過市場得到滿足。華東直調2臺機組、上海電網2臺機組、江蘇電網3臺機組、安徽電網7臺機組、福建電網7臺機組中標，每個中標時段出清電價均為229元/兆瓦時。出清的電價差價較前期明顯上升，反映了市場負備用供需的緊張形勢，在實戰中正確反映了調峰資源的市場價值。

華東電力調峰輔助服務市場通過模擬調電的實戰演練，成功應對了包括節假日、惡劣天氣在內的電網調峰挑戰，充分驗證了市場機制對調峰資源配置的優化作用，為調峰輔助服務市場模擬運行打下堅實基礎。

作為我國最重要的負荷中心之一，以及一次能源匱乏地區，華東電網的未來能源發展將依托區內清潔核電、風電、光伏發電以及區外西南水電、“三北”清潔能源的大規模送入，必然離不開網內調峰資源的有力支撐。

創新從未止步，華東電力調峰輔助服務市場在“省為實體”的機制下，為區域性輔助服務資源優化配置以及區內外主體的多方協調打開了突破口。展望未來，國網華東分部將繼續依托大電網優勢，將電力市場改革創新動力與區內外清潔能源大規模消納需求有機結合，為華東電網安全穩定運行提供靈活高效的有力支撐。