基于多资源协同优化的湖南调峰辅助服务市场设计与实践

刘畅，孙晋，陈斌，杨睿茜，陈琳依，朱双喆

(国网湖南省电力有限公司，湖南 长沙 410004)

0 引言

湖南多年来面临着可再生能源集中发电时的电网调峰困难[1]。根据数据统计，2020年湖南省可再生能源发电量同比均大幅增加，其中风电增幅超过30%，光伏增幅接近20%；新能源(风电、光伏)最大日电量同比增长达47%。在负荷侧，居民用电和商业用电保持较快速度增长，工业用电量比重仍然相对较低，电网平均峰谷差超过880万kW，同比上升9.91%，最大峰谷差率达59.87%。由于新能源发电量大幅增长，且风电具有明显的反调节特性，加之电网峰谷差持续增大，为保高峰电力供应，火电机组无法停机，各类因素综合导致电网低谷调峰十分困难。从结果上看，2020年湖南电网火电机组年内深度调峰超过7 200台次，最大调峰深度超过220万kW，但仍无法避免出现弃水弃风弃光的情况。据测算，今后湖南电网峰谷差将继续增大。同时，为推动我国能源清洁低碳转型和实现“碳达峰、碳中和”目标，新能源装机容量未来将继续保持快速增长，且保障清洁能源消纳的政策要求只会更加严格。可以预见，未来以新能源为主体的新型电力系统中，新能源消纳矛盾将持续深化，电网调峰将更加困难，这对电网调峰能力提出了更高的要求。

过去湖南火电机组深度调峰主要通过“两个细则”(即《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》)进行补偿[2-3]，由于缺乏市场激励，导致机组参与意愿低，电网深度调峰能力不足预期。解决该问题的关键环节是建立相应的电力辅助服务市场。2015年，标志着新一轮电力改革揭幕的“9号文”中提到要以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制[4]。截至2020年底，福建、甘肃、山东、山西、南方(以广东起步)、宁夏、江苏、新疆、重庆、河北、上海、安徽、陕西、青海等共计5个区域电网和27个省级电网先后出台了电力辅助服务市场规则，并已启动试运行或进入正式运行[5]。湖南电力辅助服务市场也于2020年11月开始试运行。

目前几乎所有省份的电力辅助服务市场还处于积累运行经验和逐步修改完善的阶段，加强经验交流，避免重复试错，对于既快又稳地推进电力辅助服务市场建设与完善有着重大意义。当前，该领域的学术文献主要集中于电力辅助服务市场的机制设计与优化出清等纯理论研究方面[6-10]，或介绍国外市场经验[11-13]，而针对调峰辅助服务市场，落地于国内具体电网、结合某电网具体特征进行探究并基于某电网市场实际运行情况进行分析的文献尚只覆盖了少数省份。文献[14]介绍了广西调峰辅助服务市场的规则设计，并分析了相关技术支持系统的工程应用情况。文献[15]构建了西南电网调峰辅助服务市场，并测算了年度交易规模和经济效益。文献[16]结合山西电网特点和政策背景，建立了现货与深度调峰联合优化机制，分析了连续7天结算试运行实际应用结果，体现了其对解决山西电网调峰能力不足与新能源消纳受限矛盾的有效性。尚未有文献对湖南电力辅助服务市场机制及运行情况进行分析。

结合湖南电网实际情况，本文介绍湖南电力辅助服务市场(以调峰辅助服务为主)的交易定义与启动条件、组织与执行、结算与分摊等各项规则。建立一种多资源协同的日前—日内两阶段调峰优化机制，实现调峰服务费的最小化。接着，设计融合多个子系统的调峰辅助服务市场系统，包含市场交易的各项功能，并能实现深度调峰的自动化。最后，根据湖南调峰辅助服务市场的运行情况，总结梳理相关经验和后续发展方向。

1 调峰辅助服务市场

湖南省电力辅助服务市场包含深度调峰交易、启停调峰交易、旋转备用交易等多项交易品种。市场主体由火电、水电、风电、光伏、抽水蓄能等发电企业，储能、调相等辅助服务提供商，电网企业，参与市场交易的用电企业等组成。其中深度调峰交易、启停调峰交易已有一定运行经验，本文主要针对该两项交易品种进行介绍和分析(简便起见，将该两项交易品种合称为“调峰辅助服务市场”)，并根据运行经验，以火电、抽水蓄能、储能作为调峰服务提供者。

1.1 交易定义与启动

深度调峰交易:系统负备用不足或可再生能源消纳困难时启动。卖方为火电厂(机组降低出力至核准容量50%以下的调峰服务)、抽蓄电站(抽水服务)、储能电站(充电服务)等。买方主要为相应交易周期内产生上网电量的湖南电网内市场主体，也包括通过湖南电网转送跨区跨省电量的省外市场主体。需要注意，火电机组提供深度调峰服务时，因其仍有上网电量，故既是卖方也是买方。

启停调峰交易:预计系统负备用不足且深度调峰交易无法满足电网调峰需求时启动。卖方为火电厂，即火电机组在负荷低谷期停机，24 h内完成一次停机解列和一次启动并网。买方与深度调峰交易相同。

1.2 交易组织与执行

深度调峰交易:每15 min为一个交易时段，全天共计96个交易时段。卖方日前申报信息，其中，火电机组从核准容量50%起每下调5%为一档，按照非递减原则逐档报价，抽蓄电站和储能电站分别按抽水、充电电量报价。定价机制为事后价格，即以交易时段调度指令下达的机组实际负荷率所对应的报价为出清价格。初期市场与计划并存的环境下，抽蓄电站和储能电站按计划优先调用时，为维护市场公平，其出清价格为该交易时段被调用的各类市场主体最低报价。若用尽全部申报容量后，仍无法满足调峰需求，调度机构可以调峰总服务费最低为原则，逐档强制调用未申报机组的深度调峰能力，强制调用的出清价格为该交易时段内同负荷率区间申报机组最低报价。日前形成运行日发电调度计划，运行日内调度机构可根据实际调峰需求，实时组织深度调峰交易，予以修正调整。

启停调峰交易:卖方日前申报信息，按照火电机组核准容量等级申报启停调峰价格。定价机制为按报价支付模式(pay-as-bid，PAB)，出清价格即被调用机组报价。日前形成运行日火电机组启停计划，运行日内调控机构可根据实际调峰需要优化调整启停时间和顺序。

1.3 交易结算与分摊

深度调峰交易:火电厂、抽蓄电站、储能电站等市场主体通过提供深度调峰服务可获得相应的服务费，计算方式为交易时段各主体深度调峰电量与中标价格的乘积，并乘上调节系数K(当前设定为1)，以调控深度调峰服务费总额。深度调峰总服务费由对应交易时段内存在上网电量的市场主体按上网电量比例进行分摊，提供深度调峰服务的火电机组同样有分摊义务。考虑不同类别市场主体在深度调峰服务中的受益差异，设置分摊调节系数Ki。因而某一市场主体在某一交易时段深度调峰总服务费中的分摊比例为:其中Ki为市场主体i对应的分摊调节系数，Wi为市场主体i在该时段内的上网电量。

启停调峰交易:启停调峰服务费按启停调峰台次计算，即调用机组启停调峰台次与中标价格相乘。其分摊机制与深度调峰服务费分摊机制相同。

1.4 强制调用与考核

强制调用是计划与市场双轨并行背景下，考虑市场化电网调峰资源严重不足的情况，为保障电网安全，采取的一种非市场化手段。强制调用的基础条件即是:所有调峰市场(包含深度调峰和启停调峰)申报设备容量均已调用，仍不能满足电网调峰需求。被强制调用的未申报机组，深度调峰市场下，按该交易时段内同负荷率区间申报机组最低报价结算，启停调峰市场下按该交易时段同一容量等级火电机组最低报价结算。为避免卖方结盟滥用市场力等问题出现，若全市场无机组申报，则强制调用为无偿调用。

为督促机组在规定时间内准确执行深度调峰指令或启停调峰指令，湖南调峰辅助服务市场设计了配套的考核评价体系。深度调峰交易中，因自身原因导致调峰实际电量小于调峰中标电量的，10%及以下的免于考核；10%以上的，按履约可得调峰费用与实际可得调峰费用的差值的20%予以考核；调峰实际电量大于调峰中标电量的，有益于深度调峰，可免于考核。其中，调峰中标电量为从调度下发指令开始对该交易周期内的出清指令深调电量进行积分计算，调峰实际电量为对该时段的电厂机组实际深调电量进行积分计算。启停调峰交易中，因自身原因导致无法履约的，按履约可得启停调峰费用的10%予以考核；延迟停机或并网30 min及以内的，考虑到机组性能差异和实际调度指令下发时间偏差，可免于考核。考核费用独立于服务费和分摊费进行单独核算，主要用于紧急短时调峰服务费等支出，如有剩余则纳入年度清算。

2 多资源协同调峰优化机制

结合湖南电网调峰辅助服务市场参与情况、市场环境等特点，设计了一种综合火电、抽蓄、储能的多资源协同调峰优化机制，通过日前—日内两阶段优化，在满足系统深度调峰需求的同时尽可能降低调峰服务费。

2.1 日前深度调峰与启停调峰联合出清

日前调峰辅助服务市场以运行日调峰服务费总额最小化为目标，根据出清结果确定运行日火电机组启停调峰计划、抽蓄电站机组抽水电力曲线及储能电站充电功率计划曲线，而火电机组深度调峰电力出清结果不作为运行日执行依据。

约束条件包括:

1)系统平衡约束

系统约束除平衡约束外，还包括线路潮流约束、断面潮流约束等电网安全约束，均为常见约束条件，可参考文献[17]，此处不再赘述。

2)火电机组约束

①最小连续开、停机时间约束

②最大启停次数

考虑启停调峰对机组工况的影响，限定单日内同一台火电机组最多参与一次启停调峰，即停、开一次。

③爬坡约束

④深调电力约束

设定深度调峰以机组额定容量的5%为一档。

考虑到实际运行中，可能出现同一机组不同深度调峰档位报价相同的情况，为避免上一档位尚未调用完毕即调用下一档位的情况出现，需限定:

⑤火电机组开机台数约束

源于祁韶直流的稳定控制需要，根据负荷情况、祁韶直流功率等，湖南电网对于负荷中心火电机组开机台数有相应要求，因而启停调峰时需保证:

式中，Ω为负荷中心火电机组集合；Mt为t时刻负荷中心机组开机台数要求。

3)抽蓄机组约束

①电量约束

考虑现阶段计划与市场并存的背景，为保证负荷高峰时段抽蓄电站发电能力，对其在负荷低谷时段的抽水电量仍有计划要求。

式中，WPS为抽蓄电站计划电量；WPSmax为最大抽水容量。

②启停次数约束

结合抽蓄电站实际运行情况与要求，同样限定其在单个调峰辅助服务市场启动时段只能开、停一次。

4)储能电站约束

①容量约束

②充电功率约束

2.2 日内深度调峰实时出清

运行日内，火电机组启停调峰、抽蓄电站机组抽水电力曲线及储能电站充电功率曲线按照日前深度调峰与启停调峰联合出清结果执行。根据电网调峰需求，实时组织深度调峰交易，出清获得火电机组深度调峰电力，作为对应机组的实时调度指令。优化目标为深度调峰服务费最小化。

1)系统平衡约束

2)火电机组约束

为避免上一档位尚未调用完毕即调用下一档位的情况出现，需限定:

且变化量仍需满足机组爬坡约束:

电力市场化改革的特征和方向为智能化、自动化。鉴于市场规则的相对复杂，传统基于人工计算、电话口头下令的深度调峰模式已无法适应当下的调度环境。湖南调峰辅助服务市场建立了多个技术支持子系统，基于“功能独立、数据交互”的原则，结合已有调度业务系统，形成一套完整的调峰辅助服务市场系统。

3.1 系统流程

时间上，湖南调峰辅助服务市场系统运作流程如图1所示。

图1 调峰辅助服务市场系统流程

1)D-1(竞价)日，卖方通过市场系统平台提交申报信息，系统根据市场主体报价、负荷预测、外电计划等信息，预测D日深度调峰或启停调峰需求时段(即市场开启时段)，以每15 min为一个点，基于市场规则，出清获得D日火电机组启停调峰计划及深度调峰出力曲线、抽蓄机组抽水计划、储能电站充电计划。其中火电机组深度调峰出力曲线不作为D日的执行依据，其余出清结果均需刚性执行(调度机构可在市场规则范围内视电网实际情况调整)。

2)D(运行)日，以日前确定的火电机组启停调峰计划、抽蓄机组抽水计划、储能电站充电计划为边界，根据日前封存的报价信息与实时供需偏差平衡需求，基于市场规则，出清获得火电机组深度调峰电力指令。并监测火电机组实际深调量，对调整不到位的机组进行考核。

3)D+1日，对前日深度调峰、启停调峰机组调用情况、服务费和分摊费进行计算，考核费用单独核算。服务费、分摊费、考核费均采用“日清月结”模式。

3.2 系统结构

如图2所示，湖南调峰辅助服务市场系统包括一个关键技术支持系统，即调峰辅助服务市场交易技术支持系统，多个关联技术应用系统，如D5000系统、智能平衡系统、网络交互系统等。调峰辅助服务市场交易技术支持系统又包含日前深度调峰、启停调峰联合出清、日内深度调峰实时出清、服务费分摊结算与考核等功能模块。

图2 调峰辅助服务市场系统结构

系统间交互主要发生在日内深度调峰实时优化阶段:

1)D5000系统是电网调度技术支持系统基础平台，向调峰辅助服务市场交易技术支持系统提供机组实时运行数据，并为智能平衡系统提供电网实时供需情况。

2)智能平衡系统是湖南电网创新开发的一套智能调度自动化系统，能够从D5000获取的电网实时信息，根据超短期负荷预测等，计算供需偏差。调峰辅助服务市场未开启时，自动通过AGC系统向机组下发出力指令，调整平衡省间联络线。调峰辅助服务市场开启时，自动向调峰辅助服务市场交易技术支持系统发送深度调峰电力需求总量。

3)调峰辅助服务市场交易技术支持系统在接收到深度调峰电力需求总量后(该总量也可由调度员手动输入)，基于市场规则，实时开展深度调峰交易出清，获得各机组深度调峰电力要求，并将其发送给网络交互系统。

4)网络交互系统是湖南电网创新开发的一套网络化指令系统，功能包括检修操作、调度下令等，旨在实现调度业务联系全面网络化。其接收到各机组深度调峰电力要求后，将其转化为出力调整指令下发至各相关厂站。

4 工程实践

自2020年11月以来，湖南调峰辅助服务市场的试运行已取得一定成果，并对日内深度调峰市场出清机制、交易系统设计等进行了长期的工程实践。市场初期，日前部分在实际运行中仍以原有计划性工作模式为主。

4.1 试运行效果分析

4.1.1深度挖掘系统调峰能力

一方面，湖南建立调峰辅助服务市场前，火电提供的深度调峰服务补偿是通过“两项细则”来实现的，但参与分摊的市场主体仅为220 kV及以上并网的电源；而220 kV及以上并网的机组中，火电装机容量占比约65%，导致深度调峰补偿费用主要由火电机组分摊，处于“自己给自己付费”的状况；而主要受益的风电及无调节能力中小水电不需要分摊费用，未能体现出“谁受益、谁承担”的原则。因此，各火电厂提供深度调峰意愿低，机组升级改造推进缓慢，机组深度调峰能力普遍较低，一般只能下调出力至装机容量的40%～45%。另一方面，湖南省内化学储能及抽水蓄能尽管每年为系统提供了大量的辅助服务，却基本上无有效的盈利模式，主要通过电网公司补贴来维持运营。在此背景下，发电集团或民间资本极少有意愿投资相关项目。

调峰辅助服务市场开启后，资源配置得以优化，火电厂、化学储能及抽水蓄能电站均能通过提供调峰辅助服务有效获利。一方面，极大提高了火电机组的深度调峰意愿，改造后绝大部分火电机组出力可降至装机容量的33%，个别机组甚至可低于30%；另一方面，已有多家企业表达出投资化学储能及抽蓄项目的意向。上述市场建设成果对挖掘调峰能力、扩充调峰资源起到了至关重要的作用。尤其是在消纳困难期间，通过市场机制将火力发电腾出空间，为可再生能源让路，有效提升可再生能源电力消纳责任权重，符合我国“碳中和、碳达峰”能源转型的战略需求。

4.1.2大幅提高调度工作效率鉴于深度调峰需根据湖南调峰辅助服务市场规则进行，且交易规则复杂，若仍采用以前电话口头下令的模式会极大增加调度员工作强度，且可能出现执行不到位、执行错误等现象。据测算，即使参照市场出清结果，由调度员逐一电话通知各厂站执行深调指令，全部指令下发至少需要3 min，其滞后性极易导致省间联络线功率与频率偏差控制指标(简称为“CPS指标”)被考核。调峰辅助服务市场系统建立后，通过多系统交互协同，极大提高了深调指令下发的效率及精度。当前网络下令模式下，从市场出清到电厂接受指令全流程均由系统自动实现，平均时长约为10 s，大幅提升市场规则执行的正确性与时效性，简化调度员执行强度。同时，指令下发精度已达到了0.1 MW，更为精准反应系统的调峰需求，提高了CPS指标。

4.1.3明显提升机组执行到位率

在调峰辅助服务市场系统平台的基础上，配合建立调峰辅助服务考核评价体系，将所有参与提供调峰辅助服务的市场主体的服务质量进行定量评价，并对执行不到位的情况进行考核，督促相关机组进行整改，提升服务质量。

4.2 经验与展望

梳理总结湖南调峰辅助服务市场建设过程中出现过的问题，主要有以下两点经验:

1)应兼顾规则的严密性与简洁性。在规则制定过程中，应充分开展调研，积极与政府、调度、发电企业及用户沟通，在保证公平公正公开的前提下尽量优化精简整体流程，让规则更具执行性。

2)应建立完善的市场测算机制。对服务费、分摊机制的准确建模测算，可确保规则及相关参数制定合理合法，且能满足政府及各监管机构建立市场的初衷，树立良好的发展导向。

从发展的角度来看，随着电力市场改革深入，有以下几个方面需重点关注:

1)需加强数据准确性与完整性整治。市场建立需要采集大量电网及市场主体的运行信息。未来现货市场对于数据质量和数据处理能力的要求会更高。高质量的数据是市场建设的必要条件，可提前开展相关数据工作，为将来市场建设夯实基础。

2)需加强数据规模承受能力与网络安全。市场的建设必然伴随着海量市场主体的接入，目前国内仍主要采用单边市场模式，用户侧参与市场后，市场主体可能呈指数级增长，而在此基础上，网络安全性仍需保证。

3)需研究多级调度机构联合出清机制。随着市场不断成熟，后期将有更多低电压等级的市场主体参与，如何确保市场出清结果满足各电压等级电网的安全约束，如何联合多级调度机构、多电压等级市场主体统一出清，是未来需要研究的课题。

4)需研究调峰辅助服务市场系统与其他市场系统的交互衔接方式。电力市场改革深入后，省内现货、省间现货等均将建立相应的技术支持系统，如何整合各市场系统，构建一个统一的市场平台，在按照各市场规则运行、衔接的基础上，简化市场主体操作复杂度，是未来需要思考的问题。

5 结论

湖南省电力辅助服务市场从规则发布、启动试运行至今已逾半年，市场运行情况良好。本文介绍了辅助服务市场中深度调峰与启停调峰两项主要在运基本市场规则。考虑湖南电网实际情况，构建了“火电—抽蓄—储能”多资源协调、“日前—日内”两阶段优化的调峰辅助服务市场出清机制，为湖南调峰辅助服务市场的完善提供了理论支撑。同时，充分利用调度机构自动化系统，基于“功能独立、数据交互”的原则，设计了一套完整的调峰辅助服务市场系统，为现有技术支持系统的完善与后续系统的建设提供构想框架。其中，日内深度调峰交易相关系统已有较长时间的运行经验，各系统运行平稳，数据交互良好。根据市场运行情况，分析了湖南调峰辅助服务市场启动以来取得的显著成效，总结市场建设、运行过程中获得的丰富经验，提炼市场改革继续深入的发展需求，为国内调峰辅助服务市场的建设与完善提供实践参考，提前为电力系统更好适应未来清洁低碳转型和“双碳”发展进行布局。