中國儲能網訊：華中能源監(jiān)管局發(fā)布的《湖北源網荷儲電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則》（以下簡稱《規(guī)則》），系對《湖北電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》（華中監(jiān)能市場〔2020〕87號）的全面修訂，以進一步落實國家政策文件要求，持續(xù)豐富輔助服務交易品種，保障電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質、經濟運行及電力市場有序運營，助力湖北省新型電力系統(tǒng)規(guī)劃建設。
01
政策出臺背景
近年來，隨著新能源并網規(guī)?？焖僭鲩L，新能源裝機占比不斷提升，湖北在新能源消納和電力保障供應方面面臨諸多挑戰(zhàn)，高峰時段電力供應不足和低谷時段新能源消納困難的矛盾日益明顯。預計未來幾年內，新能源裝機規(guī)模仍將快速增長，對電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和調峰能力提出了更高要求。
華中能源監(jiān)管局按照國家能源局有關要求，結合湖北電力系統(tǒng)轉型發(fā)展趨勢，自2022年開始組織湖北有關電力企業(yè)對調峰市場規(guī)則進行全面修訂，進一步完善湖北電力調峰輔助服務市場機制，推進源網荷儲協(xié)調發(fā)展。一是深入調查了解湖北、江西等地新型儲能發(fā)展現狀，研究確立其參與輔助服務的價格政策和市場機制。二是充分挖掘負荷側資源巨大的調節(jié)潛力，發(fā)揮其靈活經濟的優(yōu)勢，引導電網調度模式由“源隨荷動”向“源網荷儲協(xié)同互動”轉變。三是構建各類調節(jié)資源廣泛參與、充分競爭的平臺，建立科學、合理、經濟的“同臺競爭”調用機制。本規(guī)則的制定，對保障各類調節(jié)性資源的合理收益，實現資源高效優(yōu)化配置，促進電力有序供應和清潔能源消納意義重大。
02
政策主要內容
本版規(guī)則共九章七十四條，包括總則、市場成員管理、深度調峰（填谷）交易、啟停調峰交易、削峰交易、計量與結算、信息發(fā)布、市場監(jiān)管、附則和附件。與試行版規(guī)則相比，主要體現五個方面的變化：
（一）增加調峰輔助服務提供新主體
在煤電、燃氣機組基礎上，新增獨立新型儲能和虛擬電廠。
1.將獨立新型儲能納入調峰（填谷）輔助服務提供者的范圍。鼓勵獨立新型儲能企業(yè)參與系統(tǒng)調節(jié)，在負荷低谷時段通過充電參與深調（填谷）市場交易獲得收益。
2.虛擬電廠可參與填谷和削峰交易。規(guī)則首次將虛擬電廠，包括以獨立方式參與市場的電力用戶和以聚合方式參與市場的負荷聚合商（含具備負荷調整能力的售電公司）正式納入電力輔助服務市場，鼓勵虛擬電廠通過（含負荷聚合商）改變用電時段，在低谷時段增加用電（填谷）和在高峰時段減少用電（削峰）參與調峰市場。其中獨立運營的電力用戶可調節(jié)負荷不小于5兆瓦、連續(xù)調節(jié)時間不低于1小時；負荷聚合商可調節(jié)電力不小于10兆瓦、連續(xù)調節(jié)時間不低于1小時。規(guī)則還明確了虛擬電廠參與削峰交易與填谷交易的有效調節(jié)量計算公式。
（二）增加調峰輔助服務新品種
在煤電深度調峰交易和啟停調峰交易基礎上，新增填谷交易和削峰交易兩個新品種。填谷交易是指在負荷低谷時段，需要獨立新型儲能進行充電、虛擬電廠增加用電為標的的交易。削峰交易是指在系統(tǒng)平衡結論正備用小于裕度值時，需要調用虛擬電廠減少用電為標的的交易。
（三）明確調峰輔助服務新價格
1.不同調峰服務提供主體同臺競價。按照“日前申報、集中競價、邊際出清”原則，充分調用各類型調峰資源，對相同貢獻量給予相同價格補償，按“效果付費”方式獲得收益。
2.合理設置市場限價。按照“不高于新能源發(fā)電價值”原則，對標湖北省燃煤發(fā)電基準價，合理設置調峰市場報價上限。一是優(yōu)化煤電機組報價，將5檔報價調整為3檔，報價上限由最高700元/兆瓦時降低至400元/兆瓦時。二是按照煤電機組第一檔報價設置新型儲能填谷報價上限為200元/兆瓦時；三是設置虛擬電廠填谷交易報價上限為400元/兆瓦時，設置虛擬電廠削峰交易報價上限為1000元/兆瓦時（非保供時期）和2000元/兆瓦時（保供時期）；四是按照合理補償機組啟停成本的原則，明確煤電、燃機啟停調峰價格分別為2500元/兆瓦、200元/兆瓦。
（四）完善輔助服務費用分攤新機制
1.明確不同輔助服務品種費用分攤方式，各類型主體公平承擔輔助服務責任。一是深度調峰、啟停調峰、虛擬電廠填谷輔助服務市場費用原則上由發(fā)用兩側共同分攤，在用戶側參與分攤前由發(fā)電側全額承擔，發(fā)電側按照市場運行時段所有市場主體上網電量比例分攤。二是考慮目前儲能用于新能源消納的實際情況，獨立新型儲能參與調峰（填谷）輔助服務費用由新能源承擔。三是虛擬電廠參與削峰輔助服務費用原則上由用戶側按照月度用電量比例分攤，待國家政策明確后執(zhí)行。
2.明確不同類型主體費用分攤原則。一是通過市場機制鼓勵煤電機組降低負荷率，設置煤電負荷率修正系數，將原規(guī)則50%負荷率以下發(fā)電量不參與分攤修改為40%負荷率以下發(fā)電量不參與分攤。二是水電、新能源、獨立新型儲能、虛擬電廠、外來電等在結算時段內按綜合上網（下網）電量參與發(fā)電側（用戶側）輔助服務費用分攤。
（五）建立與其它電力市場銜接新機制
1.明確與“兩個細則”銜接機制。如果出現因阻塞產生的局部調峰困難，則無需啟動全網調峰輔助服務市場，對局部參與調峰的市場主體按照“兩個細則”相應條款進行補償。調峰輔助服務市場因故中止或暫停期間，按照“兩個細則”執(zhí)行。
2.明確與現貨市場銜接機制。推進現貨市場與調峰輔助服務市場融合發(fā)展?，F貨市場試運行期間，未參與現貨交易的市場主體按本規(guī)則參與調峰輔助服務市場運行。
03
相關問題解析
（一）什么是“削峰填谷”？
削峰與填谷均是基于負荷側的，削峰即削用電負荷之峰，具體操作是削減用電負荷；填谷是填用電負荷之谷，具體操作是增加用電負荷或者降低發(fā)電出力，如啟動獨立儲能充電、虛擬電廠增加用電、煤電機組降負荷運行等。
（二）抽蓄是否納入調峰服務市場？
抽蓄暫未納入調峰服務市場，當前提供調峰服務的市場主體只有四個，分別是煤電、燃機、獨立新型儲能電站、虛擬電廠。但抽蓄是調峰服務費的分攤方之一。
（三）獨立新型儲能電站調峰服務收益如何計算？
獨立新型儲能電站可提供深度調峰（填谷）服務，即在用電低谷時段充電。新型儲能填谷交易費用等于新型儲能調節(jié)系數、調節(jié)貢獻量和邊際出清價格的乘積，若邊際出清價格高于新型儲能填谷報價上限，則按新型儲能填谷報價上限計算。已中標新型儲能運營主體某一時段的調節(jié)貢獻量按有效調節(jié)功率乘以時間計算。
（四）虛擬電廠調峰服務收益如何計算？
虛擬電廠可提供深度調峰（填谷）、削峰服務。虛擬電廠深度調峰交易費用等于虛擬電廠調節(jié)系數、調節(jié)貢獻量和邊際出清價格的乘積，若邊際出清價格高于虛擬電廠填谷報價上限，則按虛擬電廠填谷報價上限計算。已中標虛擬電廠運營主體某一時段的調節(jié)貢獻量按有效調節(jié)功率乘以時間計算。虛擬電廠削峰交易費用等于虛擬電廠調節(jié)系數、調節(jié)貢獻量和邊際出清價格的乘積，若邊際出清價格高于虛擬電廠削峰報價上限，則按虛擬電廠削峰報價上限計算。已中標虛擬電廠運營主體某一時段的調節(jié)貢獻量按有效調節(jié)功率乘以時間計算。削峰交易費原則上由用戶側進行分攤，待國家政策明確后執(zhí)行，《規(guī)則》暫未給出具體分攤算法，因此虛擬電廠削峰費用暫無法落實。
（五）煤電享受調峰收益還能否同時享受容量電價收益？
兩種收益不沖突，可以同時享受。煤電容量電價機制適用于合規(guī)在運的公用煤電機組，用于回收煤電機組一定比例的固定成本，納入系統(tǒng)運行費用，由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤。煤電調峰服務費是參與深度調峰或啟停調峰的煤電機組獲得的收益，原則上由發(fā)用兩側共同分攤，當前暫由發(fā)電側全額承擔。
（六）新型儲能參與輔助服務市場還能否參與現貨市場？
新型儲能可以同時參與兩個市場，可以在現貨市場購買谷電的同時在輔助服務市場享受填谷收益，這對新型儲能發(fā)展是利好。
（七）風電光伏分攤調峰費用如何計算？
風電場和光伏電站需要參與分攤谷段調峰費用（燃煤機組深度調峰、虛擬電廠填谷、燃煤燃氣機組啟停調峰）、新型儲能填谷費用。谷段調峰費用的分攤比例為風電（光伏）發(fā)電量占全省全口徑發(fā)電量（含外來電）之比；新型儲能填谷費用的分攤比例為風電（光伏）發(fā)電量占全省風光發(fā)電總量之比。需要指出的是，新型儲能填谷費用全部由風電和光伏電站分攤。
（八）該政策會對湖北省能源市場帶來哪些影響？
一是火電深度調峰收益存在下降可能，主要原因是調峰報價上限由最高700元/兆瓦時降低至400元/兆瓦時，降幅較大。二是對虛擬電廠帶來利好，可通過填谷和削峰兩種操作獲得收益，收益模式已明確。三是風電光伏項目運營成本增加，盈利能力減弱。風電光伏項目不僅要分攤火電、虛擬電廠調峰填谷費用，還要分攤新型儲能填谷費用，負擔相對較重。
