湖南电力辅助服务深度调峰市场开启规律探讨

罗炳华，胡浩远

（1.五凌电力有限公司，湖南 长沙 410004；
2.湖南省水电智慧化工程技术研究中心，湖南 长沙 410004）

经过多年发展，我国电力市场体系构建稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场化交易电量比重大幅提升，市场在资源优化配置中作用明显增强。2021年，全国市场化交易电量3.7万亿kW·h，同比增长17.2%，占全社会用电量的44.6%，是2015年市场化交易电量的近7倍，年均增长约40%。以省级电力市场为基础、以跨省跨区市场为突破、以全国统一电力市场为方向的电力市场建设初见雏形[1]。

2020年5月15日，湖南能监办印发了《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》，湖南启动电力辅助服务市场模拟运行，同年12月26日，湖南省内辅助服务市场正式运行。自试运行以来，各项工作有效推进，取得了阶段性成果，不仅促进市场机制在全省电力资源配置中决定性作用的有效发挥，还更好激发发电企业提供辅助服务的积极性，同时也对湖南水电的运行带来了机遇和挑战。

2.1 湖南电网的特点

湖南电网地处华中电网的南部，通过500 kV鄂湘联络线和±800 kV祁韶特高压直流分别与湖北电网和甘肃电网相连。电源结构和用电负荷呈逆向分布: 电源集中在西部和北部，负荷中心位于东部和南部[2]。省内电力流呈丰水期“西电东送”、枯水期“北电南送”的格局。

湖南电网用电负荷一直保持较快幅度增长，电网最大负荷从2016年的2 392万kW增长至2021年的3 626万kW，年均增长8.6%。而从2017年以来，湖南一直没有火电、水电等有效装机容量投产。发电能力增长滞后于用电负荷增长，因此在高峰负荷时段，湖南电网供电存在300～400万kW的缺口。另一方面，湖南风电、光伏发展较快，占比接近20%，未来新能源装机占比仍将快速增加，新能源装机增长速度远超电网负荷的自然增长速度。湖南水电装机占比较大，占29%，80%以上水电调节性能较差，且湖南来风与来水重合性强，进一步加大了清洁能源的消纳困难，在采取所有调峰手段并向省外售出部分富余电量后，汛期弃水弃风调峰仍难以避免。

2.2 湖南电力辅助服务市场现状

电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。我国电力辅助服务市场的交易品种包括调频、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等多个品种，但目前在市场建设初期，各地主要围绕调峰、部分地区辅以调频开展辅助服务市场建设[3]。从目前运行的实际效果来看，电力辅助服务市场的建立提升了发电机组的调峰能力，通过市场化手段充分调动了火电企业参与调峰的积极性和主动性，降低了新能源的弃电率，促进了节能减排。

2020年12月26日，湖南省内辅助服务市场正式运行，现阶段主要开展深度调峰及启停调峰交易。由于湖南电网清洁能源比重大、外购电逐年增加且峰谷差日益增大，电网调峰压力不断加重，近几年火电机组启停、深度调峰次数大幅增加[4]。尤其是2018年祁韶直流入湘并入湖南电网后，电源结构、网架形态和负荷特性均发生显著变化，给湖南电网运行带来诸多挑战[5]，不仅增加了湖南电网的调峰困难，导致火电机组的辅助服务加重，同时也对水电厂的发电效益造成了一定的影响。

2.3 湖南深度调峰市场对水电的影响

根据《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》规定，深度调峰交易卖方为市场主体中的火电厂（机组）和抽水蓄能电站（机组）、储能电站等，深度调峰交易买方为相应交易周期内产生上网电量的湖南电网内市场主体。

五凌电力公司是湖南省最大的清洁能源发电企业，其水电、风电和光伏装机占比达到90%以上，2021年深度调峰辅助服务开启以来，深度调峰分摊费较大。以五凌电力有限公司在资江流域的东坪、株溪口、马迹塘3座水电站为例，由于它们都是径流式水电站，水库不具备调节能力，尤其是在汛期一旦深度调峰市场开启，他们的辅助服务分摊费明显增加（见图1）。据统计2021年东坪全年分摊费用259.644 9万元，株溪口全年分摊费用249.605 3万元，马迹塘全年分摊费用190.500 3万元，折算成电量占据各电厂约4%总发电量的损失，由此可见深度调峰市场对电厂的经济运行带来较大影响。随着湖南电网发展的趋势，新能源比重逐步增大，深度调峰市场开启的频次还会增加，为了更好地保证电网安全和各类发电企业效益，做好深度调峰市场开启规律预测是十分必要的。

图1 2021年东坪、株溪口、马迹塘深调分摊月度统计

3.1 思路

湖南省调在日前或者日内进行负荷预测和电力电量平衡预测，满足以下条件之一时，可启动深度调峰交易，一是系统负备用不足；
二是可再生能源无法实现全额保障性消纳，将导致弃电或向省外售电，或购买华中电网其他省负备用辅助服务。根据深度调峰的启动条件，收集跟其相关历史数据，通过统计分析方法对数据进行分析，并对其加以汇总和理解，提取其中的有用信息，进而形成结论，用于判断深度调峰市场是否会开启。

3.2 方法

根据深度调峰的启动条件和启动情况，收集2021年全年深度调峰开启前跟其可能有相关的数据，主要包括以下数据：全省最大负荷、全省最小负荷、峰谷比、火电开机台数、火电开机容量、火电最大出力、火电最小出力、水电最大出力、水电最小出力、风电最大出力、风电最小出力、光伏最大出力、平均气温等，通过初步汇总分析，主要有以下4个数据跟深度调峰开启关联度较大。

3.2.1 全省最大负荷

全省最大负荷为当日湖南省最大发电出力，它直接反映省内电力负荷的需求。全省最大负荷越小，代表省内发电空间越小，在低谷时段由于水电和新能源占据了大部分负荷空间，留给火电的空间就很有限，火电机组就被迫降低出力进入深度调峰运行，深度调峰市场就会开启。

从表1可以得出，当全省最大负荷小于26 000 MW时，次日深度调峰市场有超过90%的时间是开启的，因此，可以判断次日深度调峰会开启。

表1 全省最大负荷分析

3.2.2 峰谷比

峰谷比是全省最大负荷与最小负荷的比值，它反映了当日负荷的变化趋势，通常日峰谷比越大，表示当日需要调节的机组越多，深度调峰开启的几率也越大。

从表2可以得出，当全省负荷峰谷比大于1.5时，次日深度调峰市场有超过87%的时间是开启的，因此，可以判断次日深度调峰会开启。

表2 峰谷比分析

3.2.3 火电最小出力占比

火电最小出力占比是当日火电最小出力与当日全省最小出力的比值，它反映了当日火电机组出力的变化趋势，火电最小出力占比值越小，表示当日火电低谷时段所带的负荷越低，深度调峰开启的几率反而越大。

从表3可以得出，火电最小出力占比小于0.35时，次日深度调峰市场有超过90%的时间是开启的，因此，可以判断次日深度调峰会开启。

表3 火电最小出力占比分析

3.2.4 火电开机台数

火电开机台数是指湖南统调火电的开机台数，火电机组开机台数越多，表示水电及新能源出力越小，低谷时段仍需火电提供大量负荷，深度调峰市场开启几率越小；
反之火电开机台数越少，表示水电及新能源出力越大，低谷时段由于水电及新能源仍有大量负荷，火电就被迫出力降至50%以下运行，深度调峰市场开启几率就会越大。

从表4可以得出，当全省火电开机台数小于30台时，次日深度调峰市场有超过97%的时间是开启的，因此，可以判断次日深度调峰会开启。

表4 火电开机台数分析

表4 五强溪3月6日～3月14日实际特征值

3.3 结论验证

从2020年1月至5月随机抽取20天进行验证，验证结果如表5所示，从表中可以看出，抽取的20 d只有3 d预测与实际不相符，准确率达到85%，基本可以判断预测实用有效。

表5 凌津滩不同起调水位运行特征值

表5 深度调峰开启预测验证

随着湖南新能源的加速发展和电网峰谷差日益增大，湖南电网调峰形势面临巨大压力，尤其是冬季大负荷期间及主汛期水电和新能源同时大发的情况下，清洁能源发电需求超过低谷用电负荷，省内电源的调节能力已不能满足电网调峰需要[6]，深度调峰市场开启愈发频繁。因此，针对深度调峰市场频繁开启的情况下，对水力发电企业合理规避分摊，提高经济运行提出以下建议：

（1）利用集控水电统一调度的优势，优化水电运行方式，充分发挥多年调节水库的反调节库容调峰能力，及时调整电网运行方式，最大程度地挖掘水电调峰潜能。

（2）利用湖南深度调峰市场开启规律，预测次日深度调峰是否会开启，根据预测情况提前做好方式安排，避免产生不必要的深度调峰分摊。

（3）精准预测气象和水情，提前合理安排运行方式，水电可以通过提前滕库消落水位，尽量避开深调时段发电或深调时段少发电。

（4）开展流域电站联合优化调度，利用流域上游具备调节的水电站进行调节，在确保防汛安全的前提下，在午高峰和晚高峰时大发，在深度调峰开启时尽量少发或者不发。

随着湖南电网结构与用电结构的变化，深度调峰市场开启的频次会越来越多，仅仅通过日前深度调峰预测已不能完全满足当前湖南电网运行的要求，需要的是做好日内实时深度调峰预测。因此通过电力辅助服务市场已渐渐不能满足当前湖南电网的运行与发展，为了提高电网调峰能力和确保电网安全稳定运行，开启电力现货市场是湖南电网发展的迫切需求。