抓住电力辅助服务市场建设这一关键

       去年9月，我国宣布将提高国家自主贡献力度，力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。实践碳达峰、碳中和目标，能源是主战场，电力是主力军，构建新型电力系统是实现碳达峰、碳中和目标的必然选择。随着新能源的大规模接入，其出力的间歇性、波动性给电力系统稳定和安全带来了新挑战。国家能源局华北监管局抓住调峰能力不足这一主要矛盾，将电力辅助服务市场建设作为破解电力行业发展瓶颈的重要举措。按照国家能源局电力辅助服务“全面覆盖、全面规范、全面深化”的要求，深入开展华北电力辅助服务市场建设。在建设过程中，打造了市场机制引导下“发用侧同步调节、动态化集中管控”的市场规则体系和运行平台，为华北区域新能源发展释放了巨大空间，助力华北区域新型电力系统建设与碳达峰、碳中和目标的早日达成。
发挥市场优势 有效配置资源
      华北能源监管局多措并举破除深层次体制机制障碍，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，激发市场主体发展活力，使一切有利于电力行业低碳转型的力量形成合力。
      一是合理制定了市场规则，以动态的火电机组平均负荷率为标尺，使出清价格真实反映调峰资源稀缺度，即时发现华北区域调峰资源价值。
      二是给予火电企业合理补偿，通过实实在在的调峰收益，引导火电企业转变经营理念，从一味追求发电量逐步转变为自主参与调峰。
     三是科学设计分摊机制，供热机组及可再生能源发电合理分摊调峰费用，各类型机组调峰费用较以往“两个细则”管理模式均未明显增加。从近几年调峰成本看，单位新能源发电量调峰费用均未超一分钱。截至2021年3月底，华北省内调峰市场累计中标电量88.06亿千瓦时，总调峰费用8.13亿元，保障可再生能源消纳619.07亿千瓦时。
打破省间藩篱 全域优化调峰
      在碳达峰、碳中和目标下，电力系统新增电量将主要由可再生能源来提供。但是，由于可再生能源的随机性、不稳定性和波动性，要保证新能源电量大部分得到应用，尽量减少弃风弃光，必须进一步增加电力系统的灵活性。如何充分发挥新型电网的调峰能力，成为破解新能源发展瓶颈的关键问题。
       华北省间及省内两级市场的顶层设计，既坚持区域一盘棋，确保调峰资源在更大范围内优化配置，又立足各省实际，优先保障各省网新能源本地消纳。一是实现了调峰市场在京津冀蒙晋鲁地区的全面贯通与覆盖，各省级电网间相互沟通协调支援更加便捷。有效实现了华北区域各省网之间调峰资源的余缺互济。二是各省网调峰资源，在保障新能源本地消纳的基础上，如有富余能力，才可在省间市场内调剂，充分保障各地新能源本地消纳。三是两级市场的协同运作，在不同时段，运用市场机制对富余调峰资源进行充分调剂，事实上达成了华北地区的可再生能源在区域内一体化消纳。截至2021年3月底，华北省间市场共出清1021笔，中标电量34.09亿千瓦时，有效缓解了华北区域特别是山西电网弃风弃光现象。
先试点 后总结 再提升
       改革没有现成的经验可以照搬，推进改革要坚持顶层设计和基层探索相统一。坚持试点先行，取得经验后再推广，这是“摸着石头过河”的改革方法论，既没有过时，也不会过时。
       华北能源监管局准确把握新阶段新形势对电力行业发展的新要求，充分认识低碳转型爬坡过坎攻坚期电力系统多重风险交织的行业形势，正确处理了改革工作稳与进的关系，按照先试点、后总结、再提升的原则，大胆探索、先行先试，创新性地以市场化机制引入了负荷侧第三方调峰资源，改变了电力系统调峰仅由发电侧提供的现状。
       一是在2019~2020年供热季引入5万千瓦调峰能力的负荷侧第三方调节资源试点成功后，组织各方专家开展试点的总结与评估。
      二是在评估基础上形成了相关工作经验，并在国家能源局的大力支持与指导下，将京津唐电网第三方调节资源引入规模扩大到352万千瓦，调节能力近40万千瓦。
      三是在河北南网也开展了第三方调节资源参与调峰市场相关试点工作，华北区域电力调峰辅助服务市场建设稳步推进。
下一步，华北能源监管局将积极落实国家能源政策方针，继续按照“一项原则、两级市场、三步提升”的基本思路，大力推进华北区域能源低碳转型和高质量发展，谱写区域能源发展新篇章，为华北区域协同发展、早日达成碳达峰、碳中和目标贡献自己的智慧与力量。