本报讯  记者苏南报道：8月19日至20日，华中电力调峰辅助服务市场开展了省间备用辅助服务交易，在华中区域首次以市场方式实现省间备用容量共享。

　　其实，华中电网备用容量共享机制已实施多年，过去主要通过调度计划安排或省间购买电能的方式实现。现在，通过今年5月15日正式运行的华中电力调峰辅助服务市场，可以采取“备用容量省外预留、输电通道预留空间”的方式实现。而且，购买电能、购买备用两种方式可以相互补充，为备用容量共享提供更多选择，有利于提升电网运行经济性。

　　近日，江西电网用电负荷持续高位运行，高峰时段电力供应处于紧平衡状态，8月19日、20日，根据电网运行实际情况，江西连续两天申报备用容量购买需求，国网华中分部及时启动省间备用辅助服务交易，网内14家燃煤火电厂参与市场申报，经日前竞价、出清，8月19日，河南1家燃煤火电厂为江西电网提供晚峰时段备用20万千瓦，获得服务费用1.6万元；8月20日，湖北1家燃煤火电厂、河南2家燃煤火电厂为江西电网提供晚峰时段备用19.9万千瓦，获得服务费用1.75万元。

　　除此次开展的省间备用辅助服务交易外，早在4月27日，试运行的华中电力调峰辅助服务市场还开展了首次调电结算试运行，对华中电网调峰资源进行跨省配置。

　　期间，河南在低谷和腰荷两个时段分别申报了调峰需求，湖北、湖南、江西分别申报了富余调峰能力。湖北、湖南、江西11家燃煤火电厂和抽水蓄能电站通过自主报价参与省间调峰辅助服务日前市场竞价，经过市场出清，湖北2家燃煤火电厂、江西3家燃煤火电厂和1家抽蓄电站中标。

　　具体而言，省间调峰辅助服务交易是指在省内火电已达最小开机方式且省内调峰资源用尽后，负备用不足省的发电厂与调峰资源富余省的发电厂之间开展的日前、日内省间发电替代交易和抽水蓄能机组跨省调用；省间备用辅助服务交易是指省级电网旋转正备用容量无法满足备用要求时，正备用不足省级电网企业与备用富余省的发电厂之间开展的日前省间备用容量交易。

　　近年来，随着可再生能源大规模开发利用，华中电网调峰矛盾逐年加剧，湖南、湖北在汛期和风电大发期存在时段性调峰困难，河南受分布式光伏影响，腰荷调峰问题进一步凸显，仅依靠省级电网调节能力难以满足可再生能源消纳需要。同时，华中四省（河南、湖南、湖北、江西）资源禀赋、电源结构各不相同，总体呈现“南水北煤”格局，四省之间可以互补余缺、互为备用，开展省间资源优化配置潜力较大。

　　记者近日从国网华中分部获悉，该分部将根据电网运行实际需求，充分发挥华中电力调峰辅助服务市场在解决华中电网运行问题、发现辅助服务价值、提升电力系统运行经济性等方面的重要作用，同时，不断总结积累市场运营经验。

　　“区域调峰辅助服务市场的成功运行将为用户侧调节资源跨省调用创造条件。” 华中电力调控分中心调度计划处副处长黄海煜此前向记者介绍，下一步，国网华中分部将开展储能电站、电动汽车等可调节负荷资源参与调峰辅助服务市场运行机制研究，进一步扩大辅助服务市场主体范围，并利用市场机制引导负荷侧资源参与电网运行调节。