6月12日，因甘肃省内调峰能力受限，通过跨省调峰交易，青海、宁夏、陕西3省为甘肃提供跨省调峰电力最大达80万千瓦，甘肃新能源增发667万千瓦时。据了解，这是今年西北区域开展调峰辅助服务市场交易以来，第1617次跨省调峰交易。

2018年4月，甘肃电力辅助服务市场开市，成为西北地区第一家正式运营的同类型市场。经过8个月的试点运行，通过电力调峰辅助服务，甘肃新能源增发4.03亿千瓦时，甘肃省内参与调峰的火电厂获益1.63亿元。电力调峰辅助服务市场取得成功，新能源和调峰火电厂双双受益。今年1月，西北能监局下发西北区域跨省调峰辅助服务市场运行规则，该规则在吸收甘肃运营经验的基础上，搭建起西北区域跨省跨区市场交易平台。

西北跨省跨区电力调峰辅助服务市场运行以来，更多的火电企业参与到甘肃新能源调峰交易中来，甘肃电网调峰能力不足的问题得到极大缓解。通过市场手段，不仅让西北区域内的火电为甘肃新能源提供了跨省调峰服务，而且也使得黄河上游梯级水电成为质优价廉的调峰资源参与到甘肃新能源的调峰服务中，共同为降低弃风弃光率出力。

西北区域的火电、水电参与新能源调峰的积极性源自于市场的补偿机制，正是由于这种有偿调峰市场交易机制，激发了甘肃省内火电企业灵活性改造的积极性。完成灵活性改造的火电机组释放出更大的调峰能力，能够满足实时性的新能源调峰需求。

甘肃省电力调度中心提供的数据显示，甘肃省内火电深度调峰容量从市场初期的41万千瓦提高至147万千瓦，提高3.5倍；省内月度深调电量从318万千瓦时增加至目前的1.39亿千瓦时，增长43倍；火电调峰月度收益由136万元增长至8426万元，增长61倍。

尤其是今年5月，受持续来水及新能源大发影响，甘肃电力调峰辅助服务市场首次实现全月31天无间断市场交易，深调市场累计调用136次，实现新能源增发1.39亿千瓦时，火电企业调峰收益8426万元。同时，西北区域跨省调峰市场为甘肃电网提供深跨省调峰电量5.23亿千瓦时，跨省深调费用达4140万元，各项数据均创市场启动以来的新高。

据统计，截至5月底，通过省内省外两个调峰辅助服务市场，今年甘肃新能源增发13亿千瓦时，弃风弃光率降低6.9个百分点，在促进新能源消纳的同时，充分体现了传统电源提供电力辅助服务的价值和意义。

下一步，甘肃电力辅助服务市场将完善调频、电储能等辅助市场交易品种，不断扩大辅助服务成效，通过公平透明、竞争有序的市场机制，引导火电企业开展热电解耦等灵活性改造，增强电网调节能力，推动火电企业向辅助服务商全面转型，形成新能源与火电协调发展、互惠共赢的良好局面。

为什么要建设电力辅助服务市场

电力系统是一个发电和用电实时平衡的工业体系，发电厂要根据用电负荷的波动调整发电出力，这个调整的过程就是调峰。以风电、光伏发电为代表的新能源发电具有随机性和反调峰特性，造成电网调峰的矛盾日益严峻，为保证电网安全稳定运行，就需要火电等具有调节能力的传统常规电源调整发电出力参与电网调峰，这就是火电企业调峰辅助服务。

甘肃是新能源装机大省，省内用电市场不足导致新能源弃风弃光备受社会关注。为增加新能源发电量，降低弃风弃光率，需要在新能源大发时，降低省内火电出力至50%负荷率以下，把市场空间让给新能源；当新能源发电量不足时，火电厂又要增加出力，保证社会用电需求，这个辅助服务的过程就叫火电厂深度调峰。

参与深度调峰的火电厂为新能源企业牺牲了自身利益，而且，随着新能源装机的日渐扩大，深度调峰成为火电厂的运行常态，亟需建立一套新能源发电辅助服务补偿机制，这也是能源供给侧革命带来电力市场新机制的客观需求