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以市场化手段化解电力辅助服务困局 ——电力辅助服务市场新政解读
2017-08-02

引言

2017年,电力辅助服务新政成为国内电力市场改革的热点,东北、江苏、山东陆续发布实施本省的电力辅助服务市场运营规则,除此之外,新疆已经发布了征求意见稿,山西和福建两省正在积极筹划。如此密集的电力辅助服务新政出台频次,足见国家对电力辅助服务的重视。


纵观这些省份的新政,从内涵看,可谓切中时弊,对症施治;从形式看,可谓各具特色,亮点纷呈。这些新政的出台必将为电力辅助服务市场带来源头活水,促进电力辅助服务市场健康有序发展。

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表1  各省电力辅助服务市场相关政策统计表

旧问题、新形势催生电力辅助服务新政

电力系统不同于一般的能源系统,具备与生俱来的系统性、统一性和实时平衡性。所有的发电设备、输电设备、配电设备和用电设备均处于一张大网中,大家需要严格地遵守统一的规则,步调一致,才能保证电网的稳定性和经济性。发电企业不仅要发电盈利,还要承担维护电网稳定的义务,这个义务就是所谓“电力辅助服务”,包含深度调峰、调频、停机备用等。之所以要出台“电力辅助服务市场新政”,这里既有历史遗留原因,也有新形势下电源结构变化带来的新问题,既有维护电网稳定性的刚性要求,也有统筹考虑全社会发电经济性的新诉求。具体如下:

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历史遗留旧问题

2002年“厂网分离”前,发电厂和供电局同属一个利益主体,对于电力辅助服务这一不直接产生利润,但对整个电网稳定运行不可或缺的工作,由各省电力局统筹规划,以调度中心指令的形式分配给各发电企业。“厂网分离”后,发电厂和电网公司分属两个不同利益主体,发电企业以发电盈利最大化为核心目标,对于电力辅助服务这一不产生利润,甚至减少企业盈利工作自然提不起兴趣,但是辅助服务并不是可有可无的事情,它直接影响到整个电网的安全稳定。因此,迫切需要出台新政,理顺市场主体的利益关系,让发电企业由于进行电力辅助服务导致的损失能够得到补偿。

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新形势带来新挑战

近年来,我国可再生电源迅猛发展。根据中电联发布的统计数据:2016年,我国风电和光伏总装机容量22606万千瓦,占全国总装机容量的13.7%;总发电量为3072亿千瓦时,占全国总发电量的5.13%。与此相对的是全社会电力需求增速放缓,电力过剩,加之可再生电源固有的间歇性弊病,导致“弃风弃光”现象频繁出现。根据国家能源局发布数据:2017年上半年,全国弃光电量37亿千瓦时,弃风电量235亿千瓦时。面对有限的电力需求,一面是运行成本近乎于零的可再生能源发电,一面是燃烧化石能源的火电,站在全社会公共利益的角度,答案不言自明——调峰,即在可再生资源丰沛时段,压减火电负荷,优先可再生能源发电。但是,如何分配火电压减负荷?如何给火电企业调峰补偿?这些都是催生电力辅助服务新政的原动力。


总之,由于历史和新形势给电网安全运行和经济运行带来的突出问题,出台电力辅助服务新政势在必行。

解决两个核心问题

各省电力辅助服务新政内容洋洋洒洒数十页,涉及总则、市场成员、辅助服务、计量与结算、信息发布和市场监管等众多章节,但却都是紧紧围绕着以下两个核心问题展开的:

(1)如何激励发电企业进行电力辅助服务,保证电网安全稳定性的问题。

(2)如何促进可再生能源发电消纳,提高全社会电力生产的经济性问题。

原则明确——“谁付出,谁得补偿;谁得利,谁出分摊”

目前,造成电力辅助服务市场各种问题的应归因于电力辅助服务的特殊性质和电力辅助服务市场机制的不完善。电力辅助服务的目标是维护电网和全社会的公共利益,但是它自身并不能给实施者带来直接利润,相反它是以减少实施者利润为代价的。实际上,电力辅助服务会给每个电网成员和全社会带来间接价值,只不过在目前的体制下,这些间接价值并没有以货币化形式补偿给实施者。换句话说,实施者付出,整个电网或者全社会收益。因此,解决问题的关键是建立合理的机制,理顺利益关系,即坚持“谁付出,谁得补偿;谁得利,谁出分摊”的原则。下面以电力辅助服务中两项最重要的内容——调峰和调频——来详细解读。

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调峰服务

电力调峰服务主要是指在可再生资源丰沛的时段,优先可再生能源上网,同时调减火电发电负荷,换句话说,就是火电机组出让发电权给可再生能源发电企业。调峰服务的受益者是风电和光伏发电企业,付出者是火电企业,因此火电企业因调峰导致的利益损失应当由风电和光伏企业承担。东北新政规定:实时深度调峰交易的购买方为风电和核电机组,卖方为火电机组。

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调频服务

电力调频服务是为了维护电网频率稳定,电网公司指挥部分发电企业根据用电需求变化实时增减发电出力以达到供需实时平衡的行为。调频服务的受益者为电网内的全体发电企业,因此,全体发电企业理所应当为承担调频任务的发电企业“埋单”,例如《山东电力辅助服务市场运营规则》中就规定:提供调频服务的企业按照服务质量和数量进行补偿,补偿费用由全体并网发电企业按照发电比例分摊。

机制公平——搭建交易平台,竞价交易

为了保证调峰交易的公平性,各省新政均采用“卖方竞价,阶梯报价”的机制,即火电企业竞价出卖高峰时段的“发电权”,可再生能源发电企业集体购买这些“发电权”。具体地说,就是首先制订火电机组有偿调峰的负荷率基准线,低于基准线按负荷率分档,火电企业按照出让的调峰电量分档竞争报价,负荷率越低,报价越高。交易时,交易中心按照价格优先的原则,优先与同档负荷率中报价最低的企业成交。调峰时,调度中心按照报价由低到高顺序调减机组发电负荷。


例如,东北分别以火电机组50%,热电机组48%的负荷率作为有偿调峰基准,分两档进行卖方竞价,并制定了各档报价的上下限;山东以火电机组70%负荷率为有偿调峰基准,分7档进行卖方竞价,不设各档报价的上下限。调峰完成后,统计调峰补偿总金额,然后按照总发电量占比由风电、光伏企业分担补偿。


竞价交易充分发挥了市场在资源配置中的核心作用,调动了火电企业调峰的积极性,最大限度地挖掘了可再生能源消纳的潜力,降低了全社会发电成本。

储能为电力辅助服务市场注入新活力

令人耳目一新的是,在各省的电力辅助服务新政中,储能多次出现,凸显其在电力辅助服务中的重要地位。具体如下:

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电储能调峰交易

东北和新疆的新政中均提出:鼓励发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供商投资建设电储能设施。其中,在火电厂计量出口内的电储能设置按照火电机组深度调峰进行补偿;在可再生能源电站计量出口内的电储能设施由储能投资方和电站协商确定补偿费用;用户侧电储能可与风电、光伏及其他发电企业进行双边协商确定补偿费用。


以往,调峰的主体为发电企业,储能根本不具备作为调峰实施主体的资格,新政打破了这一藩篱,不仅首次认可了电储能的参与电力辅助服务市场主体资格,而且赋予电储能极大的灵活性。在市场地位上,电储能可依附火电企业作为交易主体,也可成为独立交易主体;在交易方式上,电储能可与火电机组参与调峰集中交易,也可与可再生发电企业进行双边交易。

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可中断负荷交易

东北新政中首次提到可中断负荷,所谓可中断负荷,特指能够在负荷侧为电网提供调峰负荷的电蓄热设施。可中断负荷可与风电企业开展双边或集中调峰交易,即在风电出力高峰时段,电蓄热设施按交易负荷增加耗电负荷用于制热,并将热量储存起来,在电网高峰时段外供。对于风电企业来说,可中断负荷交易提高了设备利用小时数,增加了企业收入;对于电蓄热厂商来说,可中断负荷交易充分利用了峰谷电价差,减低了供热成本;对于全社会来说,可中断负荷交易增加了清洁能源消纳,减少了火力发电带来的污染物排放,可谓一举多得。


传统意义的调峰局限于发电侧,一般在不同类型的发电企业之间开展,新政跳出传统思维的窠臼,将调峰资源从供应侧拓展到需求侧,实属巨大创新。

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自动发电控制(AGC)辅助服务

山东新政中提出自动发电控制辅助服务,其中核心内容就是调频,规则中综合调节速率、调节精度和响应时间三个关键指标制订了调频性能指标,并依此指标结合调频数量给予资金补偿。


众所周知,火电机组的调频响应速度较慢,而锂离子电池调频技术无论在响应速度还是在调节精度上均远超过火电机组的调节装置,表现出极佳的调频性能。但是由于相关政策的缺失,储能调频技术虽好,却苦于没有用武之地,即发电企业实施该项目无法获得经济收益。新政的实施为储能参与调频服务交易破除了政策障碍,打开了广阔的应用市场。

未来展望

尽管电力辅助市场服务新政仍需要磨合和改进,但笔者相信新政的实施一定能够理顺市场主体的利益关系,激励市场主体积极参与辅助服务,实现保证电网安全稳定运行和促进可再生能源消纳的目标。


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