电力辅助服务市场下煤电的托底与让路-北极星火力发电网

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近年来，我国可再生电源迅猛发展。根据中电联数据，2017年，我国风光发电装机容量29392万千瓦，占全国总装机容量的16.5%，发电量为4239亿千瓦时，占全国总发电量的6.6%。但由于可再生能源具有间歇性、波动性的特点，同时受全社会电力需求增速放缓等因素的影响，弃风弃光频繁出现。在能源结构转型的大背景下，风光等清洁能源将是未来电力系统发展的主角，我国煤电需找准自身定位，谋求转型升级，实现与可再生能源的协调发展。

(来源：中国电力企业管理作者：杜习文吴宝富)

目前我国电力辅助服务市场建设特点

交易产品以调峰为主，部分纳入调频、调压等

除湖南省专项抽水蓄能辅助服务和广东省的专项AGC调频服务外，其余省份辅助服务以调峰为主，其中江苏和山东将AGC调频也纳入交易范围，江苏更是创新性地将AVC电压调节、无功调节纳入交易(见表1)。

交易方式以“集中竞价、边际出清、共同分摊”为主

东北、福建、甘肃、山东、新疆采取“集中竞价、边际出清、统一价格、共同分摊”方式开展交易，相关机组按规定共同分摊辅助服务费用。除此之外，山西省按照“双向报价、匹配成交、滚动出清”方式进行交易，参与调峰机组与可再生能源机组分别报价，通过高低排序成交，成交价格为双方报价平均值;江苏省按照“按需调用、成本补偿、政府定价”的原则推进辅助服务交易;湖南省采取“双边协商或要约招标”方式进行抽水蓄能专项辅助服务交易，广东省按照“集中竞价、边际出清”方式进行交易，最终由南方区域“两个细则”确定费用分摊。

火电机组是辅助服务主要提供方

除湖南为抽水蓄能专项辅助服务外，其余省份中火电是辅助服务的主要提供方，其中福建省明确气电不参与辅助服务市场。费用分摊方面，出力超过补偿标准的火电、水电、核电，以及风光可再生能源是主要分摊对象，其中东北地区只有风电参与费用分摊(见表2)。

各区域辅助服务市场建设存在较大差异

江苏省辅助服务采取政府统一定价，并未实行报价、竞价机制;湖南省辅助服务市场暂时只包含抽水蓄能，规定其可向省内外出售辅助服务;福建省创新补偿方式，补偿费用和电量、电价挂钩;广东省辅助服务市场暂时只包括AGC调频服务;东北、甘肃、新疆三地区辅助服务市场机制基本相同;山东省则把调峰、AGC调频同时纳入辅助服务交易范围;山西则实行辅助服务，主要提供方火电和辅助服务主要需求方新能源相互报价，匹配成交方式进行交易。

辅助服务市场对发电机组的影响

市场建设的核心在于火电为新能源让路。现阶段，辅助服务市场建设以深度调峰为主，目的在于平衡新能源出力不均的特性。在负荷低谷时段，减少传统火电机组(部分地区包括水电和核电机组)出力、增加新能源出力是市场建设的核心。从区域来看，东北、西北地区作为弃风弃光最严重的地区，也是辅助服务市场建设最积极的地区，分别由东北、山西、新疆，以及甘肃地区出台辅助服务市场建设规则。

深度调峰鼓励火电低负荷运行，加大高负荷运行惩罚力度。辅助服务设置火电机组有偿调峰补偿基准，出力低于基准的机组视为调峰服务提供方，获得相应补偿;出力高于基准的火电机组、新能源机组视为辅助服务的接收方，分摊调峰费用。

从补偿角度来看，火电机组出力越低，其获得的相应补偿力度越高，例如东北地区规定负荷低于40%的机组其补偿范围在0.4～1元/千瓦时，负荷高于40%且低于补偿标准时，其补偿范围在0～0.4元/千瓦时。

从费用分摊角度来看，火电机组出力越大，其分摊费用越高。东北、新疆、甘肃等利用电量修正系数，加大高负荷运行机组分摊比例，负荷率越高，电量修正系数越大，相应的费用分摊越高。山东、福建及山西则分别按照“多劳多分摊”的机制，按发电量或发电收入占同时段总电量的比例分摊。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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