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各区域电力辅助服务补偿费用情况(2017年四季度)
而随着大量清洁可再生能源的接入电网,系统开始面临大量的辅助服务缺口,传统的计划补偿机制很难做到公平公正,也很难调动起发电企业提供辅助服务的积极性,导致弃风、弃光问题突出。资料显示,2015年,我国弃风弃光总电量为386亿千瓦时,弃风弃光率为14.6%。2016年,我国弃风弃光电量高达700亿千瓦时。从发电小时数来看,2011~2016年,风光发电小时数基本呈逐年下降之势,风电从2011年的1920小时下降到2016年的1742小时,光伏从2013年的1368小时下降到2015年的1133小时。
于是,时代呼唤建立更加高效的辅助服务市场化分担共享机制。
我国最早提出建设电力辅助服务市场的是2015年3月印发的《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称“9号文”),其中提到以市场化原则“建立辅助服务分担共享新机制”以及“完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制”。
在9号文的顶层设计下,与电力辅助服务市场化建设直接相关的文件密集出台。
2015年11月,作为9号文配套文件之一的《关于推进电力市场建设的实施意见》印发,要求“建立辅助服务交易机制,并按照‘谁受益、谁承担’的原则,建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制,积极开展跨省跨区辅助服务交易”。
全国电力辅助服务补偿费用构成(2017年四季度)
2017年11月,《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》出台,要求“以完善电力辅助服务补偿(市场)机制为核心,全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作”,并“鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组”。
同年发布的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》也指出:“加快探索建立电力现货交易机制,改变计划调度方式,发现电力商品价格,形成市场化的电力电量平衡机制……”这里的“市场化电力电量平衡机制”应该就包括电力辅助服务市场化交易机制,建设电力辅助服务市场也应该是建设电力现货市场的题中应有之义。
2018年,在相关政策的推动下,我国电力辅助服务市场建设快速起步,绝大多数省份均已修订完善了“两个细则”,制定了相关建设方案和运营规则,且先后有多个省份正式启动了电力辅助服务市场,还有不少省份进入辅助服务市场模拟运行和试运行阶段。至此,我国开始向电力辅助服务市场化建设阶段大踏步迈进。
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