从省内到跨省、从调峰到多品种交易 西北电力辅助服务市场与“两个细则”齐头并进

曾几何时，新能源消纳困难、弃电率居高不下，是困扰西北电力运行和新能源健康发展的一大顽疾，以2016年为例，新能源装机规模7366万千瓦，弃电率29.2%。2018年，西北电力运行传来好消息，截至发稿前，新能源装机规模8458万千瓦，弃电率14.35%，比2016年弃电率下降了近15个百分点，这得益于国家对西北新能源发展的宏观调控，同时也是西北电力辅助服务管理和市场建设等工作成果的直接体现。

（来源：中国电力企业管理 ID:zgdlqygl 作者：刘亮）

我国最早尝试建立电力辅助服务市场始于东北区域。2003年，原国家电监会批复东北试点区域电力市场建设，其试点方案中确定了从建立补偿机制到竞争性辅助服务市场两步走的路线，2006年5月东北电力市场试点停止了运行。直到2006年11月，国家电监会印发了《发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场[2006]43号），这两个文件正式开启了我国电力辅助服务补偿机制建设的前期探索。此后，各地依照这两个文件的精神，制定了本区域的《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（简称“两个细则”），对提供辅助服务的发电机组给予一定的经济补偿。

在我国电力绿色转型加速的当下，随着风电和太阳能发电的大规模发展，以及热电联产机组占比提高，电力系统的调频、调峰等压力倍增。尤其是在全国电力供需相对宽松的新形势下，多因素叠加引发了越来越严重的“三弃”现象。为充分发挥市场配置资源的作用，进一步促进新能源消纳，2017年11月，国家能源局下发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，对我国电力辅助服务市场建设进行了部署。此前，国家批复了东北区域试点和福建试点，广东、宁夏、甘肃、山西等省出台了具体的建设方案或征求意见，探索电力辅助服务市场建设已成为我国深化电力体制改革和推进电力可持续发展的一项重要内容。

新能源“双升双降”

没有改变西北电力市场的基本特征

2017年以来，西北新能源消纳取得了新突破。截至2018年9月底，西北新能源发电量1033.67亿千瓦时，增长24.05%；弃电量173.16亿千瓦时，降低20.91%；弃电率降至14.35%；连续21个月保持“双升双降”。

国家电网西北电力调控分中心相关负责人认为，西北新能源实现“双升双降”是多因素共同促成的结果。既有国家对新能源发展红色预警区域的设定，也有外送通道的扩建，还有电网调度管理提升和技术进步，但是更主要的是西北区域内部挖潜，火电机组通过市场化手段参与调峰，为新能源消纳释放了市场空间，在局部地区产生了很好的效果。特别是西北区域自备电厂参与发电权替代，新能源消纳能力大大提升。

“三弃”问题得到了缓解，该负责人同时也表示，西北电力市场的特征并没有发生根本性变化，发展中诸多矛盾也没有很好地解决，还可能随着新能源装机规模的进一步扩大而爆发。西北电力市场特征之一是“一大一小”，大送端，西北已经投运7条特高压直流，共3710万千瓦的输送容量，在建2条特高压直流，共2200万千瓦的输送容量；小市场，内部市场偏小，2017年西北电网区域内统调负荷8148万千瓦，年用电量5931.83千瓦时。特征之二是“三高”，新能源占比高，电力总装机2.38亿千瓦，其中新能源装机8461万千瓦，占总装机的34.5%；大工业负荷占比高，青海、甘肃、宁夏、新疆大工业负荷占比高达80%，如果协调好了源网荷，大工业负荷对新能源消纳有好处。有的负荷具备参与调节能力，由于缺乏政策激励与经济手段，负荷侧参与的积极性不高。三是市场集中度高，发电侧存在，用户侧也存在，大用户集中度达50%，在中长期交易中可能形成价格联盟。特征之三两个失衡。装机发用电比失衡，西北电网新能源装机容量已达8458万千瓦，与全网最大用电负荷（8484万千瓦）基本持平，调峰矛盾日益突出。预计“十三五”末全网新能源装机将达1.1亿千瓦，超过用电规模，对电网调峰资源的需求进一步增大。调峰能力失衡，西北火电机组中29%为自备电厂，基本不参与调峰，39%为供热机组，调峰能力极为有限。黄河梯级水库受来水影响，在防洪调度等特殊阶段，水电无法参与新能源调峰。同时，缺少市场化手段推动网内机组的灵活性改造及调峰积极性。西北电力系统调峰矛盾不但体现在各省内部，同时也体现在各省之间。

由于资源禀赋特征以及规模效益的客观要求，未来主导西北新能源发展的还会是集中式的大型基地，火电用于系统备用调峰的功能会越来越突出，水电参与调峰的幅度也会越来越大。传统电源参与备用调峰，电量效益会降低，投资的激励机制如何设计？同时电网也存在这个问题，建设新能源特高压输送专用通道，电量效益也会不大，电网投资如何回收？因此，进一步建立和健全电力辅助服务市场是促进西北新能源可持续发展的当务之急。

随着电力系统发展

而不断完善的“两个细则”

2017年，西北区域“两个细则”运行结果中辅助服务补偿金额合计50亿元，考核23亿元、分摊27亿元，最大的补偿项目是旋转备用补偿，占了补偿里面近一半比例。西北能监局市场处相关负责人在接受本刊记者采访时说，西北区域在原国家电监会发布的两个文件基础上，已先后颁布了3个版本的“两个细则”。第一版“两个细则”在2009年4月颁布开始实施，后来分别在2012年1月、2015年10月颁布了第二版、第三版；第四版“两个细则”已完成模拟测算和修订完善工作，将于今年第四季度颁布实施。“两个细则”的发布实施对规范发电机组并网运行、补偿辅助服务成本、促进电力系统安全稳定运行发挥了积极作用。但是，随着西北电力系统不断发展、新能源规模持续增长、市场建设工作不断深化，“两个细则”这种通过规则明确补偿力度的机制难以反映辅助服务不断变化的市场价值，也难以调动市场主体进一步提供辅助服务的积极性。该负责人指出，随着辅助服务市场建设的不断推进，两个细则中的相关补偿内容将逐步交给市场机制，最终实现市场对资源进行优化配置。同时，“两个细则”目前还不能完全退出，而是应该不断适应电网和发电的发展和变化进行调整和完善。在修订第四版“两个细则”时，除了继续修正完善考核和补偿力度外，还突出了新能源权责对等、考核与补偿相结合的原则，引导新能源企业做好自身工作，不断促进电力系统安全稳定运行。

辅助服务市场建设：

从省内到跨省、从调峰到多品种交易

西北能监局市场处相关负责人介绍，2017年西北区域的甘肃、宁夏、新疆三个省级辅助服务市场建设试点工作陆续得到国家能源局批复同意，2018年以来均已经进入运行。以宁夏为例，2018年5月4日，西北能源监管局在银川召开了宁夏电力辅助服务市场试运行启动会，宁夏电力辅助服务市场正式进入试运行。截至8月底，宁夏新增调峰容量123万千瓦，深调补偿电量9143.42万千瓦时，补偿费用4032.95万元，均价0.4411元/千瓦时，降低新能源弃电率0.5个百分点。甘肃、新疆辅助服务市场也取得了较好的成效。

8月，西北能源监管局启动了青海辅助服务市场建设工作，计划2019年进入试运行，目前正在各省市场的基础上着力推进西北区域电力辅助服务市场建设工作，主要原则是坚持市场化改革方向，适应西北电力工业发展客观要求和电网安全、稳定、经济运行需求，遵循区域总体规划、有序分步试点的路线，进一步发挥市场配置资源的决定性作用，实现辅助服务的价格发现，建立并网发电企业、电力大用户等各类市场主体参与区域辅助服务的市场化补偿机制，调动各市场主体参与辅助服务的积极性，促进新能源电量上网消纳，保障电网的安全稳定与经济运行。

西北电力辅助服务市场建设具体分两个阶段，第一阶段（2018年底前）：实现跨省调峰试点市场试运行，初期以大容量、调峰能力较强的西北电力调控分中心直调火电机组、大型水电机组及虚拟储能提供商（大型自备企业及直流配套电源等）为试点，建设跨省调峰辅助服务市场。第二阶段（2019年及以后）：按照“成熟一个品种、纳入一个品种”的原则，首先将网内有一定调节能力的省调常规能源机组纳入跨省调峰辅助服务市场。其次，根据西北电力市场化进程，逐步增加调频等交易品种，及抽水蓄能、电储能、大用户、售电公司等市场主体。同时，根据电力现货市场等进展情况，实现与现货市场的有序衔接、平稳过渡。

第一阶段的跨省调峰市场品种暂定为有偿调峰交易、启停调峰交易和虚拟储能交易三种。通过跨省调峰辅助服务市场建设，实现资源在更大范围优化配置、通过大电网互济促进新能源消纳、实现新能源电量上网和火电企业盈利的共赢。据测算，跨省市场正式运行后，西北电网日均可跨省支援调峰电力约95万千瓦，全年新能源可增发电量20.8亿千瓦时，增加调峰收益约6.24亿元。

该负责人指出，西北跨省调峰辅助服务市场严格意义上是增量市场，是省内调峰市场的有益补充，不会影响省内调峰辅助服务市场的正常运行。省内市场是基础，在规则设计上优先于跨省市场的组织实施，市场主体在自愿的条件下参与市场。

虚拟储能实现环境效益

和经济效益的最大化

西北电网在国内首创自备电厂虚拟储能模式，运用市场手段，灵活转换自备电厂企业用电、发电两种角色，产生新能源灵活存取电的大规模虚拟储能效果。在不新增储能设施的情况下，当新能源大发且面临限电时，通过减少虚拟储能提供商机组发电出力储存新能源电量；在新能源小发且系统有消纳空间时，增加虚拟储能提供商机组发电出力实现新能源能的支取。

为提升区域内资源优化配置能力和配置效率，将虚拟储能纳入跨省调峰辅助服务市场。当虚拟储能提供商参与本省调峰后仍有增量调节能力时，可为新能源大发省份提供调峰服务，获取相关收益。前期开展的跨省虚拟储能参与日前市场，储能费采取定价模式，由国家电网西北电力调控分中心根据市场需求进行虚拟储能的调用。

为做好虚拟储能交易，国家电网公司西北分部首先对全网内的自备电厂进行了摸底调查，全面掌握了各自备企业的装机结构、上下网能力、负荷大小特性、替代意愿等具体情况。目前，西北电网自备电厂155座，其中发电部分288台机组，总装机3817万千瓦，占到西北发电总装机的29.53%，用户总负荷2711万千瓦，全网自备电厂实际下网最大功率约在400万千瓦水平，自备电厂可释放的调峰潜力巨大。

虚拟储能是在不影响企业原有电量的基础上，增加了储能费的额外收益，达到了以经济手段激励自备电厂和配套电源参与调峰。随着参与虚拟储能交易的企业逐步增多，下一步虚拟储能费将采用竞价方式确定，体现了市场优化配置电力资源的功能。据测算，通过自备电厂虚拟储能，可释放全网900万千瓦调峰能力，相当于建设百万千瓦级抽水蓄能电站9座，节省国家投资约600亿元,可以实现环境效益和社会效益的最大化。

进一步完善电价机制和开放市场

将有效促进新能源消纳

国家电网西北电力调控分中心相关负责人指出，跨省调峰辅助服务是充分发挥市场资源配置作用，利用市场手段跨省消纳清洁能源、有助于打破省间壁垒。同时通过市场机制有助于发现省间供求关系和市场价格，引导电源和电网规划和建设。根据电力辅助服务市场试运行情况，有三方面问题制约当前电力辅助服务市场建设。

一是峰谷电价与大工业负荷的可调节性不匹配。市场交易是否活跃，取决于电价政策，而现行的峰谷电价，不利于可调节的大工业负荷参与电力系统调峰。当前，西北电网范围内，新能源发电装机容量为8458万千瓦，占西北电力总装机比重的31.85%。其中光伏装机3692.4万千瓦，占比为13.91%，风电装机4765.2万千瓦，占比17.95%。光伏发电时段为早上9点到下午5点，而这个时段按现行峰谷电价政策是高峰电价，这样可调节的大工业负荷用户不愿多用电，用户需求响应跟不上，当白天光伏发电负荷大量上升后，即使把火电压到最低甚至停机，还常常发生弃电。就此，该负责人提出，应该根据新能源发电的特性，把光伏发电比例较高、新能源消纳压力较大省份的峰谷电价时段作相应调整，将早上9点到下午5点的峰段变为谷段 ，以促进具备调节能力的大工业企业提高用电负荷、减少弃风弃光。今年青海的“绿电9日”期间，青海省将峰谷电价时段作了临时调整，收到了很好的效果。峰谷电价政策的不匹配在西北区域越来越明显，随着我国新能源比例越来越高，这个问题会从西北向全国扩散，价格主管部门应该重视这个问题。

二是输配电价制约电力辅助服务的可持续性。开展虚拟储能交易，当新能源供应不足时，自备电厂开机，向电网输送电量（上网），保障电量不变，纯意义上的调峰，规避了上下网不同的电价政策，给予一定的虚拟储能费。国家电网西北电力调控分中心相关负责人指出，由于西北网内自备电厂发电成本低，其上网电价才两毛左右，扣除输配电价一毛多，新能源通过发电权替代才得几分钱利益。当新能源的弃电率降到5%后，加上“5·31”新政后新能源没有了国家补贴，其参与市场交易会因为价格问题而不可持续。该负责人建议，可以参照国家对清洁能源供暖的优惠政策，对参与调峰的输配电价实行灵活变通。对于存量部分,执行国家核定的省级电网输配电价保持不变，对于增量部分,省级电网企业的输配电价则给予适当打折。这样，存量收益有保障，新增量收益打折（只要没有新增电网投资），是可行的。

三是储能政策制约电力辅助服务市场开放性。随着储能技术不断发展，储能的技术优势和经济优势逐步明显，青海已经把储能产业作为电力发展的一个亮点。但在现行政策框架内，储能项目只能依附在发电侧或者用户侧，而不能作为独立的市场主体进入电力市场，既制约了储能产业的进一步发展，同时又影响了电力辅助服务市场的开放性。在国外成熟的电力市场里，储能项目作为辅助服务提供商是开放的。西北能监局市场监管处相关负责人建议，政府主管部门应进一步制定相关的支持性政策，准许储能企业以独立运营商身份进入市场，同时进一步完善储能项目的涉网标准、运行规范以及安全机制，逐步扫除储能产业发展的障碍，切实将储能的技术优势转化为市场优势，服务于电力行业健康有序发展。

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年10期，作者系本刊记者

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