山东电力辅助服务试用市场化手段

近年来，山东省风电、光伏等新能源发电装机快速增长，供热机组装机比重不断提高，外电入鲁规模扩大，核电建设稳步推进，山东电网调峰调频问题日益突出。

(来源：中国电力企业管理 ID：zgdlqygl 作者：井然 本文刊载于《中国电力企业管理》2018年10期，作者系本刊记者)

2018年3月1日，山东电力辅助服务市场试运行正式启动，有偿调峰和AGC等两项辅助服务的补偿标准由原“两个细则”明确的固定标准改为集中竞价、统一出清的市场成交价，山东电力市场建设至此进入了新的阶段。

国网山东省电力公司调控中心有关人士认为，山东电力辅助服务市场建设是以“问题导向”为原则，分步实施、平稳推进，出发点在于采用市场化手段解决电网调峰和新能源消纳矛盾，提升山东省电力能源整体效率。

释放电网调峰压力促进新能源消纳

数据显示，截至2017年底，山东省发电总装机12556万千瓦，其中煤电9762.4万千瓦、新能源2113万千瓦、水电107.8万千瓦，其他装机572.8万千瓦。煤电机组中直调火电装机6196万千瓦、并网地方电厂装机1399万千瓦。新能源装机总量居全国第三位，其中光伏、风电装机分别为1052、1061万千瓦，分居全国第一、第五位。预测到2018年底，风电装机容量将达1150万千瓦，集中式光伏装机容量将达780万千瓦，分布式光伏装机将达510万千瓦。

新能源的井喷式发展给电网调峰和新能源消纳带来了困难。国网山东省电力公司调控中心有关人士指出，随着新能源发电出力不断攀升、供热机组增多，以及外电入鲁送电增加，山东电网调峰形势更加严峻，火电机组开停调峰已成为常态。2018年春节后，为保障新能源消纳，已5次当日开停10台以上火电供热机组，民生供热压力巨大，火电机组健康水平影响严重。

记者在采访中获悉，2018年3～6月，山东省内公用火电深度调峰(低于机组50%额定容量)共1703台次、总深度调峰电量为2.2亿千瓦时，最大日深度调峰电量961万千瓦时，最大日深度调峰幅度为164万千瓦。

据了解，由于分布式光伏装机增加较快，从2017年11月中旬开始，午间负荷已低于夜间低谷负荷，最大差值达到约160万千瓦，电网面临风电和光伏叠加消纳的新困难。预计2018年风电最大出力将超过900万千瓦、集中式光伏最大出力将超过600万千瓦、分布式光伏最大出力将超过400万千瓦(发电同时率按照0.8计算)。

国网山东省电力公司调控中心有关人士告诉记者，近年来，国网山东省电力公司在促进新能源消纳方面所做的工作初现成效，截至目前，山东电网除春节部分时段新能源参与调峰外，其他时段均保持了全额消纳;在春节期间，通过多方挖掘调峰潜力，有效地控制了弃风、弃光情况的发生。

一是强化网源协调管理。除24台高背压供热机组(容量395万千瓦)外，省调直调机组调峰幅度不得低于50%。建设“山东省热电机组节能调度技术支持系统”，实时监测供热机组运行状态和供热参数，以便按照流量安排机组方式。

二是加强供热机组管理。把供热机组临时降低最高可调出力和提高最低技术出力纳入“两个细则”调峰考核。随机抽取机组进行满出力、最低技术出力试验，检验机组在供热情况下的调整能力。

三是做好可再生能源调峰机组运行管理。根据《山东省可再生能源调峰机组运行管理办法》，规范6台可再生能源调峰机组(容量244.5万千瓦、深度调峰能力33万千瓦)运行方式安排;严格核定可再生能源调峰机组入选资格，并定期测试机组最低出力，确保65%深度调峰能力。

四是电力平衡优先安排新能源发电。考虑新能源功率预测统计偏差，先安排新能源发电，再安排其他电源发电，实现了新能源全额纳入电力平衡。

同时，克服调峰与供热矛盾。首先要精心安排供热机组运行方式。根据供热流量安排机组方式，2018年春节除夕当日无机组开停，各供热电厂全部满足供热最小运行方式，有力保障了全省民生供热;其次组织自备电厂、地方电厂和生物质发电机组参与调峰。自备电厂所发电力不上网，并协调部分自备电厂安排机组检修等方式参与调峰，增加调峰能力40万千瓦;加强地方电厂调度管理，地方电厂出力从节前710万千瓦减至590万千瓦，为电网调峰提供了有力支持;第三，加强电网实时调整，争取更大消纳空间。滚动做好负荷预测和电力平衡;优化常规电源机组方式;充分利用泰山抽水蓄能电站快速启停特点，今年春节共开启抽水60台次，累计141.34小时;同时在电网具备条件时，分组放开风电场发电出力，充分利用网内消纳空间。

以市场化手段化解电力辅助服务困局

近年来，山东电网新能源装机不断攀升、省内供热机组大量改造、省外受电逐年增加，由于缺乏快速、灵活的调峰电源，同时自备电厂和地方电厂基本不参与调峰，电网调峰、新能源全额接纳难度逐渐增大，亟需探索增强电网调峰能力的新出路。另外，山东被列为现货市场试点单位，辅助服务市场是将来现货市场建设的基础，可为将来现货市场的报价、出清和运行积累经验。

山东能源监管办相关负责人表示，山东作为净受电省份，通过近年来陆续投运的银东直流、鲁固直流、锡盟—山东交流特高压、华北500千伏联络线，以及即将投运的昭沂直流、山东—河北交流特高压环网等跨省区输电线路持续接纳西北、东北、华北地区电量。因为送端电源特性等原因，在山东电网的负荷低谷时段，省外来电的调峰幅度并未达到省内火电机组调峰水平，从而加大了山东电网的调峰压力。但是，目前上述送电线路均未参与山东辅助服务市场，且不承担辅助服务资金分摊，在客观上不利于辅助服务工作的正常开展和市场化建设，也对省内火电企业的经营状况造成了不利影响。

为此，山东省开展了电力辅助市场建设工作。国网山东省电力公司调控中心有关人士告诉记者，今年3月1日，山东省电力公司按照山东能源监管办要求，启动辅助服务市场试运行。省内机组通过日前组织、日内调整的市场竞价模式参与AGC和调峰辅助服务;发电企业通过辅助服务市场进行分摊、获得补偿;辅助服务市场通过厂网互动平台等渠道及时公开出清价格、结算情况等相关信息。

据山东能监办相关负责人介绍，目前，山东辅助服务市场包含调峰和AGC(自动发电控制)两类交易，其中调峰采取日前组织、每15分钟出清，AGC采取日前组织、按日出清的交易方式，出清价带入公式计算得出补偿金额。目前，调峰出清价设置了100元/兆瓦时(不停机调峰)、180元/兆瓦时(停机调峰)的上限，AGC设置了4元/兆瓦的上限。

从辅助服务试运行后的市场结算情况来看，3～8月山东省调公用火电企业累计结算电费528.9亿元，参与辅助服务市场交易获得调峰补偿9807万元、约占电费0.2%，AGC补偿4323万元、约占电费0.1%。通过“两个细则”补偿机制获得AVC补偿资金1112万元、约占电费0.02%。

之前，电力辅助服务领域出现的各种问题通常被归因于对辅助服务提供者的补偿机制不完善。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，却是以减少实施者利润为代价的。实际上，电力辅助服务会给电网上的每个成员和全社会带来间接价值，只不过在之前的体制下，这些间接价值并没有以货币化形式补偿给实施者。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。

储能参与辅助服务将迎广阔“蓝海”

随着电力辅助服务市场开启，我国储能行业正在迎来新一轮的发展机遇。2017年起至2018年2月，我国各个地方集中出台了13项政策，南方五省、东北三省，以及新疆、山西等地的政策中均有储能参与辅助服务的规定，政策之密集前所未有。毋庸置疑，电力辅助服务市场已经是储能行业最广阔的一片“蓝海”。

据了解，储能与火电厂联合参与辅助服务市场(简称“火储联合”)是目前储能企业参与辅助服务市场的主要方式。在AGC和有偿调峰方面都具有明显优势，火储联合参与AGC市场，火电机组的AGC调节性能将大大改善，从而在AGC市场获得更多收益。火储联合参与有偿调峰市场，在技术层面将提高火电机组整体的深调能力。

现货市场是电力辅助服务市场建设的基础。在没有现货市场情况下，辅助服务机制不健全，难以量化机会成本。辅助服务市场不完善，储能行业很难良性发展。

国网山东省电力公司调控中心有关人士告诉记者，辅助服务市场可以为煤电机组、燃气机组、水电机组、储能电站在系统内竞价交易，最后按着哪种辅助服务报价最低、效果最优，确定谁提供服务。当规模化的储能电站能够参与市场，对电价波动的抑制以及电网运行安全性都有一定的益处。通过市场化定价、市场化提供服务，能够补偿成本，储能可能会有更多的发展空间。

另外，自由的电力市场对于储能投资也很重要。因为只有市场化才能抑制无效的发电侧电力投资。如果发电侧电力基础设施过剩，冗余机组大量占用辅助服务市场空间，储能投资则受到挤压。越是集约化、高效的电力系统越需要储能这种优质资源参与辅助服务。

国网山东省电力公司调控中心有关人士认为，目前，分布式、小规模储能参与辅助服务的优势主要体现在对火电机组的响应时间、速率等功率调节能力的改善上。储能能够大幅度提升火电机组的KP值(调节性能的指标)，提升火电机组的灵活性，保障电网平衡，这是储能和火电机组可以共同建立起商业模式的主要原因。

随着新能源装机的增长，电网为了保持稳定性和实时平衡性，调峰和调频需求激增，辅助服务市场必然需要更多、更优质的辅助服务提供主体。电力市场需要突破原有辅助服务补偿和分摊都在发电企业内部流通的局限性，构建公平交易平台后，势必会有更多元、更先进的辅助服务技术进入市场，进而在提升市场运行效率的同时，有效保障电网的安全运行。

对于储能来讲，发电侧调频服务属于高端应用。从已经投运的储能项目看，3000～5000次寿命的循环电池也就是1～2年的寿命。电力辅助服务对于电池性能、寿命提出了一个很高的要求。

从数据来看，山东省火电机组有偿调峰基准是70%负荷率，按最低负荷率40%计算，火电深调空间达30%，普遍高于其他省份近20个百分点。在价格方面，有偿调峰价格高于电厂对应负荷率下的边际利润时，电厂才有动力参与调峰市场。

国网山东省电力公司调控中心有关人士表示，随着山东辅助服务市场的启动运行，辅助服务将成为业界关注的新热点，并且在提高电网灵活性、推动新能源消纳、促进储能产业发展，乃至推动山东电力产业新旧动能转换方面发挥重要作用。

进一步优化调峰辅助服务补偿机制

记者在采访中了解到，我国电力辅助服务市场尚在逐步探索中，各市场建设差异比较大，电力辅助服务定价、交易机制还不完善，市场有效激励不足，很多市场主体参与市场的意愿还不强烈，亟需进一步完善和深化电力辅助服务补偿(市场)机制。

有关人士认为，首先要因地制宜，分类加强组织指导。因各省电力形势、电源结构各有特点，各省的辅助服务市场在市场主体、交易品种、结算规则等方面不尽相同。尽管从责任分工上，国家主管部门统一协调推进有关工作，由各派出能源监管机构根据实际情况负责区域市场方案总体设计和组织实施。但国家主管部门还应深入分析研究，对各地辅助服务市场特点“心中有数”，以便因地制宜、有的放矢地加强分类指导，确保各地市场对目前情况和电力现货市场具备较强适用性。

第二，加速形成示范效应，调动市场主体参与积极性。目前，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;山东省则把调峰、AGC调频同时纳入辅助服务交易范围……差异化的市场在不成熟的阶段，导致市场主体观望情绪较重。要尽快落实交易规则、推动试点市场发展，加速形成成熟市场机制的示范效应，增强市场信心，调动发电、电网、储能企业和需求侧资源参与市场的积极性。

第三，开拓视野，充分吸收借鉴国际经验。国外部分国家的电力辅助服务市场相对成熟，有多方面经验可供我们借鉴。一是借鉴其市场建设路径。当前我国市场过于倚重调峰服务，而国外成熟的辅助服务市场中，电力平衡是通过现货市场解决的，随着国内现货市场的建立，要提前考虑交易品种及规则的变化。二是借鉴其成熟市场机制。推动提供辅助服务成为国内并网电厂、储能电站等的重要盈利点，对市场主体形成有效激励。三是借鉴其监管经验。对调度、交易机构执行市场规则情况和市场准入、市场力、交易行为等进行有效监管，确保市场规范有序运行。

山东能源监管办相关负责人告诉记者，下一步，山东能源监管办准备从以下方面进一步优化调峰辅助服务补偿机制，以保证电网安全稳定运行和促进可再生能源消纳。

一是将光伏电站纳入“两个细则”和辅助服务市场，拟采取初期仅分摊辅助服务补偿费用，逐渐过渡至设置运行管理指标进行考核的方式，促进全网公平和降低火电机组的分摊压力。

二是按照国家能源局推进辅助服务补偿市场化改革试点系列文件精神，积极协调争取“外电入鲁”输电线路以等效机组的形式参与山东辅助服务市场交易，以促进送端可再生能源的充分消纳和保障受端电网调峰辅助提供者的合法权益。

三是探索研究扩大自备机组参与辅助服务市场规模，进一步扩大辅助服务提供者范围、提高全网辅助服务能力。

当前，电力辅助服务试点范围不断扩大，公平透明、竞争有序的市场化辅助服务共享和分担机制正在形成，储能设备、需求侧资源、第三方被鼓励参与提供电力辅助服务，给新能源消纳、电力市场交易、新兴产业发展带来利好。