论电力市场的重要性｜如何处理交叉补贴问题是电改的大事

2、火电厂调频

2017年下半年，对于储能来说，调频是一个关键词，山西频繁出政策，科陆等厂家积极响应，掀起了一波储能应用热潮，不少人以为春天来了。

《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》：调频辅助服务市场建立初期，费用由所有发电企业按照实际上网电费分摊。随着市场的不断发展，可适时调整分摊机制，激励供应商积极改造设备，进一步提高服务质量。

《山西电力调频辅助服务市场运营细则》由山西省能监办在2017年10月底印发，其中规定调频服务的申报价格为12-20元/MW：

电化学储能由于其响应速度快、调节精度高、延迟时间短等特性，具备其实施的必要性。但目前的的市场机制缺乏有效的成本疏导机制，属于发电企业之间零和博弈，不具备持续性。

随着上马项目的增多，很快山西省的调频价格大幅缩水。短短几个月之后，2017年底，报价范围调整为5-10元/MW，导致很多项目不具备经济可行性。

2018年8月31日，《京津唐电网调频辅助服务市场运营规则》发布，调频价格在0~12元/MW。

怎么办呢?

组织调频辅助服务市场组织;

取消行政定价;

市场主体申报;

集中竞价、边际出清;

通过“谁收益、谁分摊”机制进行成本疏导，与电量电价打包、价格传导。广东现货市场已经走出第一步，分摊调频辅助服务费用的市场主体包括：

其实，辅助服务的费用并不惊人，下面是PJM的批发电价组成，调频只占0.5%，折算到销售电价，可能只有0.2%。

对于可再生能源发电企业，通过电化学储能解决功率、频率、电压稳定问题，满足电网考核指标，是储能的用武之地。可以实现可再生能源发电友好，有效参与中长期市场、提高消纳比例。目前困扰这一应用的还是电池的价格，只要价格合适，该商业模式是长久有效的。

3、电网侧调峰

2018年储能项目空前至多，全年装机(650MW)超过2017年底之前的历史累计装机(390MW)。电网侧储能新增装机比重首次超过用户侧，跃居第一位，比达到42.85%，累计规模达266.8MW，其中以调峰为主。

据某地电化学储能项目的公开资料，上马的目的是为了解决夏季用电22万kW的高峰缺口。

该地之前历史高峰用电量是407万千瓦(出现在2017年夏天)，与预计2018年最高负荷相差40多万千瓦。且该地自2017年下半年开始，GDP已经呈现颓势，所在省2018年前三季度GDP情况如下图，该地唯一负增长。

从结果来看，2018年夏天，该地的用电负荷并没有达到预测的高峰，且相差甚远：据供电公司介绍，入伏以来，受持续高温笼罩，电网负荷稳步攀升。8月8日、9日及10日，电网的最高负荷分别为398.74万千瓦(21:04)、395.21万千瓦(21:30)和409.44万千瓦(13:28)，数据来自经济网。可见该项目上马的初衷是值得商榷的，也间接证明了上面的观点，只有市场机制才可以实现资源的有效配置。

供应侧改革的今天，电网正调峰是不迫切的。可再生能源发电渗透率的提高加上其间歇特性，负调峰反而是需要的。下图是美国加州某日典型的“鸭形”曲线，纵坐标净负荷=负荷-波动性可再生能源发电，横坐标为日时段：

中午时分，光伏大发，此时由于生产线停工用电量下降，导致净负荷急剧下降。此时为了保障光伏发电的充分利用，就需要常规火电快速减少处理，此即为负调峰。

国内也有，而且随着光伏、风电增多，现象逐年严重，以下为山东电网的情况。

常规煤电机组可不是想减少出力就能减少的。

其一减不到位，下图为我国煤电机组最低运行出力与德国、丹麦的对比，差距还是相当的大。

其二不划算，电厂不愿意。其三，减出力速度跟不上，爬坡特性不满足。于是，很多人考虑用电化学储能来做电网侧调峰。初衷是好的，技术也是有很多可取之处的，但还是缺乏有效的市场机制支持。

目前出台的辅助服务政策：

1). 国家层面：关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知，2016/6/7。

2). 山西：关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知。

3). 南方：

4). 安徽：电储能调峰单列，与深度调峰、启停调峰并列

5). 江苏：明年启动的江苏电力辅助服务(调峰)市场建设，启停调峰交易：市场建设初期，市场参与主体为燃煤机组和储能电站。

6). 华东：华东电力调峰辅助服务试点工作，貌似只有发电资源，没有储能。

7). 西北：第二阶段有电储能，第一阶段提了一个虚拟储能的概念。

以上政策，有的包含储能，有的没有。即使包含储能的政策，提到调峰费用分摊的时候，都是由电厂分摊：

该分摊机制不符合市场精神，不能能体现公平效率的原则。

1.电厂按照调度日前安排、合同约定曲线供电，却被分摊费用，不符合市场公平原则;

2.不利于火电机组的技术进步，灵活性改造，最终会对提高可再生发电比例产生不利影响。因为，至少在相当长的时期内，对可再生能源高渗透起到最大支持作用的仍是气电或灵活性煤电机组。

那应当怎么做呢，可以采用现货实时/平衡市场，价格机制解决问题

现货市场采用双结算机制：

R=R日前+R实时=Q日前*P日前+ P实时*(Q实时-Q日前)

R：机组总收入;

R日前：机组日前市场电量收入;

R实时：机组实时市场偏差电量收入;

Q日前：机组日前市场中标电量;

P日前：机组日前市场中标电价;

Q实时：机组实时市场上网电量;

P实时：机组实时市场结算电价;

出现鸭形曲线时，供大于求，P实时降低，机组会在P实时低到一个临界点时，主动降低出力，以实现收益最大。

假设机组低负荷运行与理想负荷运行时的成本之差deltaC，则由于低负荷运行，机组收入变化：

R1 =R - deltaC*Q实时

R1= Q日前*P日前+ P实时*(Q实时-Q日前)-deltaC*Q实时

R1= Q日前*(P日前- P实时)+ Q实时*(P实时- deltaC)

供大于求，P实时减小，式中第1项随P实时减小而增大。进入机组“不情愿”的低负荷出力阶段(深度调峰)时，P实时

对于储能来说，此时作为负荷报价，参与实时市场，以低电价甚至负电价充电。一方面实现收益最大化，另一方面有助于电网的实时平衡，于公于私，善莫大焉!

以上描述仅是理想描述，我国火电结构与国外相差甚大，比重最大的煤电机组是否能够有效参与实时市场也是有难度的，也许还是要保留调峰辅助服务。此时，调峰和调频的问题类似了，怎么分摊费用呢?如果还是“谁承担、谁收益”，又是零和博弈了。如果是“谁引发、谁承担”，其实和实时/平衡市场是类似的。

国外电力市场是没有调峰辅助服务的，有的就是实时/平衡市场。机组调用时序是：调频->实时市场->备用。调频应对系统扰动(毛刺)，实时市场应对负荷波动，备用应对异常或事故。

备用不等于实时市场或调峰，辽宁调峰政策激励的太狠了，引起了备用的不足，所以最近又出台了备用的辅助服务补偿机制。

蒙西现货市场建设方案，既有实时/平衡市场，也有调峰辅助服务。没有仔细研究，不知两者之间怎样协调。

四、结论：缺少有效市场手段的支持，储能等新技术目前还不具备工程化推广的价值!

以电化学储能参与电网侧调峰为例，即便业主是拥有调度权的电网公司，单靠目前的市场机制，也不能做到项目盈利。因此在春节前后，两大电网公司分别出台支持储能发展的指导意见，不约而同的提出：推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，通过输配电价疏导。这相当于非垄断环节纳入垄断环节，违背了市场公平原则，与电改初衷背道而驰。

同时，国网公司也明确要求：在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下，各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设。可见，不差钱的国网公司也不看好这一块。