西北5省已形成3省+跨省的电力辅助服务市场格局

电力辅助服务市场的建设运行情况，西北现在5个省已经形成了3省+跨省的辅助服务市场的格局，从必要性来讲，一方面完善了两个细则，包括热电联产调峰能力核定，调动了提供辅助服务的积极性，另一方面继续通过行政手段要求发电企业提供辅助服务的效果越来越有限。所以我们在2017年起西北能源监管局和甘肃新疆办同步推进三个省的调峰市场，2018年相继进入试运行和正式运行。去年启动西北的跨省调峰市场，跨省调峰在西北电网整个运行来说以前是一个常态，也就是说五省相互调剂的运行模式。但是随着这几年市场运行要求越来越高，计量和结算也是一方面，所以我们把以前义务的调峰，现在要逐步转向市场，包括常规能源的火电和水电以及储能。

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在主题论坛4：“储能参与与辅助服务市场（现货市场）价值实现”论坛上，嘉宾介绍了“西北区域发电机组并网运行管理和辅助服务市场运行情况”。

以下为发言实录：

非常高兴有机会跟各位分享一下西北的相关情况。我今天分享的内容主要有三块：

第一，介绍并网运行管理和辅助服务补偿的细则。从现在的国家价格政策来看，我们的上网电价和销售电价实际上是两个体系。这个跟目前成熟的国外电力市场有一些区别。所以我们在上网侧要进行一些辅助服务补偿的话，来源还是来自于发电侧，就是上网的发电企业，这是我认为是目前比较大的特点。

下一步，包括国家能源局、国家相关部委在内，还是希望辅助服务的来源从电力用户引入，这也是将来市场的一个方向。但是在目前现阶段，我们的两个细则也好，我们的辅助服务市场也好，来源都是发电企业，等于是在一个池子里进行平衡的体系。

介绍一下西北电网的现状，是全国六大电网之一，五省互联形成的。截止现在总装机容量2.54亿，火电占一半，水电3000多万，新能源已经突破1/3，目前风电接近5000万，光伏4000多万，还有一些燃气其他发电类比例很小。

从增长来看，这几年增速非常快，特别是新能源的增速非常快。所以也带来了现在西北电网调度运行，包括市场运行的最突出的问题，也就是新能源消纳的压力。2018年是整个全网双升双降的第二年，从2017年开始形成了一个拐点，2018年全网新能源总发电量1352亿千万时，同比增长22.5%，新能源发电量占比达到17.6%，同时弃电量达到215亿千瓦时，从弃电量的趋势来看2016年是最高的。

第二，占比的情况，装机规模接近9000万，但是新能源整个在网内，全网的统调用电负荷达不到9000万。2018年新能源最大出力3700万，2019年上半年已经刷新到4200万，占总发电量的比例也在上升。分省的情况来看，因为新能源在各个省装机比例不太一样，像宁夏、甘肃、新疆比较高的地方已经达到40%多，比较低的也在百分之一二十左右，占负荷最大比也有接近100%，受阻情况不均衡，主要集中在河西以西电网，主要在北疆、新疆中东部、甘肃河西地区最为突出，宁夏和陕西相对情况不是很严重，所以这个就造成我们现在整个西北新能源运行的实际的情况。

在以前更早的时候比如说厂网一家的时候，辅助服务基本都是免费的，最近这几年随着新能源并网容量不断增加，对于调峰调频各种辅助服务的需求越来越迫切，作为火电企业提供服务的经济性压力也越来越大，所以我们也必须推出在发电企业之间的互相鼓励和分担的机制。

国家是在2006年发的关于两个细则的要求，我们西北能源监管局截止到目前已经印发了第四版，以2018年第三版运行最后一年的情况来看，整个五省的用金额来看，考核的金额是32亿，补偿金额53亿，就形成了21个亿的分摊金额，也就是说我需要补偿的缺口比较大，并网考核的来源一半多一点，剩下的就是用各企业的上网电量摊出来的，这个比例在全国6大区域电网里面，不管是考核、补偿还是分摊都是最高的，这个也跟西北电网实际运行情况来看，特别是西北整个新能源消纳的压力也是最大的。

从各个省的情况来看，几个省不太一样，考核最高的是新疆，补偿最高的也是新疆，分摊是陕西，因为每个省的装机和运行的情况不太一样。刚才也看到了弃电最高的也是在西北电网，河西以西，新疆东部和南部的电网。这是2018年的运行情况。

2017年起启动对于第三版两个细则的修订，这里面有一些主要的内容：比如说在调峰管理类，在安全管理类、涉网管理类比较大的几个方面，第一根据最新的国家标准，细化各个条款，也就是把这些发电计划、安全管理等等加强考核，统一提高各项分值，这些可以通过发电企业自身的工作完善的，技术类，调峰管理，这几年随着西北区域各个省和跨省的辅助服务市场建设的进程，把一部分辅助服务补偿，特别是调峰补偿的项目已经归入市场机制，所以在两个细则里面适当进行退出，也包括涉网类，特别对于新能源，后面还要说，以前初期把新能源纳入两个细则服务的时候只考核，不补偿，但是这只是一个暂时的阶段。下一步随着新能源越来越多，也得做一些补偿类的贡献，相应的有了贡献之后，我们也要在细则中进行体现。所以现在对于新能源的自动发电控制，一次调频，无功这些都是有补偿的。

火电的深调指标，以前是在深调期间是空白的，现在进行完善，包括将新能源可用功率系列指标，以前统计弃电率的时候数据可靠性很差，各个电场上报的情况跟实际运行情况差别比较大。在这儿，调度机构也做过一些实验，原本弃电的时段，各厂家轮流放开，不让弃，看你的上报功率和实际功率是否一致，新版细则里面对可用功率指标进行了考核，也包括设置考核和补偿的天花板。

现在在新能源大的方面，分值比较高的有4项，主要围绕可用功率预测，可用功率的上传率、短期预测和超短预测和可用率的统计，这四项，第一跟现在本身新能源弃电息息相关的，也就是说如果说可用功率预测比较准确，调度机构安排常规能源机组开机相应比较精准，能够减少弃电量，对这四项的考核采用新的公式，为了给新能源企业一定的时间适应，初期在试运行，现在为止还在试运行期内，是给予一定的折扣。从新版的细则运行情况来看，整个一季度考核了7.8亿，补偿8.9亿，跟2018年的情况差别很大。第一，整个补偿的需求下降了，第二考核的金额上升，考核金额上升后面再说，但是各个省的情况也不一样，部分省出现了考核大于补偿，出现了没有分摊，反而出现了返还的情况。

从几个特点来看，一个适应性更强，新增补的项目，第二规范性，国标更多的纳入。第三，合理性，对于考核和补偿峰值上限的设置，包括打折，不出现极端情况下比较大的利益调整。第四公平公正，举个例子，以前的一些水电的一次调频，因为西北区域的频率问题相对来讲这几年抓的比较紧，同时由于黄河上游干流贡献比较大，所以这次我们改变了公式，把大小的倒挂现象扭转过来。第五，包括跟辅助服务市场的衔接。这是几个特点。

从运行来看，两个比较突出的趋势，第一，权责对等，奖优罚劣，到一季度100多家新能源企业，考核结果是正的，取得了奖励，这些企业我们分析，相对管理水平比较高，一方面考核分值比较低，另一方面积极参与补偿性的工作，整体取得了正向的结果。第二，考核这几个月逐渐下降，近几个月因为企业对于新的规则适应有一个过程，第一方面，加强管理，比如数据预测和管理，第二适应新指标，新公式，3-6个月之后，可用功率考核，四项里面最后一项可能会大幅降低，短辅和超短也会适当降低，我们会适当的恢复折扣。

对于储能来讲现在由于整个电网的调度运行对于新能源的要求越来越健全，越来越全面，对于很多新能源厂站的实际情况相对差别比较大，可能比如说有一些地方小气候相对比较复杂，山地风厂，湖边的风厂，我们单纯通过改进天气预报的系统能达到的效果有限，包括现在的自动发电控制，无功包括一次调频的要求都是双向的。在这些方面对于不同的厂家就形成了一些不同的情况。

据我们现在了解，可能很多新能源厂站谋求通过跟储能企业的联合，通过实现自己的减少考核、增加补偿的诉求，但是对于储能企业也提出一些要求，我的一套系统不是单一的工作任务，在两个细则系统里面哪些项目是考核比较多的，哪些是盈利点比较高的，有一套智能化的对于工作分析的系统，实现新能源在两个细则系统里面比较好的结局。如果整个新能源企业在这方面的管理水平上升，也会提高整个电网对于调度运行的管理水平，进一步降低新能源的弃电。

第二方面，辅助服务市场的建设运行情况，西北现在5个省已经形成了3省+跨省的辅助服务市场的格局，从必要性来讲，一方面完善了两个细则，包括热电联产，调动了提供辅助服务的积极性，另一方面继续通过行政手段要求发电企业提供辅助服务的效果越来越有限。所以我们在2017年起西北能源监管局和甘肃新疆办同步推进了三个省的调峰市场，2018年相继进入试运行和正式运行。去年启动西北的跨省调峰市场，跨省调峰在西北电网整个运行来说以前是一个常态，也就是说五省的相互促进，相互调剂的运行模式。但是随着这几年市场运行要求越来越高，计量和结算也是一方面，体现出来要求。所以我们把以前义务的调峰，现在要逐步转向市场，也包括常规能源的火电和水电，包括清洁能源，包括储能。

今年，我们相继开展了青海跟陕西的辅助服务市场，所有的西北市场体系，现在初期开展的主要品种还是调峰，也是围绕西北的运行的主要问题，新能源消纳的压力来开展的。下一步还要开展调频市场，因为现在的频率问题在西北相对来讲不是一个很突出的问题，现在虽然说有9个大的直流，容量5400多万，这几年运行之后也出现过双级闭锁的问题，但是在频率扰动上没有很大的问题，所以这个问题相对来讲不是迫切问题，但是下一步我们要在整个区域层面推出调频市场，最终要跟整个现货市场衔接，这就是现在几个辅助服务市场格局。

主要的交易品种从规则来看有四项，第一深调，50%以下的有偿调峰，第二停备，第三电储能交易，规则里面有两肋，一类跟现在比较常见的，跟发电企业联合运营的，这一类从市场规则来看我们是不干预的，还是跟以前的运行模式一样。另外一类能够接受调度直接调管，可以计量，可以调管，将来可以结算的我们叫共享储能，严格的讲经过改造之后是并在网侧的，通过在网侧对全网服务的储能资源来参与市场，这是电储能交易模式，今年青海率先试行。第四，可调节负荷，一个是上调，一个是下调，我们主要开展的是上面两项。

以宁夏为例，宁夏市场是启动相对比较早的，2018年全年运行了7个月的时间，整个深调电量1.82亿，补偿金额给主要火电企业8000多万，火电企业灵活性改造的积极性越来越高，推出市场之前和市场之后整个调峰能力增加140万，比较突出的厂子经过改造之后低于30%，宁夏目前的火电企业没有采用比较大的，比如说储热、电锅炉，包括电储能、电化学储能的模式，都是通过改造锅炉、脱硝达到的，所以下一步还是有一定的空间。

从分摊情况来看，很多专家、来宾关心整个发电企业的分摊问题，有几种算法：

从规则里面规定的，在升调补偿时段的上网时段分摊，火电、风电光伏都是参与的，整个分摊金额是2-3分钱之间，还有一种算法把8000多万整个摊到7个月的新能源上网电量里面，大概150多个亿，算下来只有几厘钱，对于新能源的分摊也是有限的。规则里面有很多系数的修正，跟新能源实际的发电水平、上网水平有关系。

从结果来看三点：

第一提升调峰能力。第二促进节能减排，在这儿效果也是很明显的。第三完善了市场体系。辅助服务市场毕竟还是有一定的实时电力特征，能够提高市场主体的博弈能力，同时为将来的现货市场打下基础。

最后一点，着重介绍一下我们在青海开展的电储能参与辅助服务市场的特点。在我们推进青海市场的时候，当时在2018年下半年提出来把网侧储能参与全网，确切的讲是在断面内，青海主要是在海西、海南断面出现限电，为了落实五部委的指导意见，我们就将电网侧的共享储能作为创新点。从交易的规则里面来看，有三种交易模式，一个是自主协商，相对比较简单，我的储能点跟发电企业协商，每充放一度电，现在采用放电的电量的结算，双方的分账的关系。

还有一种集中交易，集中交易，将来的储能点可能不止一个，在断面内的发电企业也有很多，有不同的上网电价，通过集中的报价，通过撮合出清，单独形成各自交易的单价，然后再提交调度机构，最后进行执行。

最后如果你们的协商和集中交易都没有结果，为了保障储能资源的利用率，最后用调度的强制执行，也就是委托调度调管，有一个保底的充电的价格。前一阵子，上星期我们局里面印发了青海的辅助服务市场的征求意见稿，市场规则，对这块的具体的，包括标准也进行了一些征求意见。因为青海电网这几年做的全清洁能源消纳这个工作，每年都有一个新的要求，从今年来看要做到15天，从第一年2017年的7天，2018年的9天，做到15天之后，在青海电网迫切需要一些进一步发掘新能源消纳的手段。

在4月底，青海电力公司组织现在具备调度运行条件的鲁能和两家新能源进行了10天的试点交易，具体的交易情况，一会儿青海公司的董主任还要具体介绍。

我们觉得通过共享储能的模式，这是10天时间的充放电量，通过共享储能的模式，来促进储能在进入电力市场扫清障碍，形成他需要的支持。第一，现在的利用率如果跟单一的电场联合运营，你受这个电场的制约比较大。我给几十家企业提供服务的话，能大大提高利用率，当然这个要看整个的电网的弃电限电情况。

第二，有利于提高项目收益，这个就提到价格的形成机制，跟多家发电企业，因为有很多早期并网的相对高价光伏场站，在弃电的时候，现在调度都是执行三公一致的原则，不会因为你的电价高让你多弃或者少弃。这样的话，能够缩短储能的回收周期，促进储能的投资，进而降低断面内的弃电水平。调度运行的开机方式已经是最小方式，在最小运行方式下，新能源的风和光发电量仍然不能消纳，同时断面内的火电调到最低，有偿的补偿时段，再把前面能用的手段都用尽之后，储能它是很灵活的，第二在经济上，如果有愿意接受，从现在实际情况来看，电池的投资还是相对比较高的，但是市场的需求是多样的，有愿意出更高价格来做这个事情的话，就可以给储能更高的收益。

第三，在五部委的文件里面提到了，对于独立的辅助服务提供商的身份，现在一旦形成独立的辅助服务提供商肯定不是跟用户或者跟发电企业联合运营的，他一定是并在电网侧的，在电网侧实现这样的身份，目前市场中你参与调峰，参与减少弃风弃光，下一步开展的调频和辅助服务市场也具备资格和条件，所以对下一步的市场推进作用也是比较大的。青海这次征求完意见以后，6月上旬启动青海电力市场辅助服务市场的试运行，这个共享储能的模式一旦在运行中取得比较好的成果的话，我们很快在陕西、宁夏，整个西北电网进行推广。下一步对于整个储能参与辅助服务市场的业态会有一定的促进。

我的介绍就这么多，谢谢各位！

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