东北电力辅助服务市场专项改革试点

 

(作者：张勇  马骏 江苏中科智储科技有限公司)

 

一、调峰市场改革有利于打破现有利益分配格局

 

《试点方案》按照“谁受益、谁承担”的原则，建立了辅助服务分担共享机制，明确了利益补偿规则，建立了调峰市场的运行基础。《试点方案》将风电和核电等清洁能源纳入市场主体，定位于电力调峰市场的受益方，需承担购买辅助服务义务，虽然相当于变相降低风电和核电的上网电价，但这却是清洁能源成为替代能源的必经之路。对于风电、光伏等可再生能源来说，在经历了高速发展之后，更需要理性发展，注重提升发展的质量，促进技术和管理水平的提升和创新发展，不断提高市场竞争力。对于常规火电厂来说，在不断增大的减排和环境压力以及产能过剩的背景下，如何积极主动调整发展思路，顺应低碳绿色的能源发展潮流，是任何一个经营者面临的必答题。着眼于长期发展，火电厂需要做好角色换位的长期准备，充分利用自身可控可调的优势，为可再生能源的发展提供支持，以此获得自身的发展空间。

 

二、各类调峰补偿效果尚待观察

 

《试点方案》规定的市场参与主体范围广泛，调峰手段多样，不仅涵盖发电侧的常规火电调峰，还包括电力用户侧的可中断用电负荷调峰，对电储能发挥调峰作用的补偿标准也做了详细说明。考虑到不同调峰方式的成本差异、调峰能力和辅助服务质量差异，不同调峰方式的补偿机制能否有效激励各类调峰主体参与市场的积极性，还需进一步观察分析。

 

1、火电厂实时深度调峰

 

《运营规则》规定电力辅助服务市场的参与主体是东北地区省级及以上电力调度机构调度指挥的并网发电厂，以及经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户，火电机组参与的范围是单机容量10万kW及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组。因此大量以供热为主的中小型火力发电机组并不包括在调峰市场范围内，电力调峰的压力将主要集中在大中型抽凝式或纯凝式火电机组身上，尽管这类火电机组具有相对较强的调峰能力，但也需要面临运营费用增加和必要的调峰技术改造压力。《运营规则》的火电厂实时深度调峰交易采用阶梯式报价方式，40%~50%为第一档，报价范围是0~0.4元/kWh，40%以下为第二档，报价范围0.4~1元/kWh。目前东北地区调峰能力较强的火电机组可持续运行的最小负荷一般在50%左右，一些技术先进，运行管理水平高的火电机组能够实现45%负荷率的短期运行，但需要付出热效率降低，煤耗增加，排放增加，设备损耗增加，运营成本增加的代价;若进一步增加调峰深度，火电企业需要付出投油稳燃和设备寿命折减的巨大代价，火电厂的深度调峰补偿力度是否有足够的吸引力，还需要在总结经验的基础上进一步调整完善。

 

值得一提的是，《运营规则》鼓励供热电厂投资建设储能调峰设施，吸收电能抵减火电机组发电出力，可视为机组深度调峰，给予相应补偿，而且不影响机组最小运行方式核定和合同电量执行，这就为火电厂调峰技术改造提供了一种新的思路，例如采用电蓄热技术，将电能转化为高温热能用于供热或重新发电，这样可以以较低的代价和运行成本大幅提升火电厂的深度调峰能力。

 

2、可中断用电负荷调峰

 

可中断负荷主要是指电蓄热供暖设施，实际上自从东北地区风电开始出现弃风现象以来，许多风电开发商和当地政府积极利用弃风供热开拓当地电力消纳空间，不仅可以减少风电开发商损失，也可以替代燃煤锅炉供热减少大气污染，但由于项目投资主体不明确和利益补偿机制不清晰，导致弃风供热项目没有得到大面积推广。在新的调峰市场条件下，电蓄热供暖项目以可中断负荷的形式出现，面向整个市场提供调峰服务，电蓄热设施在用电负荷处于低谷时吸收电能，将电能存储为热能，向客户提供热力服务，同时获得电力调峰补偿。电蓄热项目能够获得市场认可的关键在于同燃煤锅炉供暖的经济性比较。在不考虑环境成本条件下，东北地区供热价格折算到电价约为0.15元/kWh左右，只有当电蓄热项目的用电成本不高于此价格，项目才具有经济可行性，而目前东北地区的目录低谷电价约为0.45元/kWh，考虑到可中断负荷调峰补偿后，电蓄热项目的用电成本可以降低到0.35~0.25元/kWh，依然高于燃煤供热价格，难以调动供热企业的投资积极性。

 

3、电储能调峰

 

根据今年国家能源局出台的《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》，电储能被视为独立辅助服务提供者，给予其与发电企业、售电企业、电力用户地位相当的电力市场主体资格，明确了电储能的充放电价格机制和运营模式，《运营规则》则规定了电储能参与调峰的补偿机制。目前以电池储能技术为主的电储能存在技术未完全成熟，投资成本过高的问题，电源侧建设电储能设施，无法实现“低买高卖”的盈利模式，用户侧建设电储能设施，在支付相应的过网费用后，可以直接购买低价的风电场弃风电量，然后以分布式电源价格卖出，电储能项目虽然可以获得额外0.1~0.2元/kWh的调峰补偿，但仍然无法改变电储能项目“入不敷出”的困境。理论上讲，电储能适用于电价剧烈波动的电力现货市场，通过较大的高峰低谷电价差实现盈利，因此在当前的辅助调峰市场环境中，电储能的市场价值很难得到充分发挥。

 

三、结论与建议

 

东北地区开展电力调峰辅助服务市场试点工作，从体制上打破了可再生能源的发展困境，有利于能源结构调整和绿色低碳能源发展;但同时，作为调峰辅助服务改革尝试，《试点方案》还存在一些局限性。首先，辅助调峰市场化改革仍然以传统的计划电量为基础，火电、风电、核电等发电形式的电量分配矛盾未完全解决，风电和核电等清洁能源的替代作用难以充分发挥;其次，从东北电网已经实施两年的电力调峰市场运行情况来看，尽管取得了一定的成绩，但东北地区的“弃风，弃核”现象仍普遍存在，调峰辅助服务的补偿力度偏小，各种调峰市场主体参与调峰的意愿还有待观察。

 

为加快能源结构调整，发挥东北地区的可再生能源资源优势，应充分调动各类调峰主体的积极性，建议调峰市场在总结经验的基础上放宽调峰价格限制，提高补偿力度，促进电力调峰辅助服务进一步发展;积极开展电力现货市场改革，直接利用电力价格引导市场主体参与调峰，通过市场的手段降低调峰成本，提高能源利用效率;考虑到电蓄热供暖可以直接替代燃煤锅炉，能够有效解决大气污染问题，社会效益显著，在电力过剩的背景下，建议加大调峰补偿力度外，给予电蓄热适当的优惠目录电价政策。