宁夏电力辅助服务市场正式启动试运行

困扰宁夏电力运行多年的矛盾今后将得以有效缓解。5月4日，宁夏电力辅助服务市场正式启动试运行。这一被视为推动宁夏能源科学发展的重要举措，将有效提升当地新能源消纳能力、电力系统安全稳定运行水平，并将有效缓解冬季热、电矛盾，进一步完善发电企业盈利模式。用市场化手段化解系统矛盾，宁夏能源发展的未来将值得期待。

建立辅助服务市场新机制应对电力运行矛盾

近年来，宁夏自治区集中供热需求持续增加，供热机组比重不断提高，超过了总调火电装机容量的40%，调峰、备用资源严重不足，使得电网安全、灵活运行的压力非常大。此外，宁夏全网新能源装机占比已经超过了42%，装机总量超过了电网消纳能力，缓解新能源消纳矛盾更是迫在眉睫。仅以该区风电建设为例，3月5日，宁夏风电行业迎来了“重大利好”，根据国家能源局《2018年度风电投资监测预警结果的通知》，解除了宁夏风电红色预警。同时，从一季度风电新增装机情况看，宁夏以34.76万千瓦的装机容量位列“新增装机较大的省份”第三。

足以见得，单纯通过计划手段和调度指令，要求发电企业提供辅助服务的效果和潜力显得愈发有限，急需建立市场化的电力辅助服务市场新机制。2017年初，由西北能源监管局、宁夏自治区经信委主导推动的宁夏辅助服务市场建设工作酝酿启动。

西北能源监管局局长黄少中表示，辅助服务市场建设是电力市场化改革的重要组成部分，只有充分坚持市场机制和手段，充分调动市场主体的积极性，才能有效激发市场活力，促进新能源消纳，促进资源优化配置，并为下一步推进电力现货市场打好基础。

在此之前，宁夏辅助服务市场普遍遵循“两个细则”的要求。“两个细则”中的发电企业是否提供深度调峰、调频等辅助服务是由调度机构确定并实施的，服务价格固定而不可选择。而在辅助服务市场中，则按照“谁付出，谁得补偿;谁得利，谁出分摊”的原则，发电企业可自主选择是否提供深度调峰等有偿辅助服务，按照市场规则，自主申报提供服务的量和价，根据出清结果进行调用和结算。

与同为“三北”地区的甘肃、新疆一样，宁夏电力辅助服务市场以调峰为主要目标，市场初期开展实时深度调峰交易和调停备用交易两个交易品种，条件成熟后还可加入可调节负荷交易和电储能交易。

火电盈利模式将从单一电量结算转向“电量+容量”并重

宁夏电网各方面条件比较成熟，电力企业市场意识较强，市场需求比较迫切，具备开展辅助服务市场的必要条件。

宁夏经信委主任赵旭辉指出，开展辅助服务市场，引导发电企业进行深度调峰改造，是解决当前宁夏电源结构性矛盾的有效措施。新能源装机占比高、供热期长的宁夏电网运行现状与新能源间歇性、季节性等特点，都决定了火电企业将承担更多的调峰义务和保障电网稳定运行的责任。

据悉，辅助服务市场将使火电整体盈利水平不再单纯依赖机组利用小时，而通过为电力市场提供高效低成本的调峰、调频等服务来获取额外收益，盈利模式从目前单一电量结算转向“电量+有偿服务”并重。

目前，宁夏电力辅助服务市场将火电机组(含供热机组)有偿调峰基准设定为其额定容量的50%。当火电机组平均负荷率小于有偿调峰基准时，便可通过实时深度调峰交易等方式享受调峰补偿。补偿费用由区内负荷率大于等于深度调峰基准的火电厂和风电厂、光伏电站按照调用时段共同分摊。

宁夏电力调控中心副主任宁波告诉记者，目前，宁夏自治区内单机容量10万千瓦及以上公用电厂共计18座，其中具备50%以上深调能力的电厂有15座，共有机组34台，装机容量1430万千瓦。辅助服务市场启动后，初期可释放130万千瓦左右的调峰空间。

截至宁夏辅助服务市场启动试运行之前，全区已有12家火电企业报名参与辅助服务市场，调峰能力整体能达到额定容量的40%附近，部分电厂可达30%附近。鉴于各厂进行灵活性改造的工程周期，预计今年底，宁夏90%以上火电企业均可完成改造。