電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)解讀及經(jīng)濟(jì)性分析

王元臣

[摘 要]2018年3月22日，國(guó)家能源局西北監(jiān)管局會(huì)同寧夏回族自治區(qū)經(jīng)濟(jì)和信息化委員會(huì)聯(lián)合下發(fā)《寧夏電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則（試行）》，這標(biāo)志著寧夏電力輔助服務(wù)向市場(chǎng)化邁出重要一步。為積極應(yīng)對(duì)此變化，實(shí)現(xiàn)發(fā)電綜合效益最大化，對(duì)參與企業(yè)的經(jīng)濟(jì)性及機(jī)組適應(yīng)能力進(jìn)行分析建議，借此提高綜合發(fā)電效益（文章以寧夏區(qū)域?yàn)槔U述）。

[關(guān)鍵詞] 輔助服務(wù)；效益；分析建議

[DOI]10.13939/j.cnki.zgsc.2018.35.137

1 相關(guān)定義解釋

其一，輔助服務(wù)是指為維護(hù)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證電能質(zhì)量，由并網(wǎng)發(fā)電廠提供的除正常電能生產(chǎn)以外的市場(chǎng)化輔助服務(wù)。該規(guī)則中的輔助服務(wù)主要包括有償調(diào)峰交易，市場(chǎng)交易方式為日前組織、日內(nèi)調(diào)整。其二，調(diào)峰輔助服務(wù)是指并網(wǎng)發(fā)電機(jī)組、可中斷負(fù)荷或電儲(chǔ)能裝置，按照電網(wǎng)調(diào)峰需求，平滑、穩(wěn)定調(diào)整機(jī)組出力或改變機(jī)組運(yùn)行狀態(tài)或調(diào)節(jié)負(fù)荷所提供的服務(wù)。其三，調(diào)峰輔助服務(wù)分為基本（義務(wù)）調(diào)峰服務(wù)和有償調(diào)峰服務(wù)。有償調(diào)峰服務(wù)在寧夏電力輔助服務(wù)市場(chǎng)中交易，暫包含實(shí)時(shí)深度調(diào)峰交易、調(diào)停備用交易、可中斷負(fù)荷交易和電儲(chǔ)能交易。其四，電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的主體為寧夏電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)并網(wǎng)發(fā)電廠（包括公用火電、風(fēng)電、光伏、裝機(jī)容量50MW及以上的水電站，暫不包括自備電廠、靈紹配套電源），以及經(jīng)市場(chǎng)準(zhǔn)入的電儲(chǔ)能和可中斷負(fù)荷電力用戶。新建機(jī)組滿負(fù)荷試運(yùn)結(jié)束后即納入輔助服務(wù)管理范圍，火電機(jī)組參與范圍為單機(jī)容量100MW及以上的燃煤、燃?xì)狻⒗⑸镔|(zhì)發(fā)電機(jī)組。另外，需要特別說明的是，除“火電機(jī)組發(fā)電權(quán)交易”外的其他調(diào)峰輔助服務(wù)電量，不影響發(fā)電企業(yè)年度電量計(jì)劃。

2 電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)經(jīng)濟(jì)性分析

2.1 煤機(jī)輔助服務(wù)

寧夏電網(wǎng)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則明確，深度調(diào)峰交易采用“階梯式”報(bào)價(jià)方式，負(fù)荷率40%～50%報(bào)價(jià)范圍0～0.4元/兆瓦時(shí)，負(fù)荷率小于40%報(bào)價(jià)范圍0.4～1元/兆瓦時(shí)。如不具備深度調(diào)峰能力將會(huì)有三方面的問題。

一是在全網(wǎng)調(diào)用深度調(diào)峰時(shí)，高于50%負(fù)荷率的電量要參與電量考核分?jǐn)偅謹(jǐn)偡譃槿龣n：50%～70%負(fù)荷率為第一檔，修正系數(shù)為1；70%～80%負(fù)荷率為第二檔，修正系數(shù)為1.5；負(fù)荷率大于80%以上為第三檔，修正系數(shù)為2。二是應(yīng)急調(diào)停服務(wù)（不超過72小時(shí)），30萬千瓦機(jī)組應(yīng)急啟停報(bào)價(jià)上限為110萬元，60萬千瓦機(jī)組報(bào)價(jià)上限為200萬元，100萬千瓦機(jī)組報(bào)價(jià)上限為300萬元。三是西電調(diào)字〔2017〕34號(hào)《西北電網(wǎng)關(guān)于直調(diào)火電企業(yè)進(jìn)行靈活性改造的通知》明確要求各火電機(jī)組必須滿足各種環(huán)境溫度下100%額定容量的最大技術(shù)出力及不高于40%額定容量的最小技術(shù)出力，否則不予簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議。

按照電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則，筆者以兩臺(tái)60萬千瓦機(jī)組為例，暫按照每天4個(gè)小時(shí)深度調(diào)峰、機(jī)組深度調(diào)峰能力40%測(cè)算，每天輔助服務(wù)調(diào)峰電量約50萬千瓦時(shí)，度電價(jià)格按照最高報(bào)價(jià)0.4元/千瓦時(shí)計(jì)算，日獎(jiǎng)勵(lì)資金20萬元，按照每月20天參與深度調(diào)峰計(jì)算，每月獎(jiǎng)勵(lì)金額為400萬元；但同時(shí)要測(cè)算考慮供煤煤耗及廠用電率增加影響。反之，若不具備深度調(diào)峰能力，則每日要被分?jǐn)偪己耍疃日{(diào)峰期間負(fù)荷率越高，考核金額越大，煤機(jī)度電考核幅度最大67.37元/千千瓦時(shí)（火電環(huán)保標(biāo)桿電價(jià)×0.25）。

2.2 新能源輔助服務(wù)

根據(jù)輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則，新能源參與調(diào)峰服務(wù)、參與分?jǐn)偪己耍凑诊L(fēng)場(chǎng)（光伏）占全網(wǎng)參與分?jǐn)偟乃邪l(fā)電企業(yè)（火電、新能源和水電）修正后總發(fā)電量的比例，然后再乘以調(diào)峰補(bǔ)償總金額。風(fēng)電、光伏分?jǐn)偪己私痤~上限為度電215.6元/千千瓦時(shí)（火電環(huán)保標(biāo)桿電價(jià)×0.8）。

新能源企業(yè)可參與“可中斷負(fù)荷交易”，在棄風(fēng)棄光時(shí)間段用電，為電網(wǎng)提供調(diào)峰服務(wù)的用電負(fù)荷項(xiàng)目被視為可中斷負(fù)荷。新能源企業(yè)可以與可中斷負(fù)荷用戶開展雙邊交易，也可在電網(wǎng)輔助服務(wù)平臺(tái)開展集中競(jìng)價(jià)交易，原則上雙邊交易價(jià)格上下限分別為0.2元、0.1元/千瓦時(shí)（此價(jià)格可理解為給用戶讓利價(jià)格）。集中競(jìng)價(jià)成交價(jià)格為最后一個(gè)匹配成交的新能源與可中斷負(fù)荷用戶申報(bào)價(jià)格的平均值。

2.3 電儲(chǔ)能服務(wù)市場(chǎng)

電儲(chǔ)能交易是指蓄電設(shè)施通過在低谷或棄風(fēng)棄光時(shí)段吸收電力，自其他時(shí)段釋放電力，從而提供調(diào)峰服務(wù)的交易。電儲(chǔ)能可在發(fā)電企業(yè)計(jì)量出口內(nèi)或用戶側(cè)為電網(wǎng)提供調(diào)峰服務(wù)，要求充電功率在1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時(shí)間4小時(shí)以上。儲(chǔ)能獲得輔助收益的方式有兩種。

一是火電企業(yè)計(jì)量出口內(nèi)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施，可與機(jī)組聯(lián)合參與調(diào)峰，在深度調(diào)峰交易中抵減機(jī)組發(fā)電出力進(jìn)行費(fèi)用計(jì)算及補(bǔ)償，最多可抵減至出力為零，對(duì)抵減后出力為負(fù)的部分不予補(bǔ)償。在風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站計(jì)量出口內(nèi)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施，由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)監(jiān)控、記錄其實(shí)時(shí)充放電狀態(tài)，其充電能力優(yōu)先由所在風(fēng)電場(chǎng)和光伏電站使用，由電儲(chǔ)能設(shè)施投資運(yùn)營(yíng)方與風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站協(xié)商確定補(bǔ)償費(fèi)用。二是用戶側(cè)電儲(chǔ)能設(shè)施可與風(fēng)電、光伏企業(yè)協(xié)商開展雙邊交易，市場(chǎng)初期原則上雙邊交易價(jià)格上下限分別為0.2元、0.1元/千瓦時(shí)。

2.4 輔助服務(wù)市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)性預(yù)測(cè)

開展輔助服務(wù)市場(chǎng)的主要目的是為了解決電網(wǎng)新能源消納和峰谷差實(shí)施電量平衡的需要。隨著國(guó)家加大新能源消納的力度，西北地區(qū)輔助服務(wù)市場(chǎng)迫在眉睫。在加大新能源消納力度的政策背景下，考慮全網(wǎng)用電量年增長(zhǎng)率5%，增加用電負(fù)荷45萬千瓦左右，按照目前調(diào)峰需求，屆時(shí)煤機(jī)參與深度調(diào)峰負(fù)荷量120萬千瓦以上，年輔助服務(wù)市場(chǎng)深度調(diào)峰電量市場(chǎng)規(guī)模15億千瓦時(shí)。暫按照全網(wǎng)30萬千瓦及以上現(xiàn)役機(jī)組全部參與調(diào)峰預(yù)計(jì)（不考慮外送配套電源），兩臺(tái)60萬千瓦機(jī)組深度調(diào)峰量占比10%（裝機(jī)容量比），深度調(diào)峰負(fù)荷12萬千瓦，年參與深度調(diào)峰電量1.5億千瓦時(shí)以上，預(yù)計(jì)深度調(diào)峰初期可年獲得收益5000萬元左右。

3 火電機(jī)組低負(fù)荷調(diào)峰存在的問題

一是環(huán)保設(shè)備影響，機(jī)組不具備深調(diào)至50%負(fù)荷以下的能力。部分火電機(jī)組環(huán)保設(shè)施影響，機(jī)組無法深調(diào)至50%以下，屆時(shí)只能被動(dòng)分?jǐn)偪己耍瑳]有能力獲得補(bǔ)償，對(duì)企業(yè)經(jīng)營(yíng)將造成較大壓力。二是隨著寧夏煤炭市場(chǎng)的緊張，煤質(zhì)較差，空預(yù)器及除霧器堵塞嚴(yán)重，差壓高，導(dǎo)致負(fù)荷無法下調(diào)；夏季機(jī)組背壓高影響增帶負(fù)荷，帶負(fù)荷能力不足導(dǎo)致被動(dòng)考核。三是隨著寧夏煤炭市場(chǎng)的緊張，火電企業(yè)虧損日趨嚴(yán)重，投入產(chǎn)出的經(jīng)濟(jì)性差，部分30萬千瓦機(jī)組對(duì)于投入靈活性改造的積極性不高。

4 輔助服務(wù)有關(guān)工作建議

一是深入挖掘當(dāng)前機(jī)組深度調(diào)峰能力，分機(jī)組開展性能試驗(yàn)和優(yōu)化，采取優(yōu)化現(xiàn)有運(yùn)行方式和調(diào)整手段挖掘現(xiàn)役機(jī)組低負(fù)荷調(diào)峰能力，加大設(shè)備維護(hù)，確保輔助服務(wù)市場(chǎng)正式實(shí)施前達(dá)到深度調(diào)峰至40%以下負(fù)荷率；二是積極開展機(jī)組靈活性改造調(diào)研和方案制定，做好積極性測(cè)算，搶占輔助市場(chǎng)的先機(jī)；三是開拓儲(chǔ)能服務(wù)市場(chǎng)研究，結(jié)合靈活性改造建設(shè)儲(chǔ)能設(shè)施，一方面可享受雙邊交易讓利，另一方面可參與輔助服務(wù)獲得補(bǔ)償；四是做好輔助服務(wù)決策和報(bào)價(jià)響應(yīng)機(jī)制建設(shè)，從技術(shù)支持、運(yùn)行調(diào)整、生產(chǎn)維護(hù)、輔助市場(chǎng)決策和報(bào)價(jià)運(yùn)營(yíng)機(jī)制的調(diào)研等各方面做好應(yīng)對(duì)方案，確保機(jī)組低負(fù)荷深度調(diào)峰期間安全穩(wěn)定。

參考文獻(xiàn)：

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