电力辅助服务市场运营解读及经济性分析（附《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)》）

电力18讯：

 　　今年3月22日，国家能源局西北监管局会同宁夏回族自治区经济和信息化委员会联合下发《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)》(文件附文末)，这标志着宁夏电力辅助服务向市场化迈向重要一步。为积极应对辅助服务市场变化，实现综合效益最大化，对参与辅助服务市场运营企业的经济性及机组适应能力进行分析建议如下：

 

一、相关定义解释

 

　　1、辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，由并网发电厂提供的除正常电能生产以外的市场化辅助服务。本规则中的辅助服务主要包括有偿调峰交易，市场交易方式为日前组织、日内调整。

 

　　2、调峰辅助服务是指并网发电机组、可中断负荷或电储能装置，按照电网调峰需求，平滑、稳定调整机组出力或改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。

 

　　3、调峰辅助服务分为基本(义务)调峰服务和有偿调峰服务。有偿调峰服务在宁夏电力辅助服务市场中交易，暂包含实时深度调峰交易、调停备用交易、可中断负荷交易和电储能交易。

 

　　4、电力辅助服务市场的市场主体为宁夏电网统调并网发电厂(包括公用火电、风电、光伏、装机容量50MW及以上的水电站，暂不包括自备电厂、灵绍配套电源)，以及经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户。新建机组满负荷试运结束后即纳入辅助服务管理范围，火电机组参与范围为单机容量100MW及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组。

 

　　另外，需要特别说明的是，除“火电机组发电权交易”外的其他调峰辅助服务电量，不影响发电企业年度电量计划。

 

二、电力辅助服务市场运营经济性分析

 

　　(一)煤机辅助服务

 

　　宁夏电网调峰辅助服务市场运营规则明确，深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式，负荷率40%--50%报价范围0--0.4元/兆瓦时，负荷率小于40%报价范围0.4--1元/兆瓦时。

 

　　如不具备深度调峰能力将会有三方面的问题：

 

　　一是在全网调用深度调峰时，高于50%负荷率的电量要参与电量考核分摊，分摊分为三档：50%~70%负荷率为第一档，修正系数为1;70%~80%负荷率为第二档，修正系数为1.5;负荷率大于80%以上为第三档，修正系数为2。

 

　　二是应急调停服务(不超过72小时)，30万机组应急启停报价上限为110万元，60万机组报价上限为200万元，100万机组报价上限为300万元。

 

　　三是西电调字〔2017〕34号《西北电网关于直调火电企业进行灵活性改造的通知》明确要求各火电机组必须满足各种环境温度下100%额定容量的最大技术出力及不高于40%额定容量的最小技术出力，否则不予签订并网调度协议。

 

　　按照电网运营规则，我们以两台60万机组为例，暂按照每天4个小时深度调峰、机组深度调峰能力40%测算，每天辅助服务调峰电量约50万千瓦时，度电价格按照最高报价0.4元/千瓦时计算，日奖励资金20万元，按照每月20天参与深度调峰计算，每月奖励金额为400万元;但同时要测算考虑供煤煤耗及厂用电率增加影响。反之，若不具备深度调峰能力，则每日要被分摊考核，深度调峰期间负荷率越高，考核金额越大，煤机度电考核幅度最大67.37元/千千瓦时(火电环保标杆电价×0.25)。

 

　　(二)新能源辅助服务

 

　　根据辅助服务市场运营规则，新能源参与调峰服务参与分摊考核，按照风场(光伏)占全网参与分摊的所有发电企业(火电、新能源和水电)修正后总发电量的比例，然后再乘以调峰补偿总金额。风电、光伏分摊考核金额上限为度电215.6元/千千瓦时(火电环保标杆电价×0.8)。

 

　　新能源企业可参与“可中断负荷交易”，在弃风弃光时间段用电，为电网提供调峰服务的用电负荷项目视为可中断负荷。新能源企业可以与可中断负荷用户开展双边交易，也可在电网辅助服务平台开展集中竞价交易，原则上双边交易价格上下限分别为0.2、0.1元/千瓦时(此价格可理解为给用户让利价格)。集中竞价成交价格为最后一个匹配成交的新能源与可中断负荷用户申报价格的平均值。

 

　　(三)电储能服务市场

 

　　电储能交易是指蓄电设施通过在低谷或弃风弃光时段吸收电力，自其它时段释放电力，从而提供调峰服务的交易。电储能可在发电企业计量出口内或用户侧为电网提供调峰服务，要求充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上。储能获得辅助收益的方式有两种：

 

　　一是火电企业计量处口内建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰，在深度调峰交易中抵减机组发电出力进行费用计算及补偿，最多可抵减至出力为零，对抵减后出力为负的部分不予补偿。在风电场、光伏电站计量出口内建设的电储能设施，由电力调度机构监控、记录其实时充放电状态，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。

 

　　二是用户侧电储能设施可与风电、光伏企业协商开展双边交易，市场初期原则上双边交易价格上下限分别为0.2、0.1元/千瓦时。

 

　　(四)辅助服务市场经济性预测

 

　　开展辅助服务市场的主要目的是为了解决电网新能源消纳和峰谷差实施电量平衡的需要。随着国家加大新能源消纳的力度，西北地区辅助服务市场迫在眉睫。

 

　　在加大新能源消纳力度的政策背景下，考虑全网用电量年增长率5%，增加用电负荷45万千瓦左右，按照目前调峰需求，届时煤机参与深度调峰负荷量120万千瓦以上，年辅助服务市场深度调峰电量市场规模15亿千瓦时。暂按照全网30万及以上现役机组全部参与调峰预计(不考虑外送配套电源)，两台60万机组深度调峰量占比10%(装机容量比)，深度调峰负荷12万千瓦，年参与深度调峰电量1.5亿千瓦时以上，预计深度调峰初期可年获得收益5000万元左右。

 

三、火电机组低负荷调峰存在的问题

 

　　1、环保设备影响，机组不具备深调至50%负荷以下的能力。部分火电机组环保设施影响，机组无法深调至50%以下，届时只能被动分摊考核，没有能力获得补偿，对企业经营将造成较大压力。

 

　　2、随着宁夏煤炭市场的紧张，煤质较差，空预器及除雾器堵塞严重，差压高，导致负荷无法下调;夏季机组背压高影响增带负荷，带负荷能力不足导致被动考核。

 

　　3、随着宁夏煤炭市场的紧张，火电企业亏损日趋严重，投入产出的经济性差，部分30万机组对于投入灵活性改造的积极性不高。

　　

四、辅助服务有关工作建议

 

 

　　根据辅助服务市场运营规则及发展趋势，考虑目前煤机和新能源的特点，建议如下：

 

　　一是深入挖潜当前机组深度调峰能力，分机组开展性能试验和优化，采取优化现有运行方式和调整手段挖潜现役机组低负荷调峰能力，加大设备维护，确保辅助服务市场正式实施前达到深度调峰至40%以下负荷率。

 

　　二是积极开展机组灵活性改造调研和方案制定，做好积极性测算，争取尽快实施，抢占辅助市场的先机。

 

　　三是开拓储能服务市场研究，结合灵活性改造建设储能设施，一方面可享受双边交易让利，另一方面可参与辅助服务获得补偿。

 

　　四是做好辅助服务决策和报价响应机制建设，从技术支持、运行调整、生产维护、辅助市场决策和报价运营机制的调研等各方面做好应对方案，确保机组低负荷深度调峰期间安全稳定。