今年3月22日，國家能源局西北監(jiān)管局會同寧夏回族自治區(qū)經濟和信息化委員會聯(lián)合下發(fā)《寧夏電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》(文件附文末)，這標志著寧夏電力輔助服務向市場化邁向重要一步。為積極應對輔助服務市場變化，實現(xiàn)綜合效益最大化，對參與輔助服務市場運營企業(yè)的經濟性及機組適應能力進行分析建議如下：

一、相關定義解釋

1、輔助服務是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，由并網發(fā)電廠提供的除正常電能生產以外的市場化輔助服務。本規(guī)則中的輔助服務主要包括有償調峰交易，市場交易方式為日前組織、日內調整。

2、調峰輔助服務是指并網發(fā)電機組、可中斷負荷或電儲能裝置，按照電網調峰需求，平滑、穩(wěn)定調整機組出力或改變機組運行狀態(tài)或調節(jié)負荷所提供的服務。

3、調峰輔助服務分為基本(義務)調峰服務和有償調峰服務。有償調峰服務在寧夏電力輔助服務市場中交易，暫包含實時深度調峰交易、調停備用交易、可中斷負荷交易和電儲能交易。

4、電力輔助服務市場的市場主體為寧夏電網統(tǒng)調并網發(fā)電廠(包括公用火電、風電、光伏、裝機容量50MW及以上的水電站，暫不包括自備電廠、靈紹配套電源)，以及經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。新建機組滿負荷試運結束后即納入輔助服務管理范圍，火電機組參與范圍為單機容量100MW及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發(fā)電機組。

另外，需要特別說明的是，除“火電機組發(fā)電權交易”外的其他調峰輔助服務電量，不影響發(fā)電企業(yè)年度電量計劃。

二、電力輔助服務市場運營經濟性分析

(一)煤機輔助服務

寧夏電網調峰輔助服務市場運營規(guī)則明確，深度調峰交易采用“階梯式”報價方式，負荷率40%--50%報價范圍0--0.4元/兆瓦時，負荷率小于40%報價范圍0.4--1元/兆瓦時。

如不具備深度調峰能力將會有三方面的問題：

一是在全網調用深度調峰時，高于50%負荷率的電量要參與電量考核分攤，分攤分為三檔：50%~70%負荷率為第一檔，修正系數(shù)為1;70%~80%負荷率為第二檔，修正系數(shù)為1.5;負荷率大于80%以上為第三檔，修正系數(shù)為2。

二是應急調停服務(不超過72小時)，30萬機組應急啟停報價上限為110萬元，60萬機組報價上限為200萬元，100萬機組報價上限為300萬元。

三是西電調字〔2017〕34號《西北電網關于直調火電企業(yè)進行靈活性改造的通知》明確要求各火電機組必須滿足各種環(huán)境溫度下100%額定容量的最大技術出力及不高于40%額定容量的最小技術出力，否則不予簽訂并網調度協(xié)議。

按照電網運營規(guī)則，我們以兩臺60萬機組為例，暫按照每天4個小時深度調峰、機組深度調峰能力40%測算，每天輔助服務調峰電量約50萬千瓦時，度電價格按照最高報價0.4元/千瓦時計算，日獎勵資金20萬元，按照每月20天參與深度調峰計算，每月獎勵金額為400萬元;但同時要測算考慮供煤煤耗及廠用電率增加影響。反之，若不具備深度調峰能力，則每日要被分攤考核，深度調峰期間負荷率越高，考核金額越大，煤機度電考核幅度最大67.37元/千千瓦時(火電環(huán)保標桿電價×0.25)。

(二)新能源輔助服務

根據(jù)輔助服務市場運營規(guī)則，新能源參與調峰服務參與分攤考核，按照風場(光伏)占全網參與分攤的所有發(fā)電企業(yè)(火電、新能源和水電)修正后總發(fā)電量的比例，然后再乘以調峰補償總金額。風電、光伏分攤考核金額上限為度電215.6元/千千瓦時(火電環(huán)保標桿電價×0.8)。

新能源企業(yè)可參與“可中斷負荷交易”，在棄風棄光時間段用電，為電網提供調峰服務的用電負荷項目視為可中斷負荷。新能源企業(yè)可以與可中斷負荷用戶開展雙邊交易，也可在電網輔助服務平臺開展集中競價交易，原則上雙邊交易價格上下限分別為0.2、0.1元/千瓦時(此價格可理解為給用戶讓利價格)。集中競價成交價格為最后一個匹配成交的新能源與可中斷負荷用戶申報價格的平均值。

(三)電儲能服務市場

電儲能交易是指蓄電設施通過在低谷或棄風棄光時段吸收電力，自其它時段釋放電力，從而提供調峰服務的交易。電儲能可在發(fā)電企業(yè)計量出口內或用戶側為電網提供調峰服務，要求充電功率在1萬千瓦及以上、持續(xù)充電時間4小時以上。儲能獲得輔助收益的方式有兩種：

一是火電企業(yè)計量處口內建設的電儲能設施，可與機組聯(lián)合參與調峰，在深度調峰交易中抵減機組發(fā)電出力進行費用計算及補償，最多可抵減至出力為零，對抵減后出力為負的部分不予補償。在風電場、光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，由電力調度機構監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)，其充電能力優(yōu)先由所在風電場和光伏電站使用，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協(xié)商確定補償費用。

二是用戶側電儲能設施可與風電、光伏企業(yè)協(xié)商開展雙邊交易，市場初期原則上雙邊交易價格上下限分別為0.2、0.1元/千瓦時。

(四)輔助服務市場經濟性預測

開展輔助服務市場的主要目的是為了解決電網新能源消納和峰谷差實施電量平衡的需要。隨著國家加大新能源消納的力度，西北地區(qū)輔助服務市場迫在眉睫。

在加大新能源消納力度的政策背景下，考慮全網用電量年增長率5%，增加用電負荷45萬千瓦左右，按照目前調峰需求，屆時煤機參與深度調峰負荷量120萬千瓦以上，年輔助服務市場深度調峰電量市場規(guī)模15億千瓦時。暫按照全網30萬及以上現(xiàn)役機組全部參與調峰預計(不考慮外送配套電源)，兩臺60萬機組深度調峰量占比10%(裝機容量比)，深度調峰負荷12萬千瓦，年參與深度調峰電量1.5億千瓦時以上，預計深度調峰初期可年獲得收益5000萬元左右。

三、火電機組低負荷調峰存在的問題

1、環(huán)保設備影響，機組不具備深調至50%負荷以下的能力。部分火電機組環(huán)保設施影響，機組無法深調至50%以下，屆時只能被動分攤考核，沒有能力獲得補償，對企業(yè)經營將造成較大壓力。

2、隨著寧夏煤炭市場的緊張，煤質較差，空預器及除霧器堵塞嚴重，差壓高，導致負荷無法下調;夏季機組背壓高影響增帶負荷，帶負荷能力不足導致被動考核。

3、隨著寧夏煤炭市場的緊張，火電企業(yè)虧損日趨嚴重，投入產出的經濟性差，部分30萬機組對于投入靈活性改造的積極性不高。

四、輔助服務有關工作建議

根據(jù)輔助服務市場運營規(guī)則及發(fā)展趨勢，考慮目前煤機和新能源的特點，建議如下：

一是深入挖潛當前機組深度調峰能力，分機組開展性能試驗和優(yōu)化，采取優(yōu)化現(xiàn)有運行方式和調整手段挖潛現(xiàn)役機組低負荷調峰能力，加大設備維護，確保輔助服務市場正式實施前達到深度調峰至40%以下負荷率。

二是積極開展機組靈活性改造調研和方案制定，做好積極性測算，爭取盡快實施，搶占輔助市場的先機。

三是開拓儲能服務市場研究，結合靈活性改造建設儲能設施，一方面可享受雙邊交易讓利，另一方面可參與輔助服務獲得補償。

四是做好輔助服務決策和報價響應機制建設，從技術支持、運行調整、生產維護、輔助市場決策和報價運營機制的調研等各方面做好應對方案，確保機組低負荷深度調峰期間安全穩(wěn)定。

原文：深度|電力輔助服務市場運營解讀及經濟性分析(附《寧夏電力輔助服務市場運營規(guī)則(試行)》)