現階段，電力現貨市場尚未建立，新能源高速發展與系統調峰資源緊張之間的矛盾依然突出，繼續完善并利用好具有“中國特色”的電力調峰輔助服務市場具有重大現實意義。

 

國網西北分部近日發布消息稱，截至3月29日，西北區域調峰輔助服務市場累計調峰電量突破100億千瓦時，實現新能源減棄增發100.03億千瓦時，西北電網新能源利用率從市場運營伊始的86%提升至93%以上。

 

自2014年東北電網開啟我國第一家電力調峰輔助服務市場以來，經過5年多探索，我國電力輔助服務逐漸有了“市場”味道。站在“十三五”規劃收官與全面建設小康社會的時間窗口，面向“十四五”及更長時間內的能源轉型重任，需要進一步完善電力輔助服務市場機制，以市場化手段促進源網荷儲協調發展，激發電力系統轉型活力，推動我國能源產業高質量發展。

 

調峰輔助服務符合中國國情

 

發展風電、光伏等新能源是保證我國構建清潔低碳、安全高效現代能源體系的戰略需求。截至2019年底，我國風電、光伏發電裝機分別達到2.1億千瓦、2億千瓦，連續多年居全球首位。然而，新能源快速發展也帶來了消納難題。其中，系統調峰能力先天不足及缺乏相應的市場機制進行有效激活，成為制約新能源消納的重要原因之一。雖然以市場化方式促進電量消納在歐美等電力市場較為成熟的地區已有不少經驗和模式，但我國電力市場尚處于初期建設階段，通過“拿來主義”直接見效顯然不現實。

 

在此背景下，東北建立起的我國第一家電力調峰輔助服務市場具有“破冰”意義。其成功之處在于大幅提高了調峰補償水平，讓深度調峰成為一件有利之事，從而提高了機組提供調峰服務意愿；同時，打破按需調用原則，引入競爭機制促使發電機組降低成本以便在報價中取勝。雖然東北的嘗試并未改變發電側內部消化調峰成本的格局，將調峰列為輔助服務的一項主要內容似乎也不符合國外成熟電力市場的通用做法，但現階段，電力現貨市場尚未建立，新能源高速發展與系統調峰資源緊張之間的矛盾依然突出，繼續完善并利用好具有“中國特色”的電力調峰輔助服務市場具有重大現實意義。

 

從實踐效果看，無論是率先試水的東北，還是后來居上的西北，都取得了不俗成績。以此次“調峰電量過百億”的西北為例，甘肅與寧夏的省內電力調峰輔助服務市場分別于2018年4月、12月正式運行，2018年分別貢獻調峰電量4.03億千瓦時和1.82億千瓦時，在有效降低本地棄風棄光水平的同時，增加火電企業調峰收益，實現了新能源與火電企業的互利共贏。同時，西北區域省間調峰輔助服務市場于2019年12月10日正式運行，累計調峰6254筆，火電機組調峰能力增加約335萬千瓦，增發新能源電量40.81億千瓦時。

 

輔助服務市場呈現差異化發展

 

從當前我國電力輔助服務市場的發展規模看，雖然調峰服務依然占據最大份額，但已經顯現出服務品種多樣化、屬地差異化的特征。以2019年上半年數據統計為例，全國電力輔助服務補償費用中，調峰補償費用達50.09億元，占比最高約38.4%，但同時備用補償、調頻補償及調壓補償的費用也分別占到36.4%、20.7%和4.23%；同時，各區域輔助服務的分項補償費用在存在較大差別：東北區域調峰服務占比高達98%；華中、華北、華東地區的調峰服務費用占比雖然也都超過40%，但調頻費用比重也較高；西北區域呈現出調峰、調頻與備用三分天下的情況；南方區域則是備用占比達到80%，調頻與調峰各占約10%。

 

這樣的差異化發展本質上已經顯示出不同地區對電力輔助服務市場的訴求差異。以東北為例，由于供熱機組比例大、供熱期長、風電裝機占比高，只有依靠市場化手段改善其系統調峰問題后，才具備與國際主流輔助服務市場 “對標與接軌”的條件。因此，未來即使是全國性的輔助服務市場，也要充分考慮各區域電力形勢、電源結構以及現有市場主體、交易品種、結算規則等方面的差異，因地制宜地推進建設、完善機制。

 

兼顧市場主體特性差異與公平原則

 

“十四五”期間，預計我國新能源發電裝機將增至7.5-7.9億千瓦，大規模并網會大幅增加系統運行成本和電網運行壓力，輔助服務市場的完善至關重要。隨著參與市場主體逐步增多，要兼顧其特性差異與市場公平原則，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。

 

  對電源而言，最重要的是以市場化手段發現調峰等輔助服務的價值并分攤成本，這樣可使各類電源分擔各自責任時盡可能根據機組特性選擇利益最大化的方式履行義務，從而使系統總成本最優。如煤電可以審慎評估自身情況以及所在地區的電網運行特點，選擇延壽或靈活性改造等方式，積極尋找發電量以外的其它盈利點；新能源可通過主動棄能的方式獲取收益；核電可通過配置儲能的方式更多承擔基荷同時分擔調峰義務；燃機、抽水蓄能等靈活性電源可通過參與快速爬坡、系統慣量等輔助服務交易品種獲取更高的經濟補償。

 

對電網而言，需進一步發揮大范圍資源配置平臺作用，將各類輔助服務在更大范圍內讓更多主體參與和受益，如充分利用送受端電網錯峰效益，實現大范圍備用資源互濟，緩解電網運行備用容量短缺，從而提高電網整體運行效益。另外，需積極統籌電網規劃和電源發展的協調性，促請政府動態評估新能源消納考核、電網運行可靠性要求和電網投資能力的匹配度，推動電網更好地成為輔助服務市場不斷完善的堅強載體。

 

對負荷側資源而言，當前的輔助服務市場在機制設計上缺乏考慮，責權并不對等。由于我國正在運行的輔助服務市場大致沿用了“兩個細則”，補償費用主要來自發電企業，并未傳導至用戶側，這樣負荷側資源相當于只通過可中斷負荷等方式分享發電側的利益，但并不承擔相應責任或分攤成本，這樣顯然不公平。后續除了進一步豐富負荷側資源的輔助服務交易品種外，還要完善負荷側對輔助服務成本的分攤協調機制，充分挖掘負荷側的調節潛力。預計“十四五”期間我國負荷側響應潛力可達最高用電負荷的5%，若調減2%尖峰負荷，東中部地區可減少電力缺口約1800萬千瓦，節省電源投資500億元。

 

總之，依靠市場化手段激勵各類市場主體提供電力輔助服務已成必然趨勢。我國的電力輔助服務市場在經歷了從無到有，從無償提供到計劃補償，從局部探索到全面推廣的發展過程后，逐步探索出一條富有“中國特色”的新路徑。未來，在充分考慮區域差異化、參與主體特性差異化的基礎上，進一步完善公平透明、競爭有序的市場化輔助服務共享和分擔機制，為我國電力系統源網荷儲進一步協調發展提供有利的市場環境。