电力辅助服务“市场味道”渐浓

　　国网西北分部近日发布消息称，截至3月29日，西北区域调峰辅助服务市场累计调峰电量突破100亿千瓦时，实现新能源减弃增发100.03亿千瓦时，西北电网新能源利用率从市场运营伊始的86%提升至93%以上。

　　自2014年东北电网开启我国第一家电力调峰辅助服务市场以来，经过5年多探索，我国电力辅助服务逐渐有了“市场”味道。站在“十三五”规划收官与全面建设小康社会的时间窗口，面向“十四五”及更长时间内的能源转型重任，需要进一步完善电力辅助服务市场机制，以市场化手段促进源网荷储协调发展，激发电力系统转型活力，推动我国能源产业高质量发展。

　　调峰辅助服务符合中国国情

　　发展风电、光伏等新能源是保证我国构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的战略需求。截至2019年底，我国风电、光伏发电装机分别达到2.1亿千瓦、2亿千瓦，连续多年居全球首位。然而，新能源快速发展也带来了消纳难题。其中，系统调峰能力先天不足及缺乏相应的市场机制进行有效激活，成为制约新能源消纳的重要原因之一。虽然以市场化方式促进电量消纳在欧美等电力市场较为成熟的地区已有不少经验和模式，但我国电力市场尚处于初期建设阶段，通过“拿来主义”直接见效显然不现实。

　　在此背景下，东北建立起的我国第一家电力调峰辅助服务市场具有“破冰”意义。其成功之处在于大幅提高了调峰补偿水平，让深度调峰成为一件有利之事，从而提高了机组提供调峰服务意愿；同时，打破按需调用原则，引入竞争机制促使发电机组降低成本以便在报价中取胜。虽然东北的尝试并未改变发电侧内部消化调峰成本的格局，将调峰列为辅助服务的一项主要内容似乎也不符合国外成熟电力市场的通用做法，但现阶段，电力现货市场尚未建立，新能源高速发展与系统调峰资源紧张之间的矛盾依然突出，继续完善并利用好具有“中国特色”的电力调峰辅助服务市场具有重大现实意义。

　　从实践效果看，无论是率先试水的东北，还是后来居上的西北，都取得了不俗成绩。以此次“调峰电量过百亿”的西北为例，甘肃与宁夏的省内电力调峰辅助服务市场分别于2018年4月、12月正式运行，2018年分别贡献调峰电量4.03亿千瓦时和1.82亿千瓦时，在有效降低本地弃风弃光水平的同时，增加火电企业调峰收益，实现了新能源与火电企业的互利共赢。同时，西北区域省间调峰辅助服务市场于2019年12月10日正式运行，累计调峰6254笔，火电机组调峰能力增加约335万千瓦，增发新能源电量40.81亿千瓦时。

　　辅助服务市场呈现差异化发展

　　从当前我国电力辅助服务市场的发展规模看，虽然调峰服务依然占据最大份额，但已经显现出服务品种多样化、属地差异化的特征。以2019年上半年数据统计为例，全国电力辅助服务补偿费用中，调峰补偿费用达50.09亿元，占比最高约38.4%，但同时备用补偿、调频补偿及调压补偿的费用也分别占到36.4%、20.7%和4.23%；同时，各区域辅助服务的分项补偿费用在存在较大差别：东北区域调峰服务占比高达98%；华中、华北、华东地区的调峰服务费用占比虽然也都超过40%，但调频费用比重也较高；西北区域呈现出调峰、调频与备用三分天下的情况；南方区域则是备用占比达到80%，调频与调峰各占约10%。

　　这样的差异化发展本质上已经显示出不同地区对电力辅助服务市场的诉求差异。以东北为例，由于供热机组比例大、供热期长、风电装机占比高，只有依靠市场化手段改善其系统调峰问题后，才具备与国际主流辅助服务市场 “对标与接轨”的条件。因此，未来即使是全国性的辅助服务市场，也要充分考虑各区域电力形势、电源结构以及现有市场主体、交易品种、结算规则等方面的差异，因地制宜地推进建设、完善机制。

　　兼顾市场主体特性差异与公平原则

　　“十四五”期间，预计我国新能源发电装机将增至7.5-7.9亿千瓦，大规模并网会大幅增加系统运行成本和电网运行压力，辅助服务市场的完善至关重要。随着参与市场主体逐步增多，要兼顾其特性差异与市场公平原则，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

　　对电源而言，最重要的是以市场化手段发现调峰等辅助服务的价值并分摊成本，这样可使各类电源分担各自责任时尽可能根据机组特性选择利益最大化的方式履行义务，从而使系统总成本最优。如煤电可以审慎评估自身情况以及所在地区的电网运行特点，选择延寿或灵活性改造等方式，积极寻找发电量以外的其它盈利点；新能源可通过主动弃能的方式获取收益；核电可通过配置储能的方式更多承担基荷同时分担调峰义务；燃机、抽水蓄能等灵活性电源可通过参与快速爬坡、系统惯量等辅助服务交易品种获取更高的经济补偿。

　　对电网而言，需进一步发挥大范围资源配置平台作用，将各类辅助服务在更大范围内让更多主体参与和受益，如充分利用送受端电网错峰效益，实现大范围备用资源互济，缓解电网运行备用容量短缺，从而提高电网整体运行效益。另外，需积极统筹电网规划和电源发展的协调性，促请政府动态评估新能源消纳考核、电网运行可靠性要求和电网投资能力的匹配度，推动电网更好地成为辅助服务市场不断完善的坚强载体。

　　对负荷侧资源而言，当前的辅助服务市场在机制设计上缺乏考虑，责权并不对等。由于我国正在运行的辅助服务市场大致沿用了“两个细则”，补偿费用主要来自发电企业，并未传导至用户侧，这样负荷侧资源相当于只通过可中断负荷等方式分享发电侧的利益，但并不承担相应责任或分摊成本，这样显然不公平。后续除了进一步丰富负荷侧资源的辅助服务交易品种外，还要完善负荷侧对辅助服务成本的分摊协调机制，充分挖掘负荷侧的调节潜力。预计“十四五”期间我国负荷侧响应潜力可达最高用电负荷的5%，若调减2%尖峰负荷，东中部地区可减少电力缺口约1800万千瓦，节省电源投资500亿元。

　　总之，依靠市场化手段激励各类市场主体提供电力辅助服务已成必然趋势。我国的电力辅助服务市场在经历了从无到有，从无偿提供到计划补偿，从局部探索到全面推广的发展过程后，逐步探索出一条富有“中国特色”的新路径。未来，在充分考虑区域差异化、参与主体特性差异化的基础上，进一步完善公平透明、竞争有序的市场化辅助服务共享和分担机制，为我国电力系统源网荷储进一步协调发展提供有利的市场环境。

　　（作者供职于国网能源研究院有限公司）