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文章来源: 世纪新能源网       发布时间:2019-02-12

1月14日,按照国家能源局相关要求,在国家能源局市场监管司的支持指导下,东北能源监管局经过半年多周密准备,印发了《东北电力辅助服务市场运营规则(暂行)》(以下简称“暂行规则”)。东北电力辅助服务市场规则实现全面升级。据了解,按照印发新规则的通知要求,东北电力辅助服务市场已于2019年1月1日起按照新规则开展模拟运行。模拟运行期间系统平台将进行数据、模拟考核、信息发布,发电企业进行模拟申报、模拟结算,市场实际运行和结算仍执行原有运营规则。市场模拟运行将起到检验规则、积累经验、培训市场主体的作用。新规则将根据模拟运行效果进行适当的内容调整,并适时转入正式实施阶段。

东北将光伏纳入电力辅助服务市场 助力光储电一体化

这份“暂行规则”一经发布就引起了新能源业界的关注,究其原因,根据“暂行规则”内容,东北能源监管局考虑到东北地区光伏发展迅猛,对电力系统调峰已经产生明显影响,因此正式将光伏纳入了电力辅助服务市场范畴。


对此,一位业界人士向《证券日报》记者表示,“此前的确很少有光伏纳入电力辅助服务市场的先例,但随着光伏应用的蓬勃发展,越来越多的电源接入电网,光伏必将承担一定的调频责任。而从另一个角度,这也有益于提高光伏等可再生能源的消纳。”

东北将光伏纳入电力辅助服务市场 助力光储电一体化

在上述业界人士看来,“未来光伏发电配合储能,或者与火电等可控电源进行合作,或许将成为一种新常态。”


在14个地区研究启动


电力辅助服务市场


春节前,国家能源局在京召开新闻发布会,市场监管司副司长陈涛表示,要大力推进电力辅助服务市场建设,促进电力清洁、安全、高效、可持续发展。

东北将光伏纳入电力辅助服务市场 助力光储电一体化

据介绍,不断完善电力辅助服务补偿机制,持续推动电力辅助服务市场建设,是国家能源局深化电力体制改革、推进电力市场建设方面的重要工作之一。近年来,我国电力行业尤其是清洁能源电力发展迅速,电源结构、网架结构发生重大变化,系统规模持续扩大,系统运行管理的复杂性随之大大增加,对系统安全稳定运行提出了更高要求。同时,我国电力供应能力总体宽松,局部地区弃风、弃光、弃水和系统调峰、北方地区供暖季电热矛盾等问题突出,建立电力辅助服务市场机制的必要性日益凸显,补偿机制亟需进一步完善。


目前,国家能源局和各派出机构结合电力市场建设进展等实际情况,在14个地区研究启动电力辅助服务市场,在全国(除西藏外)全面建立并不断完善电力辅助服务补偿机制。主要工作体现在扩大电力辅助服务参与主体范围,明确电力辅助服务工作总体目标和具体任务,先后出台《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》、《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》等文件。

东北将光伏纳入电力辅助服务市场 助力光储电一体化

二是结合电力中长期交易和现货交易试点情况,全面推进电力辅助服务市场建设,研究启动东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个电力辅助服务市


2020年基本建立


电力辅助服务市场机制


而关于已正式运行的5个电力辅助服务市场有关情况,陈涛介绍,东北电力调峰辅助服务市场于2017年1月1日正式运行,涉及装机容量1.1亿千瓦。2018年,东北区域常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上,全网风电受益电量共计179亿千瓦时,有效促进了风电消纳,缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面,促进了电力系统安全稳定运行。2019年1月1日,东北启动旋转备用辅助服务市场模拟运行。


福建电力调峰辅助服务市场于2018年1月1日正式运行,涉及装机容量4789万千瓦。2018年,福建省新能源电量消纳空间进一步拓展,核电平均利用小时同比增加700多小时,未发生弃风、弃水、弃光现象。2018年12月18日,福建启动调频辅助服务市场模拟运行。


山西电力调频辅助服务市场于2018年1月1日正式运行,涉及装机容量4566万千瓦。2018年,山西省通过建立调频报价排序优化机制,在调频机组调用过程中兼顾价格和性能两方面因素,实现安全性与经济性的有机统一。


甘肃电力调峰辅助服务市场于2018年4月1日正式运行,涉及装机容量1155万千瓦。截至2018年底,甘肃省累计贡献调峰电量4.03亿千瓦时,火电企业获得调峰收益共1.64亿元,有效减少弃风弃光,实现新能源与火电企业的互利共赢。


宁夏电力调峰辅助服务市场于2018年12月1日正式运行,涉及装机容量1628万千瓦。截至2018年底,宁夏新增调峰容量140万千瓦,累计贡献调峰电量1.82亿千瓦时,降低新能源弃电率约0.6个百分点。


下一步,按照《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》有关要求,管理层将进一步扩大电力辅助服务参与主体范围,进一步加大电力辅助服务补偿(市场交易)力度,进一步推动补偿机制向市场竞争机制转型升级,持续完善电力辅助服务补偿机制,2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制。


一、落实国家辅助服务新要求,把握东北电力新形势


按照中央电改9号文关于“建立辅助服务分担共享新机制”精神,国家能源局2017年底出台《关于完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(国能发监管〔2017〕67号),要求加大备用补偿力度,鼓励发电企业通过竞价提供辅助服务;2018年初,国家发展改革委、国家能源局出台《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(发改能源〔2018〕364号),要求加快推进电源侧调节能力提升,区域电网内共享调峰和备用资源,完善电力辅助服务市场机制。这些文件都对改革电力辅助服务机制提出了更高的要求。对此,东北能源监管局坚定落实国家要求,深入探索辅助服务市场化路径。


近两年,东北电网低谷调峰问题得到明显缓解,但也出现了一些新情况、新问题。体现在火电开机容量虽然多,但受供热、煤质等因素制约机组顶峰能力严重下降,电网尖峰时段旋转备用容量不足,个别时段面临有序用电风险,电网安全稳定运行面临新考验。针对东北电力运行中出现新情况和新问题,经广泛收集各方意见,东北能源监管局认为有必要对《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》进行全面升级。


二、周密部署,凝聚智慧,制定市场新规则


东北能源监管局党组高度重视辅助服务市场运营规则修订工作,作为2018年重点工作多次进行研究部署,并制定了周密的工作方案。按照工作方案,电力辅助服务市场规则修订工作于2018年5月份全面启动,6月份开展深入调研,随后征求了全体市场成员对修订工作的意见,8月份确定了东北电力辅助服务市场升级方向和规则修订重点;9月份集中20多名专家进行规则起草、修订,形成《东北电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》;10月份向全体市场成员单位征求意见,并根据反馈意见进行修改;12月中旬,召开了《东北电力辅助服务市场运营规则》专家评估论证会,专家一致通过并予以高度评价;12月底,正式印发《东北电力辅助服务市场运营规则(暂行)》(以下简称“新规则”),同时部署2019年1月1日零点起按照新规则启动市场模拟运行。


可以说,规则的修订过程也是深入调查研究、广泛发扬民主、凝聚全体市场成员智慧的过程。


三、创新机制,实现东北电力辅助服务规则全面升级


本次东北电力辅助服务规则的全面升级体现在两方面:


首先是增设旋转备用交易品种,实现辅助服务市场“压低谷、全覆盖。旋转备用是指为了保证可靠供电,发电机组在尖峰时段通过预留旋转备用容量所提供的服务。为激励和引导火电厂主动提升能力,新规则设计了尖峰旋转备用市场日前竞价机制,火电厂日前报很大发电能力及备用售价,每十五分钟为一个周期。东北旋转备用交易以发电厂能力作为交易标的物,机制上有三个创新点:一是实行东北全网统一平台交易,完全打破了辅助服务的省间壁垒;二是明确“能上能下”的机组才能获得全部辅助服务收益,向火电机组能力提出了完整的灵活性标准;三是机组发电能力考核采用系统随机自动抽查方式,减少了调度机构人工操作量,也很大限度避免人为因素干扰。


其次是对原有深度调峰补偿机制进行了完善。一是将非供热期实时深度调峰费用减半处理,同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用,以准确体现出东北供热期调峰资稀缺程度,使新能源受益与分摊的费用更加对等。二是考虑到东北地区光伏发展迅猛,对电力系统调峰已经产生明显影响,因此正式将光伏纳入电力辅助服务市场范畴。三是对市场主体承担的省内与跨省调峰费用之和设置了上限,对没有调节能力或者调节能力较弱的市场主体起到“底线”保护作用。四是对深度调峰辅助服务的调用原则和执行流程进行了细化、优化。


四、模拟运行检验新机制、完善新规则


按照印发新规则的通知要求,东北电力辅助服务市场已于2019年1月1日起按照新规则开展模拟运行。模拟运行期间系统平台将进行数据、模拟考核、信息发布,发电企业进行模拟申报、模拟结算,市场实际运行和结算仍执行原有运营规则。市场模拟运行将起到检验规则、积累经验、培训市场主体的作用。新规则将根据模拟运行效果进行适当的内容调整,并适时转入正式实施阶段。


新规则正式实施后,预计将能够继续缓解东北电网低谷调峰问题,同时缓解尖峰时段火电发电受阻问题,以保障东北电力稳定供应,提升东北电力系统运行灵活性,进一步推动东北能源供给革命和体制革命。



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