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推進電力輔助服務市場建設需關注這四個問題
發布者:lzx | 來源:能源雜志 | 0評論 | 767查看 | 2019-08-24 09:21:54    

我國能源發展的歷程無疑是一條綠色發展之路。從這個意義上說,現貨市場的啟動,新能源的大規模接入……電力輔助服務,注定是一個繞不開的話題。


從無償提供到計劃補償的探索


從經濟學的視角來看,凡是服務就是有價值的,在市場當中,無償的服務有失公平,更難以持久。正如亞當·斯密在其名著《道德情操論》中所述,人類行為(斯密都是以人的行為模式去設定經濟體制)是自然地由六種動機所推動的:自愛(利己心)、同情、追求自由的欲望、正義感、勞動習慣和交換——以物易物及以此易彼的傾向。在他看來“每個人生來首先和主要關心自己”。在《國富論》中,他的論述更加痛快淋漓:人們追求自己的利益往往比在真正出于本意的情況下能更有效地促進社會利益。人們的這種行為受一只“看不見的手”的指導,去盡力達到一個并非他本意要達到的目的,即公共利益。


咀嚼斯密的論述,回看我國電力輔助服務的發展歷程,竟會讓人覺得沒有多少的違和。就概念來講,電力輔助服務是指為維護電力系統安全穩定運行、保證電能質量,除正常電能生產、輸送、使用外,由發電企業、電網企業和電力用戶提供的服務。這一服務對整個電力系統來說,無疑就是“公共利益”。而長期以來,電力工業主要采取垂直一體化的管理模式,由系統調度部門統一安排電網和電廠的運行方式。


電力輔助服務基本是通過指令的形式強制提供,在對電廠進行結算時,輔助服務與發電量捆綁在一起進行結算,并沒有單獨的輔助服務補償機制,這一方式既不能充分反映電力輔助服務的市場價值,又無從體現提供服務的市場主體的利益。整個就是類似于無償提供服務。


換言之,相關市場主體的“利己心”無從實現,更談不到“追求自己的利益”,最終也不能更有效地促進公共利益。市場主體應得利益受損或缺失的市場是一個不公平的、難以為繼的市場,當然也無所謂效率。


不公平的電力輔助服務,隨著以廠網分開為核心的電力體制改革的推進,這種“肉爛在一個鍋里”的服務模式走到盡頭。實踐證明,經濟外部性的市場化矯正雖然有困難,但這種模式卻可以持續。隸屬不同發電集團的各發電企業有著各自的利益訴求。


2006年11月,國家電監會順時應勢,出臺了《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》《發電廠并網運行管理規定》,確立了“補償成本和合理收益”的原則,對提供有償輔助服務的并網發電廠進行補償,補償費用主要來源于輔助服務考核費用,不足(富余)部分按統一標準由并網發電廠分攤”。


這種以計劃補償為特征的電力輔助服務模式迄今仍在全國運行。2018年,全國除西藏外31個省(區、市、地區)參與電力輔助服務補償的企業4176家,裝機容量13.21億千瓦,補償費用147.62億元,占上網電費總額0.83%。西北地區電力輔助服務補償費用占上網電費總額比例最高為3.17%。


體現公平與效率的市場建設


與簡單的行政手段相比,市場行為起初也許會缺失效率,但最終會更公平,更會獲得持久的效率。較之于原來的無償提供,計劃補償模式雖一定程度上激發了發電企業提供輔助服務的積極性,但補償力度較小。真正實現我國電力輔助服務實現根本性變化的是市場化手段的引入。


新能源的跨越發展和大規模并網成為電力輔助服務市場化探索的強大推動力。到2018年底,我國可再生能源發電裝機突破7億千瓦,居世界第一位,其中水電3.5億千瓦,風電1.8億千瓦、光伏1.7億;清潔能源發電裝機占比提高到40%,發電量占比提高到30%。與此同時,以減少棄風棄光棄水為內容的清潔能源消納行動計劃扎實推進。


新能源的大規模接入,使電力系統調節手段愈加捉襟見肘,原有的輔助服務計劃補償模式和補償力度難以滿足電網運行需求。亟須利用市場化手段提高獎罰力度,以更高的補償價格激勵發電企業等調節資源參與電力輔助服務。


自2014年至今,各地啟動了圍繞調峰、部分地區輔以調頻開展輔助服務的市場建設。也正是這一市場化的探索,使調峰、調頻機組作為一種稀缺資源、高附加值的商品,參與到電力輔助服務當中,并體現出應有的市場效率。


我們通常所說的效率是單位時間內完成的工作量。而經濟學上效率的定義是社會能從其稀缺資源中得到最大利益的特性。事實上,效率和公平始終是輔助服務市場的基本原則。


2011年美國能源管理委員會(FERC)頒布了第755號命令,要求其管轄的各大批發電力市場對傳統輔助服務產品中調頻服務的報償機制進行改革。直接原因就是FERC認為傳統調頻服務的補償機制未有效體現提供調頻服務中快速反應產品的價值,這對于快速反應的產品不公平,即補償不光要基于調頻服務的容量,還要包括其跟隨調度信號向上向下行走的總“距離”。


我國的輔助服務市場建設中,補償分配亦較好體現了效率原則。以東北電力調峰市場為例,深度調峰補償不同檔位最高限價分別為0.4元/千瓦時、1元/千瓦時,補償力度大幅提高,激勵作用明顯提升。而計劃補償階段,深度調峰補償價格最高僅為0.1元/千瓦時,分配中不能體現效率優先的原則,調峰的效率自然也無從談起。


9號文件明確,“適應電網調峰、調頻、調壓和用戶可中斷負荷等輔助服務新要求,完善并網發電企業輔助服務考核新機制和補償機制”。當前,我國的電力輔助服務包括了調頻、調峰、備用等多個品種,但現階段的輔助服務市場主要是圍繞調頻、調峰展開建設。


從去年全國電力輔助服務補償結構上看,調峰和調頻的費用占補償總費用的63.68%,分別是調峰占35.46%、調頻占28.22%。備用補償費用占29.03%,調壓補償費用占7%,其他費用占0.29%。調峰、調頻、備用3項占總補償費用的90%以上。


電力輔助服務市場化探索不僅極大緩解了電力運行中的諸多矛盾,同時也促進了新能源的消納。僅東北地區,2017、2018兩年間,東北風電依靠電力輔助服務市場獲得了269億千瓦時額外上網空間,風電賣電收入增加140億元,風電受阻率從2016年的18.27%下降到2018年的3.88%。


推進輔助服務市場建設的幾個問題


走過千山萬水,仍需跋山涉水。今天的電力市場化改革,所處的“是一個船到中流浪更急、人到半山路更陡的時候,是一個愈進愈難、愈進愈險而又不進則退、非進不可的時候”。


認真審視我國電力輔助服務市場建設中存在的問題,思量思路對策,不難發現,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為必然趨勢,公平與效率已成為電力輔助服務市場建設的必由之路,電力輔助服務市場建設直接關乎到電力能源的高質量發展。


首先,市場范圍的問題。


從大范圍資源優化配置的角度來看,區域市場的成本更低,需求更旺盛,效果更好,特別是隨著特高壓的建設,跨省區輔助服務更值得關注。


以西北地區為例。現在西北有四個省(區)開展了省級輔助服務市場,同時還有區域的跨省輔助服務市場,從實施的效果來看,一方面省內市場的調峰電量之和,加起來也遠遠小于跨省市場;另一方面,平均的調峰成本,區域市場遠小于省內市場。所以還是建議在同一個交流電網的范圍內,在更大范圍內優化配置輔助服務資源。


同時,實現更大范圍備用資源互濟,緩解電網運行備用容量短缺,省級層面難以(省份備用資源不足)解決,建立跨省區輔助服務市場。


當然由于各省利益協調難度和電網公司調度等方面的問題,更需要管制機構的頂層設計。改革到一定程度,頂層設計必須有明確并有強制力的要求和目標。


其次,用戶側納入輔助服務市場的問題。


當前,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,并未傳導到用戶側。按照誰受益、誰承擔的原則,建立用戶參與的服務分擔共享機制。


用戶可以結合自身負荷特性,自愿選擇與發電企業或電網企業簽訂保供電協議、可中斷負荷協議等合同,約定各自的服務權利與義務,承擔必要的輔助服務費用,或按照貢獻獲得相應的經濟補償。


受益和分攤這兩個方面應該同時實施,因為從現在的電價體系來看,用戶側的目錄電價跟發電的上網電價是隔離開的,如果只讓用戶參與可中斷負荷的盈利,就等于把現行電價里邊發電側的利益拿出去了一塊,只有讓用戶同時既參與分攤,也參與盈利,推進機制才是比較合理的。


三是,滿足新能源對市場需求增加的問題。


新能源因其間歇性、波動性而帶來的不可控和不確定性,對電力輔助服務的需求將進一步增加,尤其是新能源的大規模接入,電力系統的運行呈現新的特點,對管理系統可靠性也帶來挑戰。


應針對現有輔助服務產品進行更準確定價,使其價格能更準確地反映資源對系統可靠性的價值,使輔助服務市場提供有效價格信號,從而刺激市場對靈活性資源的投資。同時鼓勵推動輔助服務交易品種創新,通過市場化定價方式對燃氣、抽水蓄能等此類機組進行補償,為新能源消納營造更大空間。


四是,輔助服務市場和現貨市場的融合問題。


當下,我國電力現貨市場試點全面開花,輔助服務市場和現貨市場的融合必須高度重視。現貨市場建立后,有了分時價格,調峰市場就沒有了,當然不會再有單獨的調峰市場。在國外主流電力市場模式和市場理論中,調峰不屬于輔助服務范圍。


另外,從實現系統整體效率最優的角度考量,像調頻輔助服務最好是跟現貨電能量市場聯合出清。就目前來看,由于系統建設的原因,很多市場的設計是分開出清的。

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