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曾幾何時，新能源消納困難、棄電率居高不下，是困擾西北電力運行和新能源健康發展的一大頑疾，以2016年為例，新能源裝機規模7366萬千瓦，棄電率29.2%。2018年，西北電力運行傳來好消息，截至發稿前，新能源裝機規模8458萬千瓦，棄電率14.35%，比2016年棄電率下降了近15個百分點，這得益于國家對西北新能源發展的宏觀調控，同時也是西北電力輔助服務管理和市場建設等工作成果的直接體現。
我國最早嘗試建立電力輔助服務市場始于東北區域。2003年，原國家電監會批復東北試點區域電力市場建設，其試點方案中確定了從建立補償機制到競爭性輔助服務市場兩步走的路線，2006年5月東北電力市場試點停止了運行。直到2006年11月，國家電監會印發了《發電廠并網運行管理規定》（電監市場[2006]42號）和《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場[2006]43號），這兩個文件正式開啟了我國電力輔助服務補償機制建設的前期探索。此后，各地依照這兩個文件的精神，制定了本區域的《發電廠并網運行管理實施細則》和《并網發電廠輔助服務管理實施細則》（簡稱“兩個細則”），對提供輔助服務的發電機組給予一定的經濟補償。
在我國電力綠色轉型加速的當下，隨著風電和太陽能發電的大規模發展，以及熱電聯產機組占比提高，電力系統的調頻、調峰等壓力倍增。尤其是在全國電力供需相對寬松的新形勢下，多因素疊加引發了越來越嚴重的“三棄”現象。為充分發揮市場配置資源的作用，進一步促進新能源消納， 2017年11月，國家能源局下發《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》，對我國電力輔助服務市場建設進行了部署。此前，國家批復了東北區域試點和福建試點，廣東、寧夏、甘肅、山西等省出臺了具體的建設方案或征求意見，探索電力輔助服務市場建設已成為我國深化電力體制改革和推進電力可持續發展的一項重要內容。
新能源“雙升雙降”
沒有改變西北電力市場的基本特征
2017年以來，西北新能源消納取得了新突破。截至2018年9月底，西北新能源發電量1033.67億千瓦時，增長24.05%；棄電量173.16億千瓦時，降低20.91%；棄電率降至14.35%；連續21個月保持“雙升雙降”。
國家電網西北電力調控分中心相關負責人認為，西北新能源實現“雙升雙降”是多因素共同促成的結果。既有國家對新能源發展紅色預警區域的設定，也有外送通道的擴建，還有電網調度管理提升和技術進步，但是更主要的是西北區域內部挖潛，火電機組通過市場化手段參與調峰，為新能源消納釋放了市場空間，在局部地區產生了很好的效果。特別是西北區域自備電廠參與發電權替代，新能源消納能力大大提升。
“三棄”問題得到了緩解，該負責人同時也表示，西北電力市場的特征并沒有發生根本性變化，發展中諸多矛盾也沒有很好地解決，還可能隨著新能源裝機規模的進一步擴大而爆發。西北電力市場特征之一是“一大一小”，大送端，西北已經投運7條特高壓直流，共3710萬千瓦的輸送容量，在建2條特高壓直流，共2200萬千瓦的輸送容量；小市場，內部市場偏小，2017年西北電網區域內統調負荷8148萬千瓦，年用電量5931.83千瓦時。特征之二是“三高”，新能源占比高，電力總裝機2.38億千瓦，其中新能源裝機8461萬千瓦，占總裝機的34.5%；大工業負荷占比高，青海、甘肅、寧夏、新疆大工業負荷占比高達80%，如果協調好了源網荷，大工業負荷對新能源消納有好處。有的負荷具備參與調節能力，由于缺乏政策激勵與經濟手段，負荷側參與的積極性不高。三是市場集中度高，發電側存在，用戶側也存在，大用戶集中度達50%，在中長期交易中可能形成價格聯盟。特征之三兩個失衡。裝機發用電比失衡，西北電網新能源裝機容量已達8458萬千瓦，與全網最大用電負荷（8484萬千瓦）基本持平，調峰矛盾日益突出。預計“十三五”末全網新能源裝機將達1.1億千瓦，超過用電規模，對電網調峰資源的需求進一步增大。調峰能力失衡，西北火電機組中29%為自備電廠，基本不參與調峰，39%為供熱機組，調峰能力極為有限。黃河梯級水庫受來水影響，在防洪調度等特殊階段，水電無法參與新能源調峰。同時，缺少市場化手段推動網內機組的靈活性改造及調峰積極性。西北電力系統調峰矛盾不但體現在各省內部，同時也體現在各省之間。
由于資源稟賦特征以及規模效益的客觀要求，未來主導西北新能源發展的還會是集中式的大型基地，火電用于系統備用調峰的功能會越來越突出，水電參與調峰的幅度也會越來越大。傳統電源參與備用調峰，電量效益會降低，投資的激勵機制如何設計？同時電網也存在這個問題，建設新能源特高壓輸送專用通道，電量效益也會不大，電網投資如何回收？因此，進一步建立和健全電力輔助服務市場是促進西北新能源可持續發展的當務之急。
隨著電力系統發展而不斷完善的“兩個細則”
2017年，西北區域“兩個細則”運行結果中輔助服務補償金額合計50億元，考核23億元、分攤27億元，最大的補償項目是旋轉備用補償，占了補償里面近一半比例。西北能監局市場處相關負責人在接受本刊記者采訪時說，西北區域在原國家電監會發布的兩個文件基礎上，已先后頒布了3個版本的“兩個細則”。第一版“兩個細則”在2009年4月頒布開始實施，后來分別在2012年1月、2015年10月頒布了第二版、第三版；第四版“兩個細則”已完成模擬測算和修訂完善工作，將于今年第四季度頒布實施。“兩個細則”的發布實施對規范發電機組并網運行、補償輔助服務成本、促進電力系統安全穩定運行發揮了積極作用。但是，隨著西北電力系統不斷發展、新能源規模持續增長、市場建設工作不斷深化，“兩個細則”這種通過規則明確補償力度的機制難以反映輔助服務不斷變化的市場價值，也難以調動市場主體進一步提供輔助服務的積極性。該負責人指出，隨著輔助服務市場建設的不斷推進，兩個細則中的相關補償內容將逐步交給市場機制，最終實現市場對資源進行優化配置。同時，“兩個細則”目前還不能完全退出，而是應該不斷適應電網和發電的發展和變化進行調整和完善。在修訂第四版“兩個細則”時，除了繼續修正完善考核和補償力度外，還突出了新能源權責對等、考核與補償相結合的原則，引導新能源企業做好自身工作，不斷促進電力系統安全穩定運行。
輔助服務市場建設：
從省內到跨省、從調峰到多品種交易
西北能監局市場處相關負責人介紹，2017年西北區域的甘肅、寧夏、新疆三個省級輔助服務市場建設試點工作陸續得到國家能源局批復同意，2018年以來均已經進入運行。以寧夏為例，2018年5月4日，西北能源監管局在銀川召開了寧夏電力輔助服務市場試運行啟動會，寧夏電力輔助服務市場正式進入試運行。截至8月底，寧夏新增調峰容量123萬千瓦，深調補償電量9143.42萬千瓦時，補償費用4032.95萬元，均價0.4411元/千瓦時，降低新能源棄電率0.5個百分點。甘肅、新疆輔助服務市場也取得了較好的成效。
8月，西北能源監管局啟動了青海輔助服務市場建設工作，計劃2019年進入試運行，目前正在各省市場的基礎上著力推進西北區域電力輔助服務市場建設工作，主要原則是堅持市場化改革方向，適應西北電力工業發展客觀要求和電網安全、穩定、經濟運行需求，遵循區域總體規劃、有序分步試點的路線，進一步發揮市場配置資源的決定性作用，實現輔助服務的價格發現，建立并網發電企業、電力大用戶等各類市場主體參與區域輔助服務的市場化補償機制，調動各市場主體參與輔助服務的積極性，促進新能源電量上網消納，保障電網的安全穩定與經濟運行。
西北電力輔助服務市場建設具體分兩個階段，第一階段（2018年底前）：實現跨省調峰試點市場試運行，初期以大容量、調峰能力較強的西北電力調控分中心直調火電機組、大型水電機組及虛擬儲能提供商（大型自備企業及直流配套電源等）為試點，建設跨省調峰輔助服務市場。第二階段（2019年及以后）：按照“成熟一個品種、納入一個品種”的原則，首先將網內有一定調節能力的省調常規能源機組納入跨省調峰輔助服務市場。其次，根據西北電力市場化進程，逐步增加調頻等交易品種，及抽水蓄能、電儲能、大用戶、售電公司等市場主體。同時，根據電力現貨市場等進展情況，實現與現貨市場的有序銜接、平穩過渡。
第一階段的跨省調峰市場品種暫定為有償調峰交易、啟停調峰交易和虛擬儲能交易三種。通過跨省調峰輔助服務市場建設，實現資源在更大范圍優化配置、通過大電網互濟促進新能源消納、實現新能源電量上網和火電企業盈利的共贏。據測算，跨省市場正式運行后，西北電網日均可跨省支援調峰電力約95萬千瓦，全年新能源可增發電量20.8億千瓦時，增加調峰收益約6.24億元。
該負責人指出，西北跨省調峰輔助服務市場嚴格意義上是增量市場，是省內調峰市場的有益補充，不會影響省內調峰輔助服務市場的正常運行。省內市場是基礎，在規則設計上優先于跨省市場的組織實施，市場主體在自愿的條件下參與市場。
虛擬儲能實現環境效益和經濟效益的最大化
西北電網在國內首創自備電廠虛擬儲能模式，運用市場手段，靈活轉換自備電廠企業用電、發電兩種角色，產生新能源靈活存取電的大規模虛擬儲能效果。在不新增儲能設施的情況下，當新能源大發且面臨限電時，通過減少虛擬儲能提供商機組發電出力儲存新能源電量；在新能源小發且系統有消納空間時，增加虛擬儲能提供商機組發電出力實現新能源能的支取。
為提升區域內資源優化配置能力和配置效率，將虛擬儲能納入跨省調峰輔助服務市場。當虛擬儲能提供商參與本省調峰后仍有增量調節能力時，可為新能源大發省份提供調峰服務，獲取相關收益。前期開展的跨省虛擬儲能參與日前市場，儲能費采取定價模式，由國家電網西北電力調控分中心根據市場需求進行虛擬儲能的調用。
為做好虛擬儲能交易，國家電網公司西北分部首先對全網內的自備電廠進行了摸底調查，全面掌握了各自備企業的裝機結構、上下網能力、負荷大小特性、替代意愿等具體情況。目前，西北電網自備電廠155座，其中發電部分288臺機組，總裝機3817萬千瓦，占到西北發電總裝機的29.53%，用戶總負荷2711萬千瓦，全網自備電廠實際下網最大功率約在400萬千瓦水平，自備電廠可釋放的調峰潛力巨大。
虛擬儲能是在不影響企業原有電量的基礎上，增加了儲能費的額外收益，達到了以經濟手段激勵自備電廠和配套電源參與調峰。隨著參與虛擬儲能交易的企業逐步增多，下一步虛擬儲能費將采用競價方式確定，體現了市場優化配置電力資源的功能。據測算，通過自備電廠虛擬儲能，可釋放全網900萬千瓦調峰能力，相當于建設百萬千瓦級抽水蓄能電站9座，節省國家投資約600億元,可以實現環境效益和社會效益的最大化。
進一步完善電價機制和開放市場
將有效促進新能源消納
國家電網西北電力調控分中心相關負責人指出，跨省調峰輔助服務是充分發揮市場資源配置作用，利用市場手段跨省消納清潔能源、有助于打破省間壁壘。同時通過市場機制有助于發現省間供求關系和市場價格，引導電源和電網規劃和建設。根據電力輔助服務市場試運行情況，有三方面問題制約當前電力輔助服務市場建設。
一是峰谷電價與大工業負荷的可調節性不匹配。市場交易是否活躍，取決于電價政策，而現行的峰谷電價，不利于可調節的大工業負荷參與電力系統調峰。當前，西北電網范圍內，新能源發電裝機容量為8458萬千瓦，占西北電力總裝機比重的31.85%。其中光伏裝機3692.4萬千瓦，占比為13.91%，風電裝機4765.2萬千瓦，占比17.95%。光伏發電時段為早上9點到下午5點，而這個時段按現行峰谷電價政策是高峰電價，這樣可調節的大工業負荷用戶不愿多用電，用戶需求響應跟不上，當白天光伏發電負荷大量上升后，即使把火電壓到最低甚至停機，還常常發生棄電。就此，該負責人提出，應該根據新能源發電的特性，把光伏發電比例較高、新能源消納壓力較大省份的峰谷電價時段作相應調整，將早上9點到下午5點的峰段變為谷段 ，以促進具備調節能力的大工業企業提高用電負荷、減少棄風棄光。今年青海的“綠電9日”期間，青海省將峰谷電價時段作了臨時調整，收到了很好的效果。峰谷電價政策的不匹配在西北區域越來越明顯，隨著我國新能源比例越來越高，這個問題會從西北向全國擴散，價格主管部門應該重視這個問題。
二是輸配電價制約電力輔助服務的可持續性。開展虛擬儲能交易，當新能源供應不足時，自備電廠開機，向電網輸送電量（上網），保障電量不變，純意義上的調峰，規避了上下網不同的電價政策，給予一定的虛擬儲能費。國家電網西北電力調控分中心相關負責人指出，由于西北網內自備電廠發電成本低，其上網電價才兩毛左右，扣除輸配電價一毛多，新能源通過發電權替代才得幾分錢利益。當新能源的棄電率降到5%后，加上“5·31”新政后新能源沒有了國家補貼，其參與市場交易會因為價格問題而不可持續。該負責人建議，可以參照國家對清潔能源供暖的優惠政策，對參與調峰的輸配電價實行靈活變通。對于存量部分,執行國家核定的省級電網輸配電價保持不變，對于增量部分,省級電網企業的輸配電價則給予適當打折。這樣，存量收益有保障，新增量收益打折（只要沒有新增電網投資），是可行的。
三是儲能政策制約電力輔助服務市場開放性。隨著儲能技術不斷發展，儲能的技術優勢和經濟優勢逐步明顯，青海已經把儲能產業作為電力發展的一個亮點。但在現行政策框架內，儲能項目只能依附在發電側或者用戶側，而不能作為獨立的市場主體進入電力市場，既制約了儲能產業的進一步發展，同時又影響了電力輔助服務市場的開放性。在國外成熟的電力市場里，儲能項目作為輔助服務提供商是開放的。西北能監局市場監管處相關負責人建議，政府主管部門應進一步制定相關的支持性政策，準許儲能企業以獨立運營商身份進入市場，同時進一步完善儲能項目的涉網標準、運行規范以及安全機制，逐步掃除儲能產業發展的障礙，切實將儲能的技術優勢轉化為市場優勢，服務于電力行業健康有序發展。
版權聲明
本文刊載于《中國電力企業管理》（上旬刊）2018年10期，作者系本刊主編。
我國最早嘗試建立電力輔助服務市場始于東北區域。2003年，原國家電監會批復東北試點區域電力市場建設，其試點方案中確定了從建立補償機制到競爭性輔助服務市場兩步走的路線，2006年5月東北電力市場試點停止了運行。直到2006年11月，國家電監會印發了《發電廠并網運行管理規定》（電監市場[2006]42號）和《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（電監市場[2006]43號），這兩個文件正式開啟了我國電力輔助服務補償機制建設的前期探索。此后，各地依照這兩個文件的精神，制定了本區域的《發電廠并網運行管理實施細則》和《并網發電廠輔助服務管理實施細則》（簡稱“兩個細則”），對提供輔助服務的發電機組給予一定的經濟補償。
在我國電力綠色轉型加速的當下，隨著風電和太陽能發電的大規模發展，以及熱電聯產機組占比提高，電力系統的調頻、調峰等壓力倍增。尤其是在全國電力供需相對寬松的新形勢下，多因素疊加引發了越來越嚴重的“三棄”現象。為充分發揮市場配置資源的作用，進一步促進新能源消納， 2017年11月，國家能源局下發《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》，對我國電力輔助服務市場建設進行了部署。此前，國家批復了東北區域試點和福建試點，廣東、寧夏、甘肅、山西等省出臺了具體的建設方案或征求意見，探索電力輔助服務市場建設已成為我國深化電力體制改革和推進電力可持續發展的一項重要內容。
新能源“雙升雙降”
沒有改變西北電力市場的基本特征
2017年以來，西北新能源消納取得了新突破。截至2018年9月底，西北新能源發電量1033.67億千瓦時，增長24.05%；棄電量173.16億千瓦時，降低20.91%；棄電率降至14.35%；連續21個月保持“雙升雙降”。
國家電網西北電力調控分中心相關負責人認為，西北新能源實現“雙升雙降”是多因素共同促成的結果。既有國家對新能源發展紅色預警區域的設定，也有外送通道的擴建，還有電網調度管理提升和技術進步，但是更主要的是西北區域內部挖潛，火電機組通過市場化手段參與調峰，為新能源消納釋放了市場空間，在局部地區產生了很好的效果。特別是西北區域自備電廠參與發電權替代，新能源消納能力大大提升。
“三棄”問題得到了緩解，該負責人同時也表示，西北電力市場的特征并沒有發生根本性變化，發展中諸多矛盾也沒有很好地解決，還可能隨著新能源裝機規模的進一步擴大而爆發。西北電力市場特征之一是“一大一小”，大送端，西北已經投運7條特高壓直流，共3710萬千瓦的輸送容量，在建2條特高壓直流，共2200萬千瓦的輸送容量；小市場，內部市場偏小，2017年西北電網區域內統調負荷8148萬千瓦，年用電量5931.83千瓦時。特征之二是“三高”，新能源占比高，電力總裝機2.38億千瓦，其中新能源裝機8461萬千瓦，占總裝機的34.5%；大工業負荷占比高，青海、甘肅、寧夏、新疆大工業負荷占比高達80%，如果協調好了源網荷，大工業負荷對新能源消納有好處。有的負荷具備參與調節能力，由于缺乏政策激勵與經濟手段，負荷側參與的積極性不高。三是市場集中度高，發電側存在，用戶側也存在，大用戶集中度達50%，在中長期交易中可能形成價格聯盟。特征之三兩個失衡。裝機發用電比失衡，西北電網新能源裝機容量已達8458萬千瓦，與全網最大用電負荷（8484萬千瓦）基本持平，調峰矛盾日益突出。預計“十三五”末全網新能源裝機將達1.1億千瓦，超過用電規模，對電網調峰資源的需求進一步增大。調峰能力失衡，西北火電機組中29%為自備電廠，基本不參與調峰，39%為供熱機組，調峰能力極為有限。黃河梯級水庫受來水影響，在防洪調度等特殊階段，水電無法參與新能源調峰。同時，缺少市場化手段推動網內機組的靈活性改造及調峰積極性。西北電力系統調峰矛盾不但體現在各省內部，同時也體現在各省之間。
由于資源稟賦特征以及規模效益的客觀要求，未來主導西北新能源發展的還會是集中式的大型基地，火電用于系統備用調峰的功能會越來越突出，水電參與調峰的幅度也會越來越大。傳統電源參與備用調峰，電量效益會降低，投資的激勵機制如何設計？同時電網也存在這個問題，建設新能源特高壓輸送專用通道，電量效益也會不大，電網投資如何回收？因此，進一步建立和健全電力輔助服務市場是促進西北新能源可持續發展的當務之急。
隨著電力系統發展而不斷完善的“兩個細則”
2017年，西北區域“兩個細則”運行結果中輔助服務補償金額合計50億元，考核23億元、分攤27億元，最大的補償項目是旋轉備用補償，占了補償里面近一半比例。西北能監局市場處相關負責人在接受本刊記者采訪時說，西北區域在原國家電監會發布的兩個文件基礎上，已先后頒布了3個版本的“兩個細則”。第一版“兩個細則”在2009年4月頒布開始實施，后來分別在2012年1月、2015年10月頒布了第二版、第三版；第四版“兩個細則”已完成模擬測算和修訂完善工作，將于今年第四季度頒布實施。“兩個細則”的發布實施對規范發電機組并網運行、補償輔助服務成本、促進電力系統安全穩定運行發揮了積極作用。但是，隨著西北電力系統不斷發展、新能源規模持續增長、市場建設工作不斷深化，“兩個細則”這種通過規則明確補償力度的機制難以反映輔助服務不斷變化的市場價值，也難以調動市場主體進一步提供輔助服務的積極性。該負責人指出，隨著輔助服務市場建設的不斷推進，兩個細則中的相關補償內容將逐步交給市場機制，最終實現市場對資源進行優化配置。同時，“兩個細則”目前還不能完全退出，而是應該不斷適應電網和發電的發展和變化進行調整和完善。在修訂第四版“兩個細則”時，除了繼續修正完善考核和補償力度外，還突出了新能源權責對等、考核與補償相結合的原則，引導新能源企業做好自身工作，不斷促進電力系統安全穩定運行。
輔助服務市場建設：
從省內到跨省、從調峰到多品種交易
西北能監局市場處相關負責人介紹，2017年西北區域的甘肅、寧夏、新疆三個省級輔助服務市場建設試點工作陸續得到國家能源局批復同意，2018年以來均已經進入運行。以寧夏為例，2018年5月4日，西北能源監管局在銀川召開了寧夏電力輔助服務市場試運行啟動會，寧夏電力輔助服務市場正式進入試運行。截至8月底，寧夏新增調峰容量123萬千瓦，深調補償電量9143.42萬千瓦時，補償費用4032.95萬元，均價0.4411元/千瓦時，降低新能源棄電率0.5個百分點。甘肅、新疆輔助服務市場也取得了較好的成效。
8月，西北能源監管局啟動了青海輔助服務市場建設工作，計劃2019年進入試運行，目前正在各省市場的基礎上著力推進西北區域電力輔助服務市場建設工作，主要原則是堅持市場化改革方向，適應西北電力工業發展客觀要求和電網安全、穩定、經濟運行需求，遵循區域總體規劃、有序分步試點的路線，進一步發揮市場配置資源的決定性作用，實現輔助服務的價格發現，建立并網發電企業、電力大用戶等各類市場主體參與區域輔助服務的市場化補償機制，調動各市場主體參與輔助服務的積極性，促進新能源電量上網消納，保障電網的安全穩定與經濟運行。
西北電力輔助服務市場建設具體分兩個階段，第一階段（2018年底前）：實現跨省調峰試點市場試運行，初期以大容量、調峰能力較強的西北電力調控分中心直調火電機組、大型水電機組及虛擬儲能提供商（大型自備企業及直流配套電源等）為試點，建設跨省調峰輔助服務市場。第二階段（2019年及以后）：按照“成熟一個品種、納入一個品種”的原則，首先將網內有一定調節能力的省調常規能源機組納入跨省調峰輔助服務市場。其次，根據西北電力市場化進程，逐步增加調頻等交易品種，及抽水蓄能、電儲能、大用戶、售電公司等市場主體。同時，根據電力現貨市場等進展情況，實現與現貨市場的有序銜接、平穩過渡。
第一階段的跨省調峰市場品種暫定為有償調峰交易、啟停調峰交易和虛擬儲能交易三種。通過跨省調峰輔助服務市場建設，實現資源在更大范圍優化配置、通過大電網互濟促進新能源消納、實現新能源電量上網和火電企業盈利的共贏。據測算，跨省市場正式運行后，西北電網日均可跨省支援調峰電力約95萬千瓦，全年新能源可增發電量20.8億千瓦時，增加調峰收益約6.24億元。
該負責人指出，西北跨省調峰輔助服務市場嚴格意義上是增量市場，是省內調峰市場的有益補充，不會影響省內調峰輔助服務市場的正常運行。省內市場是基礎，在規則設計上優先于跨省市場的組織實施，市場主體在自愿的條件下參與市場。
虛擬儲能實現環境效益和經濟效益的最大化
西北電網在國內首創自備電廠虛擬儲能模式，運用市場手段，靈活轉換自備電廠企業用電、發電兩種角色，產生新能源靈活存取電的大規模虛擬儲能效果。在不新增儲能設施的情況下，當新能源大發且面臨限電時，通過減少虛擬儲能提供商機組發電出力儲存新能源電量；在新能源小發且系統有消納空間時，增加虛擬儲能提供商機組發電出力實現新能源能的支取。
為提升區域內資源優化配置能力和配置效率，將虛擬儲能納入跨省調峰輔助服務市場。當虛擬儲能提供商參與本省調峰后仍有增量調節能力時，可為新能源大發省份提供調峰服務，獲取相關收益。前期開展的跨省虛擬儲能參與日前市場，儲能費采取定價模式，由國家電網西北電力調控分中心根據市場需求進行虛擬儲能的調用。
為做好虛擬儲能交易，國家電網公司西北分部首先對全網內的自備電廠進行了摸底調查，全面掌握了各自備企業的裝機結構、上下網能力、負荷大小特性、替代意愿等具體情況。目前，西北電網自備電廠155座，其中發電部分288臺機組，總裝機3817萬千瓦，占到西北發電總裝機的29.53%，用戶總負荷2711萬千瓦，全網自備電廠實際下網最大功率約在400萬千瓦水平，自備電廠可釋放的調峰潛力巨大。
虛擬儲能是在不影響企業原有電量的基礎上，增加了儲能費的額外收益，達到了以經濟手段激勵自備電廠和配套電源參與調峰。隨著參與虛擬儲能交易的企業逐步增多，下一步虛擬儲能費將采用競價方式確定，體現了市場優化配置電力資源的功能。據測算，通過自備電廠虛擬儲能，可釋放全網900萬千瓦調峰能力，相當于建設百萬千瓦級抽水蓄能電站9座，節省國家投資約600億元,可以實現環境效益和社會效益的最大化。
進一步完善電價機制和開放市場
將有效促進新能源消納
國家電網西北電力調控分中心相關負責人指出，跨省調峰輔助服務是充分發揮市場資源配置作用，利用市場手段跨省消納清潔能源、有助于打破省間壁壘。同時通過市場機制有助于發現省間供求關系和市場價格，引導電源和電網規劃和建設。根據電力輔助服務市場試運行情況，有三方面問題制約當前電力輔助服務市場建設。
一是峰谷電價與大工業負荷的可調節性不匹配。市場交易是否活躍，取決于電價政策，而現行的峰谷電價，不利于可調節的大工業負荷參與電力系統調峰。當前，西北電網范圍內，新能源發電裝機容量為8458萬千瓦，占西北電力總裝機比重的31.85%。其中光伏裝機3692.4萬千瓦，占比為13.91%，風電裝機4765.2萬千瓦，占比17.95%。光伏發電時段為早上9點到下午5點，而這個時段按現行峰谷電價政策是高峰電價，這樣可調節的大工業負荷用戶不愿多用電，用戶需求響應跟不上，當白天光伏發電負荷大量上升后，即使把火電壓到最低甚至停機，還常常發生棄電。就此，該負責人提出，應該根據新能源發電的特性，把光伏發電比例較高、新能源消納壓力較大省份的峰谷電價時段作相應調整，將早上9點到下午5點的峰段變為谷段 ，以促進具備調節能力的大工業企業提高用電負荷、減少棄風棄光。今年青海的“綠電9日”期間，青海省將峰谷電價時段作了臨時調整，收到了很好的效果。峰谷電價政策的不匹配在西北區域越來越明顯，隨著我國新能源比例越來越高，這個問題會從西北向全國擴散，價格主管部門應該重視這個問題。
二是輸配電價制約電力輔助服務的可持續性。開展虛擬儲能交易，當新能源供應不足時，自備電廠開機，向電網輸送電量（上網），保障電量不變，純意義上的調峰，規避了上下網不同的電價政策，給予一定的虛擬儲能費。國家電網西北電力調控分中心相關負責人指出，由于西北網內自備電廠發電成本低，其上網電價才兩毛左右，扣除輸配電價一毛多，新能源通過發電權替代才得幾分錢利益。當新能源的棄電率降到5%后，加上“5·31”新政后新能源沒有了國家補貼，其參與市場交易會因為價格問題而不可持續。該負責人建議，可以參照國家對清潔能源供暖的優惠政策，對參與調峰的輸配電價實行靈活變通。對于存量部分,執行國家核定的省級電網輸配電價保持不變，對于增量部分,省級電網企業的輸配電價則給予適當打折。這樣，存量收益有保障，新增量收益打折（只要沒有新增電網投資），是可行的。
三是儲能政策制約電力輔助服務市場開放性。隨著儲能技術不斷發展，儲能的技術優勢和經濟優勢逐步明顯，青海已經把儲能產業作為電力發展的一個亮點。但在現行政策框架內，儲能項目只能依附在發電側或者用戶側，而不能作為獨立的市場主體進入電力市場，既制約了儲能產業的進一步發展，同時又影響了電力輔助服務市場的開放性。在國外成熟的電力市場里，儲能項目作為輔助服務提供商是開放的。西北能監局市場監管處相關負責人建議，政府主管部門應進一步制定相關的支持性政策，準許儲能企業以獨立運營商身份進入市場，同時進一步完善儲能項目的涉網標準、運行規范以及安全機制，逐步掃除儲能產業發展的障礙，切實將儲能的技術優勢轉化為市場優勢，服務于電力行業健康有序發展。
版權聲明
本文刊載于《中國電力企業管理》（上旬刊）2018年10期，作者系本刊主編。
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