(作者：張勇  馬駿 江蘇中科智儲科技有限公司)

 

一、調峰市場改革有利于打破現有利益分配格局

 

《試點方案》按照“誰受益、誰承擔”的原則，建立了輔助服務分擔共享機制，明確了利益補償規則，建立了調峰市場的運行基礎。《試點方案》將風電和核電等清潔能源納入市場主體，定位于電力調峰市場的受益方，需承擔購買輔助服務義務，雖然相當于變相降低風電和核電的上網電價，但這卻是清潔能源成為替代能源的必經之路。對于風電、光伏等可再生能源來說，在經歷了高速發展之后，更需要理性發展，注重提升發展的質量，促進技術和管理水平的提升和創新發展，不斷提高市場競爭力。對于常規火電廠來說，在不斷增大的減排和環境壓力以及產能過剩的背景下，如何積極主動調整發展思路，順應低碳綠色的能源發展潮流，是任何一個經營者面臨的必答題。著眼于長期發展，火電廠需要做好角色換位的長期準備，充分利用自身可控可調的優勢，為可再生能源的發展提供支持，以此獲得自身的發展空間。

 

二、各類調峰補償效果尚待觀察

 

《試點方案》規定的市場參與主體范圍廣泛，調峰手段多樣，不僅涵蓋發電側的常規火電調峰，還包括電力用戶側的可中斷用電負荷調峰，對電儲能發揮調峰作用的補償標準也做了詳細說明。考慮到不同調峰方式的成本差異、調峰能力和輔助服務質量差異，不同調峰方式的補償機制能否有效激勵各類調峰主體參與市場的積極性，還需進一步觀察分析。

 

1、火電廠實時深度調峰

 

《運營規則》規定電力輔助服務市場的參與主體是東北地區省級及以上電力調度機構調度指揮的并網發電廠，以及經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶，火電機組參與的范圍是單機容量10萬kW及以上的燃煤、燃氣、垃圾、生物質發電機組。因此大量以供熱為主的中小型火力發電機組并不包括在調峰市場范圍內，電力調峰的壓力將主要集中在大中型抽凝式或純凝式火電機組身上，盡管這類火電機組具有相對較強的調峰能力，但也需要面臨運營費用增加和必要的調峰技術改造壓力。《運營規則》的火電廠實時深度調峰交易采用階梯式報價方式，40%~50%為第一檔，報價范圍是0~0.4元/kWh，40%以下為第二檔，報價范圍0.4~1元/kWh。目前東北地區調峰能力較強的火電機組可持續運行的最小負荷一般在50%左右，一些技術先進，運行管理水平高的火電機組能夠實現45%負荷率的短期運行，但需要付出熱效率降低，煤耗增加，排放增加，設備損耗增加，運營成本增加的代價;若進一步增加調峰深度，火電企業需要付出投油穩燃和設備壽命折減的巨大代價，火電廠的深度調峰補償力度是否有足夠的吸引力，還需要在總結經驗的基礎上進一步調整完善。

 

值得一提的是，《運營規則》鼓勵供熱電廠投資建設儲能調峰設施，吸收電能抵減火電機組發電出力，可視為機組深度調峰，給予相應補償，而且不影響機組最小運行方式核定和合同電量執行，這就為火電廠調峰技術改造提供了一種新的思路，例如采用電蓄熱技術，將電能轉化為高溫熱能用于供熱或重新發電，這樣可以以較低的代價和運行成本大幅提升火電廠的深度調峰能力。

 

2、可中斷用電負荷調峰

 

可中斷負荷主要是指電蓄熱供暖設施，實際上自從東北地區風電開始出現棄風現象以來，許多風電開發商和當地政府積極利用棄風供熱開拓當地電力消納空間，不僅可以減少風電開發商損失，也可以替代燃煤鍋爐供熱減少大氣污染，但由于項目投資主體不明確和利益補償機制不清晰，導致棄風供熱項目沒有得到大面積推廣。在新的調峰市場條件下，電蓄熱供暖項目以可中斷負荷的形式出現，面向整個市場提供調峰服務，電蓄熱設施在用電負荷處于低谷時吸收電能，將電能存儲為熱能，向客戶提供熱力服務，同時獲得電力調峰補償。電蓄熱項目能夠獲得市場認可的關鍵在于同燃煤鍋爐供暖的經濟性比較。在不考慮環境成本條件下，東北地區供熱價格折算到電價約為0.15元/kWh左右，只有當電蓄熱項目的用電成本不高于此價格，項目才具有經濟可行性，而目前東北地區的目錄低谷電價約為0.45元/kWh，考慮到可中斷負荷調峰補償后，電蓄熱項目的用電成本可以降低到0.35~0.25元/kWh，依然高于燃煤供熱價格，難以調動供熱企業的投資積極性。

 

3、電儲能調峰

 

根據今年國家能源局出臺的《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》，電儲能被視為獨立輔助服務提供者，給予其與發電企業、售電企業、電力用戶地位相當的電力市場主體資格，明確了電儲能的充放電價格機制和運營模式，《運營規則》則規定了電儲能參與調峰的補償機制。目前以電池儲能技術為主的電儲能存在技術未完全成熟，投資成本過高的問題，電源側建設電儲能設施，無法實現“低買高賣”的盈利模式，用戶側建設電儲能設施，在支付相應的過網費用后，可以直接購買低價的風電場棄風電量，然后以分布式電源價格賣出，電儲能項目雖然可以獲得額外0.1~0.2元/kWh的調峰補償，但仍然無法改變電儲能項目“入不敷出”的困境。理論上講，電儲能適用于電價劇烈波動的電力現貨市場，通過較大的高峰低谷電價差實現盈利，因此在當前的輔助調峰市場環境中，電儲能的市場價值很難得到充分發揮。

 

三、結論與建議

 

東北地區開展電力調峰輔助服務市場試點工作，從體制上打破了可再生能源的發展困境，有利于能源結構調整和綠色低碳能源發展;但同時，作為調峰輔助服務改革嘗試，《試點方案》還存在一些局限性。首先，輔助調峰市場化改革仍然以傳統的計劃電量為基礎，火電、風電、核電等發電形式的電量分配矛盾未完全解決，風電和核電等清潔能源的替代作用難以充分發揮;其次，從東北電網已經實施兩年的電力調峰市場運行情況來看，盡管取得了一定的成績，但東北地區的“棄風，棄核”現象仍普遍存在，調峰輔助服務的補償力度偏小，各種調峰市場主體參與調峰的意愿還有待觀察。

 

為加快能源結構調整，發揮東北地區的可再生能源資源優勢，應充分調動各類調峰主體的積極性，建議調峰市場在總結經驗的基礎上放寬調峰價格限制，提高補償力度，促進電力調峰輔助服務進一步發展;積極開展電力現貨市場改革，直接利用電力價格引導市場主體參與調峰，通過市場的手段降低調峰成本，提高能源利用效率;考慮到電蓄熱供暖可以直接替代燃煤鍋爐，能夠有效解決大氣污染問題，社會效益顯著，在電力過剩的背景下，建議加大調峰補償力度外，給予電蓄熱適當的優惠目錄電價政策。