電力輔助服務市場問題凸顯 諸多短板待修補

來源:中投投資咨詢網 2020-07-09 09:32中投網 A-A+

  電力輔助服務市場近期消息不斷:華中電力輔助服務市場明確電儲能設施以獨立市場主體身份參與調峰,電儲能和電力用戶等參與的西北電力輔助服務市場體系全面形成,華北地區將充電樁納入電力調峰輔助服務市場并正式結算,山東電力現貨市場中建立調頻輔助服務市場……

  與上述“動作”形成鮮明對比的是,輔助服務市場目前問題凸顯:參與其中的煤電、水電企業因“出錢又出力”叫苦不迭、新入局的新能源企業面對高額分攤費用入不敷出、儲能企業受困于盈利模式無法發力、輔助服務品種和定價方式已不適應電力現貨市場的發展需要……

  發電側、儲能側暴露問題

  我國現行輔助服務補償機制于2010年相繼在全國落地。2013年,競價確定調峰承擔主體在東北率先試水。2015年電改“9號文”印發后,“東北模式”競價方式被定義為輔助服務市場的主要內容。

  長期以來,輔助調峰被視為發電企業的應盡義務。國家能源局2019年發布的《關于2019年上半年電力輔助服務有關情況的通報》(以下簡稱《通報》)顯示,截至2019年上半年,發電機組合計分攤金額占比87.71%。

  某火電企業人士表示:“制度建立初期,發電企業稱其為‘大餅卷手指頭’的機制,因為不是按勞分配,而是發電企業‘自己吃自己’,所以‘嘴不要張得太大’。”

  上述《通報》還顯示,2019年火電機組合計分攤最多,為62.65億元,風電次之,為26.72億元;火電獲得補償費用120.62億元,風電僅0.78億元。換言之,火電從電力輔助服務中獲利57.97億元,風電虧損25.94億元。“入不敷出”成為受訪新能源企業,尤其是西北、東北新能源企業的共識。

  此外,本可在輔助服務市場中“大展身手”的儲能,也遇到了阻礙。“如何進入市場不明確,進入后投資收益難保證,商業模式成為痛點。”一位儲能企業負責人直言。

  補償機制滯后于電力市場發展

  有業內人士認為,新一輪電改開啟后,短期內雖未影響輔助服務補償機制正常執行,但其原有補償機制的基礎發生了很大變化,已不適用于目前電力市場的發展。

  “當時建立輔助服務補償機制是為了確保廠網分開后,多元化主體提供輔助服務的公平性,且當時工業用電蓬勃發展,不穩定電源比例很小,輔助服務的量也很小。但實際上,輔助服務成本并未在發電側電價核定過程中存在過,只籠統認為是全口徑成本。”上述人士表示。

  該人士還補充道:“目前,發用雙方協商形成的電價僅針對電能量價格進行博弈,均未考慮輔助服務費用。同時,現行輔助服務補償機制中,除南方部分地區,其他地區均未考慮容量備用輔助服務,而這恰恰應當是火電企業在水電、‘風光’富集地區‘活下去、活得好’的合理收益。”

  此外,華北電力大學經濟管理學院教授袁家海指出,電力輔助服務產品定價交易機制也不健全。“我國輔助服務市場產品報價一般采用賣方單向報價、集中競爭、統一價格出清的交易方式,服務產品分開報價、交易,輔助服務市場獨立于電能量市場,但服務產品的定價和調度應與電能量市場一起進行。如果不與現貨市場聯動,輔助服務產品的價值就無從發現。”

  服務品種和定價方式將生變

  據了解,電力現貨市場條件下,輔助服務品種和定價方式將發生變化。《通報》顯示,截至2019年上半年,電力調峰補償費占總補償費的38.44%,新疆、甘肅、山東、福建等近20個省區的調峰市場已投入運行。

  袁家海認為,調峰輔助服務不應屬于輔助服務。“我國的調峰輔助服務,是缺乏現貨市場情況下一種特殊的輔助服務。在國外電力市場中,輔助服務機制的主要品種為調頻和備用。在美國PJM現貨市場中,系統負荷較小的谷時段,電價可能較低,在系統負荷較大的峰時段,電價可能很高。實時電價變化自然引導了發電企業主動參與調峰,也反映在基本的能量市場出清中,因此不需一個額外的調峰產品。”

  以美國PJM市場為藍本的浙江電力現貨市場,于2019年明確,不再保留調峰品種,原來機組參與調峰的價值將通過現貨電能量市場的競爭體現。調頻和備用在實時市場中與電能量市場聯合優化出清。

  對發電側而言,市場行情也發生了變化。“直接交易模式下發電企業面對的不再是一個用戶,雙邊直接交易開展后,發電與用戶之間多對多交易,發電企業出售電量的同時也應出售功率調節能力。發電機組單邊承擔輔助服務義務也不合理,若仍采用‘大鍋飯’形式,用戶就不會考慮自身用電習慣,甚至可能鼓勵用戶濫用輔助服務。”上述業內人士表示。

  服務費用應疏導至用戶側

  有觀點認為,可再生能源消耗大量輔助服務,理應承擔分攤費用。對此,上述業內人士反駁道:“盡管可再生能源間接造成電力系統需要煤電等可調節機組提供快速爬坡和容量備用服務,但它們是電力生產者,自身并不直接需要快速爬坡和容量備用服務;另外,大比例的存量可再生能源仍需要額外財政補貼,但用該補貼支付輔助服務費用,違反了補貼制度設計的初衷。”

  到底如何建設電力輔助服務市場?該業內人士指出,把握窗口期,盡快隨著發用電計劃放開將輔助服務費用疏導至用戶側。“不論輔助服務的成本和費用如何,在市場化背景下,應由電力用戶承擔輔助服務費用。”

  那么,現行制度如何補漏洞?袁家海指出,未來輔助服務市場的改革應向輔助服務的定義還原,即“正常電能生產、輸送、使用”要求建立電力現貨市場,不能先于電力現貨市場建立。“從長遠看,采取輔助服務市場和電能量市場聯合優化出清機制。近期看,需詳細評估每種類型機組能提供輔助服務的能力,采用精確合理的計算方式。其次,應豐富輔助服務產品品種,適當增加爬坡類、系統慣性等交易品種,逐漸引導調峰產品退出。”

  此外,山東某煤電企業工作人員稱:“應盡快將外來電全部納入受入電網輔助服務補償機制,外來電享受‘特權’實質上增強了省間壁壘,通過承擔應相應義務,更有益于擴大省間交易。”

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