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电力辅助服务市场的放开,既有利于储能产业找到新的收益点,缓解储能电站的运营难度,还能促进产业新技术的研发。
电力辅助服务一直是储能应用的一大重要领域,国家能源局近日发布的《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》(简称《方案》)提出,要进一步完善电力辅助服务补偿机制,推进电力辅助服务市场化,构建有效竞争的市场结构和市场体系。
《方案》的出台,对储能产业会起到怎样的促进作用,业界普遍较为关注。近日,厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受中国电力报采访时表示:“电力辅助服务市场化的放开,既有利于储能产业找到新的收益点,缓解储能电站的运营难度,还能促进产业新技术的研发。”
北极星输配电网获悉,国家能源局综合司发布了2017年三季度电力辅助服务有关情况,本网特整理如下:
各派出能源监管机构:
按照《国家能源局综合司关于做好电力辅助服务季度情况报送工作的通知》(国能综监管〔2017〕222 号)工作安排,国家能源局对各派出能源监管机构报来的 2017 年三季度电力辅助服务有关数据和情况进行了汇总分析。现将有关情况通报如下。
一、 电力辅助服务基本情况
2017 年三季度,全国除西藏、蒙西地区外 30 个省(区、市、地区)参与电力辅助服务补偿的发电企业共 2972 家,装机容量共 11.29 亿千瓦,补偿费用共 30.99 亿元,占上网电费总额的 0.72%(详见附件)。
从电力辅助服务补偿总费用来看,补偿费用最高的三个区域依次为西北、南方和华北区域,西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高,为 4.68%,华中区域占比最低,为0.19%(见图 1)
图 1 各区域电力辅助服务补偿费用情况
从电力辅助服务补偿费用的结构上看,调峰补偿费用总额7.00 亿元,占总补偿费用的 22.58%;自动发电控制(以下简称AGC)补偿费用总额 9.37 亿元,占比 30.22%;备用补偿费用总额 12.20 亿元,占比 39.36%;调压补偿费用 2.29 亿元,占比7.40%;其他补偿费用 0.13 亿元,占比 0.44%(见图 2)。
图 2 电力辅助服务补偿费用构成
从分项电力辅助服务补偿费用来看,调峰、AGC 和备用补偿费用占总补偿费用的 90%以上。其中,西北、东北区域调峰补偿力度最大,西北、华北区域调频(西北区域调频为 AGC 加一次调频,其他区域调频为 AGC)补偿力度最大,西北、南方区域备用补偿力度最大。总体来看,西北区域整体电力辅助服务补偿力度最大(见图 3)。
图 3 各区域各项电力辅助服务补偿费用情况
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从机制上看,辅助服务成本要逐步向用户端疏导。从内容上看,辅助服务品种也在不断更新调整,比如备用、爬坡等辅助服务类别都将普遍出现,原有义务性辅助服务也有可能变为补偿型辅助服务。
10月20日,国家能源局华北监督局发布关于印发《河北南网电力辅助服务市场运营规则》的通知,文件中明确提出:储能装置、电动汽车(充电桩)、电采暖以及其他电力柔性负荷资源等第三方独立主体可按照经营主体独立参与市场;也可通过聚合的方式,由聚合商代理参与市场,聚合商代理的资源应按储能装置、电动汽车(充电桩)、电采暖等对资源进行分类,各类型资源分别独立参与市场;虚拟电厂可作为第三方独立主体参与市场。
深化电力体制改革,巩固电力市场建设成效,推动中长期市场、现货市场、电力辅助服务市场融合发展,构建公开透明、平等开放、充分竞争的电力市场体系。按照国家部署推进西电东送市场化进程,“十四五”期间存量资源逐年按一定比例进入市场,增量资源直接进入市场。
未来电力辅助服务的发展方向有三个:一是品种越来越多元,对系统爬坡、系统惯性等新型辅助服务的需求越来越大;二是与电能量市场耦合将更紧密;三是电力系统运行对辅助服务的需求无论数量还是品种都将有所提高,因此辅助服务的整体成本也将有所上涨。今年以来,各地完善电力辅助服务市场机制的步伐不断
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北极星售电网获悉,江苏电力交易中心发布2024年4月江苏电力市场月内连续挂牌交易结果公示。经过调度部门安全校核,最终成交1313笔,成交电量27.87亿千瓦时,成交均价441.40元/兆瓦时。详情如下:
今年2月,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号),进一步规范了电力辅助服务价格机制,激励电力调节价值更好发挥作用,是继出台煤电容量电价政策激发电力容量价值后,贯彻落实党中央、国务院深化电力体制改革决策部署的又一重要
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