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竞争性电力市场下 :传统电力辅助服务费用就在发电企业间分摊

点击次数:0  更新时间:2019-12-02 14:40 


 最近参加一次能源会议,有位来自新能源企业的嘉宾叫苦:光伏电站要给火电厂分摊6分/度的电力辅助服务费用,觉得有失公平。由此,我对电力辅助服务费用的分摊问题进行了思考,先来一篇简单的。   其次,非竞争性电力市场不能少,比如我国,辅助服务费用就在发电企业间分摊。   最后,为什么加传统呢?辅助服务是为了维持电力系统可靠运行,将频率、电压稳定在安全区间内,目的是应对正常负荷波动和意外系统扰动,这是"传统"辅助服务要做的。能源结构转型,风、光等可再生能源发电比例逐年提升,其与生俱来的间歇性导致了电网频率、电压的波动,也需要辅助服务。后者属于辅助服务面临的新局面,不在本文讨论范围之内。
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  按照问题导向来分析。   1.正常负荷波动   正常负荷波动涵盖了用户侧的意外情况,由于规模偏小,等同于负荷波动。负荷成千上万,有点波动是太正常不过了,一般情况下对应调频服务。负荷波动触发的服务费用,当然要用户承担了。   杠精:我用电曲线平滑,我不能承担。   笑话!你今天平滑,明天不一定吧。   杠精:要按照引起波动的比例分担费用。   技术上确实能做到,但会增加调度、交易的复杂度和工作量,人家白干活呀,增加的费用不是还得用户分摊。   杠精:电网和电源难道不能增加容量,减轻负荷波动的影响吗?   问的好,和意外扰动一道讲。   2.意外系统扰动   意外系统扰动来自电源和电网,比如电源机组的非计划停机、输电线路的雷击短路、输变电设备的故障等等。不同的扰动对应不同的辅助服务种类,比如雷击短路,单相跳闸后重合成功,调频就能搞定。设备故障退出、改变运行方式,就需要备用服务出手了。   既然是意外扰动,那就是小概率事件了。概率的大小取决于采用的可靠性标准和指标,由当地的可靠性组织决定,被电源、电网、用户等市场主体认可。北美的可靠性组织是NERC(北美电力可靠性公司),我国的应该是国家能源局。可靠性指标决定了电源、电网的投资力度,进而决定了电力系统运行的可靠性。   意外系统扰动的源头在电源或电网,其触发的辅助服务费用由用户承担,合理吗?   1). 电源、电网企业不应当加大投资,提高可靠性,避免出现意外情况吗?好了,和前面的问题就统一了。我们先看下,美国PJM批发市场的电价结构[1]:   市场化的调频、备用费用加起来合计2.18%,加上无功和黑启动,2.97%。电源、电网企业加大投资,确实可以把这部分费用降下来,但会导致容量费用(付给电源的)或输电费用(付给电网的)的上升,最终还是要由用户承担。并且,可靠性提升了,最终电价也会相应提高。   2). 有看官讲了,我不要可靠性指标提升,谁惹的祸谁负责,辅助服务费用由电网企业或电源企业来分摊。   电网是垄断环节,受严格监管,采取“成本回收+合理收益”的模式,不可能分摊,只能由电源企业分摊。   竞争性市场环境下,电源企业大概率会增加投资避免分摊这部分费用,最终结果是不是还归结到容量费增加呢?国外市场有个成本疏导机制,而且不只有一个出口,辅助服务市场走不通那就走容量市场。没有容量市场的地区,也有自己的容量支持机制。   3.风光电源波动   传统电力系统,负荷是波动的,正常情况下源随荷动、网随荷动。   有了可再生能源发电之后,电源也变成波动了,而且是一种常见现象,需要辅助服务的支持。这种情况下的辅助服务市场,原来的“用户分摊成本”机制是否还合适呢?值得思考。我还没想明白。   附:我国辅助服务费用为什么由发电企业分摊   谷峰老师的文章《我国辅助服务补偿机制与市场化——从配合计划机制到现货市场》,有详细的说明。现行全国性辅助服务补偿机制酝酿于2004年,5号文颁布没几年,以下为文章原文:   道理上讲,辅助服务成本是电力成本的一部分,“羊毛出在羊身上”,自然而然应当用户承担,但是原国家电监会并没有调整用户侧电价的职能,如想迅速推开,只能是电力企业暂时承担。其中,电网企业明确表示不承担(无出处),考虑到辅助服务补偿机制当时最为紧迫的是解决发电企业之间提供辅助服务的公平性问题,经与主要发电企业协商一致,暂时由发电企业承担。这种做法的立论形成了一个当时主要发电企业认可的假设:“目前核价体系没有明确是否考虑辅助服务成本进入上网电价,那么也可以粗略认为所有电源的核价都考虑了一定比例辅助成本,所以多干活的机组应当拿钱,没干活或少干活的机组把这个比例的电价拿出来”。

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