新能源企業(yè)與電力輔助服務(wù)之間的關(guān)系變動
作者： 時間：19-02-14
隨著中國可再生能源裝機容量日益提高，促進新能源消納的同時滿足電網(wǎng)安全運行逐漸成為能源局、電網(wǎng)公司以及新能源發(fā)電企業(yè)尤其關(guān)注的問題。1月22日發(fā)布的《國家能源局關(guān)于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電的計劃管理的通知》中又再次對清潔能源保障性收購進行了嚴(yán)格的規(guī)定和計劃。
但由于風(fēng)電光伏等間歇性電源調(diào)節(jié)能力差，大量新能源電力饋入電網(wǎng)，給電網(wǎng)帶來了巨大的安全運行壓力，網(wǎng)內(nèi)其他常規(guī)電源（主要為火電）被迫承擔(dān)大量的輔助服務(wù)義務(wù)，這一方面增加了這些發(fā)電企業(yè)的運行成本，另一方面影響了發(fā)電量。這在以發(fā)電量為主要創(chuàng)收基礎(chǔ)的環(huán)境下，直接影響火電企業(yè)的經(jīng)營效益。因此，目前亟須理順電力系統(tǒng)輔助服務(wù)的價格傳導(dǎo)機制，本著”誰受益誰買單，誰污染誰治理”的原則，建立市場化的利益分配體系，才能真正還原輔助服務(wù)的價值。從各地電監(jiān)局出具的文件精神看，這部分系統(tǒng)安全成本由之前的火電企業(yè)獨立承擔(dān)或承擔(dān)絕大部分，正在逐步演變?yōu)橄到y(tǒng)內(nèi)所有的電源共同公平分擔(dān)，也就意外著新能源電力不再只享受發(fā)電權(quán)利而不承安全義務(wù)了。
2018年下半年開始，各地相繼出臺了旨在建立市場化的輔助服務(wù)市場、理順電網(wǎng)安全運行成本分?jǐn)倷C制的相關(guān)政策文件。內(nèi)蒙古電網(wǎng)新能源裝機比例和電量滲透率均居全國前列，有一定的代表性，本文以內(nèi)蒙古電網(wǎng)目前試運行的調(diào)峰輔助服務(wù)政策做簡要分析。
目前，內(nèi)蒙古電網(wǎng)發(fā)電量80%為火電，風(fēng)電+光伏大約為20%。全網(wǎng)發(fā)電量約3000億kwh，則火電發(fā)電量為2400億kwh，風(fēng)電+光伏為600億kwh。按照調(diào)峰市場運營規(guī)則，全網(wǎng)出現(xiàn)棄風(fēng)棄光時啟動調(diào)峰交易。假設(shè)不調(diào)峰，棄風(fēng)棄光電量每年按25%估計，則棄風(fēng)棄光電量為150億kwh。這部分電量由火電企業(yè)調(diào)峰讓出，市場運行初期，調(diào)峰資源緊缺，假設(shè)5%的電廠參與深度調(diào)峰，度電調(diào)峰價格達到上限0.5元/kwh，則調(diào)峰總費用為75億kwh。這部分費用由未進行深度調(diào)峰的火電+全部新能源企業(yè)承擔(dān)，則風(fēng)電+光伏承擔(dān)調(diào)峰總費用約22億；換句話說，新能源企業(yè)需花費22億購買150億kwh的發(fā)電權(quán)，每度電承擔(dān)輔助服務(wù)費用0.14元。這在補貼逐步下降，電價逐步趨于平價的形勢下，對新能源企業(yè)運營管理、技術(shù)儲備等方面提出了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。
但由于風(fēng)電光伏等間歇性電源調(diào)節(jié)能力差，大量新能源電力饋入電網(wǎng)，給電網(wǎng)帶來了巨大的安全運行壓力，網(wǎng)內(nèi)其他常規(guī)電源（主要為火電）被迫承擔(dān)大量的輔助服務(wù)義務(wù)，這一方面增加了這些發(fā)電企業(yè)的運行成本，另一方面影響了發(fā)電量。這在以發(fā)電量為主要創(chuàng)收基礎(chǔ)的環(huán)境下，直接影響火電企業(yè)的經(jīng)營效益。因此，目前亟須理順電力系統(tǒng)輔助服務(wù)的價格傳導(dǎo)機制，本著”誰受益誰買單，誰污染誰治理”的原則，建立市場化的利益分配體系，才能真正還原輔助服務(wù)的價值。從各地電監(jiān)局出具的文件精神看，這部分系統(tǒng)安全成本由之前的火電企業(yè)獨立承擔(dān)或承擔(dān)絕大部分，正在逐步演變?yōu)橄到y(tǒng)內(nèi)所有的電源共同公平分擔(dān)，也就意外著新能源電力不再只享受發(fā)電權(quán)利而不承安全義務(wù)了。
2018年下半年開始，各地相繼出臺了旨在建立市場化的輔助服務(wù)市場、理順電網(wǎng)安全運行成本分?jǐn)倷C制的相關(guān)政策文件。內(nèi)蒙古電網(wǎng)新能源裝機比例和電量滲透率均居全國前列，有一定的代表性，本文以內(nèi)蒙古電網(wǎng)目前試運行的調(diào)峰輔助服務(wù)政策做簡要分析。
目前，內(nèi)蒙古電網(wǎng)發(fā)電量80%為火電，風(fēng)電+光伏大約為20%。全網(wǎng)發(fā)電量約3000億kwh，則火電發(fā)電量為2400億kwh，風(fēng)電+光伏為600億kwh。按照調(diào)峰市場運營規(guī)則，全網(wǎng)出現(xiàn)棄風(fēng)棄光時啟動調(diào)峰交易。假設(shè)不調(diào)峰，棄風(fēng)棄光電量每年按25%估計，則棄風(fēng)棄光電量為150億kwh。這部分電量由火電企業(yè)調(diào)峰讓出，市場運行初期，調(diào)峰資源緊缺，假設(shè)5%的電廠參與深度調(diào)峰，度電調(diào)峰價格達到上限0.5元/kwh，則調(diào)峰總費用為75億kwh。這部分費用由未進行深度調(diào)峰的火電+全部新能源企業(yè)承擔(dān)，則風(fēng)電+光伏承擔(dān)調(diào)峰總費用約22億；換句話說，新能源企業(yè)需花費22億購買150億kwh的發(fā)電權(quán)，每度電承擔(dān)輔助服務(wù)費用0.14元。這在補貼逐步下降，電價逐步趨于平價的形勢下，對新能源企業(yè)運營管理、技術(shù)儲備等方面提出了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。
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