福建省如何建设辅助服务市场
本刊记者陈仪方
每家电厂都想尽量多发电、多卖电。但电力市场的出现给了企业新思路：也可以少发电，卖辅助服务。辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务，包括一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、备用、自动电压控制、黑启动等，目前主要由发电企业承担。
在这些辅助服务品种中，调峰是所有清洁能源大省的痛点。
过去十多年中，发电企业只能被动接受调度发出的调峰指令，被动获取固定补偿。清洁能源占比越高，调峰任务越重，由于缺乏合理的激励，发电企业对于这项低回报的任务普遍缺乏兴趣。调峰辅助服务市场的建设，正是要改变这一局面——还原辅助服务的商品属性，调动发电企业的积极性。对于有调节能力的火电、水电、核电等机组来说，发电还是调峰?这将成为一道选择题。而对于缺乏调节能力的风电、光伏来说，市场化改革意味着为保障消纳支付服务成本走向常态。福建省正是这样一个样本。
激发电厂调峰意愿
福建省电源品种丰富，核电、风电、光伏、水电等清洁能源装机和发电量均占一半以上，低谷调峰压力大。2017年初，国家能源局将福建列力电力辅助服务市场试点，福建成为全国首批四个试点省区之一。
福建省电力辅助服务市场从2018年1月开始正式运行，前期主要以交易深度调峰和启停调峰两个品种作为起步。
深度调峰交易主要解决系统低谷时段(每日0点到6点)的电力实时平衡，采取“日前报价、实时出清”。每天11:00前，有意愿提供辅助服务的机组在系统中为次日交易报价。但深度调峰市场并非每天启动，只有省统调系统需要将一台及以上机组负荷降至有偿调峰基准值以T(火电机组负荷率低于60010)的条件下才会启动。启动后，调度系统将按照机组报价出清结果，按总成本最低原则由低到高的顺序调用。
市场初期，在深度调峰交易中，卖方暂定为燃煤火电和核电机组，买方为系统负荷低谷时段所有在运机组。交易规则为卖方划定有偿调峰基准，煤电机组为负荷率的60%，核电机组为负荷率的75%。机组主动调减出力到基准以下形成的未发电量为深度调峰电量。发电企业以机组有偿调峰基准负荷率为起点，采用下调容量比率形式分档报价。
报价上限与市场建立之前的固定补偿标准相比有大幅提高。以煤电为例，原来规定负荷率为50%-60%，对比60%额定出力少发的电量按照50元，兆瓦时补偿，在新的交易规则中，机组最高可以报价200元，兆瓦时。
启停调峰交易是指机组根据调度指令，在日内通过启停以缓解电网调峰压力的交易。卖方为水电机组和煤电机组，买方为当日在运机组。启停调峰机组按启停次数计算收益，机组根据额定容量对应的报价区间报价。由于水电比煤电有更大的成本优势，启停调峰报价以水电为主。
两个品种的费用来源暂都沿用了市场建立之前的分摊思路，由交易中的买方，也就是交易时段的各类在运机组，在计费周期内按上网电费比例承担。
辅助服务市场建设的方案一敲定，福建的发电企业就开始研究起了这套新规则。火电企业最为积极。
对于火电机组来说，少发电意味着少用煤，但是发电有少发电的成本。
福建一家火电企业介绍，降低出力会改变煤炭的燃烧状态，增加机组煤耗，环保成本也可能因此增加。低负荷状态下，煤炭燃烧状态改变，氮氧化物等污染物排放值可能出现波动。省环保部门对于火电机组附近的空气质量进行监测，每五分钟取一个值，超标就要罚钱。这就要求火电机组的脱硫脱硝装置更加灵敏。
在测算好成本的前提下，火电机组可以基于成本尽量报出低价，提高中标几率。
不过市场刚刚建立，发电企业有时候也感觉没有完全摸出门道。“明明报价很低了，为什么也没有中标呢，到底是安全校核没通过呢还是因为有人报价更低?”一位参与者有些困惑。
每家电厂都想知道别家的报价，但这是企业的秘密。有人设想，如果一个集团有两家相同规模的电厂，那么分别采取不同的报价策略，也许可以摸清楚其中的规律。
福建省一家发电企业的楣关人士告诉eo，辅助服务比拼的是机组的调节能力。装机较小的火电(热电)机组和库容调节能力弱的径流式水电机组，仍然以分摊费用为主。大的水电机组在汛期以发电为主，保证清洁能源消纳，需要为辅助服务付费，枯水期则有较大空间提供辅助服务，从中获利。
根据福建能源监管办提供的数据，2017年11月至2018年3月(2017年11月、12月为试运行阶段)，电力辅助服务市场化调峰交易费用约为原来区域“两个细则”调峰费用的1.65倍，承担主要调峰任务的火电获得补偿大部分费用。
在一位电力行业从业者看来，辅助服务市场改革大幅提高了火电参与调峰的收益，另一方面，煤价高企、市场化电量扩大，火电企业的利润一直在收缩。一加一减，辅助服务收益对于如今的火电企业已经不再是“小钱”了。
打破补偿“大锅饭”
在各地开始探索建立辅助服务市场前，十多年里，“两个细则”一直是辅助服务领域的金科玉律。
2006年原国家电监会制定并实施《发电厂并网运行管理规定》(电监市场[ 2006) 42号)和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场[ 2006]]43号)，之后东北、西北、华北、华中、华东、南方等六大区域根据这两份文件要求各自制定了相应细则，简称“两个细则”。 “两个细则”涉及调峰、调频、无功调节、自动电压控制、备用、黑启动等多项内容，各省可以根据本省情况对区域规则做出微调。
“两个细则”有两大特点：一是按需调度，事后记账。按需调度不必改变电网原来的调度方式。二是费用取之于电厂，用之于电厂。发电企业按照实际调用情况获取补偿，同时也要交“份子钱”——按照上网电量或者上网电费成比例分摊补偿费用。
业内普遍认为，这套办法简单易行，但是“吃大锅饭”。不同机组提供辅助服务的能力差异巨大，按照“两个细则”，机组获得的回报却差异不大，发电企业缺乏积极性。在很长一段时间里，辅助服务收入是发电企业不太在乎的“小钱”。
尽管有不足之处，这套规则仍然稳定运行了十余年，为规范调用行为、促进系统稳定运行起到了积极作用。但十年间，电源结构逐渐变化，辅助服务领域的压力也不断积累。
在规则颁布的2006年，中国的发电总装机容量为6.2亿千瓦，火电占77.6%，水电占20.9%，最主要的两类电源都有着较强的调节能力。到了2017年，中国的装机容量达到17.8亿千瓦，火电降到62.24%，风电、光伏则从几乎为零一跃而上，合计占到16.54%。
而对于福建这样的清洁能源大省来说，调峰压力尤甚。福建省除了风电、光伏，还有8台核电机组和比重不小的径流式水电。风电、光伏和径流式水电都缺乏调节能力，核电也有一定调峰能力，但主要作为基荷运行。
系统安全要保证，清洁能源要消纳，就必须让有调节能力的电源配合调峰。
“两个细则”不足以弥补调节电源少发电的损失，福建尝试给规则打“补丁”。
据eo此前报道，自2013年起，福建省政府和宁德核电站、福清核电签署了超发补偿协议，核电发电超出7000小时部分，让利一部分给政府，由政府统筹用于弥补其他电厂因减少发电利用小时数带来的损失。
当然，用这个办法的不只福建一家。弃水严重的四川也选择用水电超发的收益来补偿煤电欠发的损失。
但即使是政府部门，也不看好这种行政手段。从企业手上拿到钱，还是要有一套办法保证公平公正发放，发放不恰当可能招来审计风险。
2014年，国网福建省电力公司与宁德核电签订了宁德晴川核电厂调峰补偿协议，晴川核电厂每台核电机组按实际年发电利用小时情况，向国网福建电力支付调峰补偿费，用于仙游抽水蓄能电站的容量电费补偿。仙游抽水蓄能电站2013年年底全部投产，没能等到次年发布的两部制价格政策。
虽然想了不少办法，但在电力需求放缓的大背景下，消纳形势依然严峻。2015、2016两年，福建省核电利用小时数均在7000小时以下。与此同时，火电企业也因为频繁参与调峰，发电利用小时数降低，不同电源之间经营矛盾增大。
福建能源监管办有关人士介绍，福建解决清洁能源消纳问题主要从两方面着手：对外找市场，通过跨省区交易把电输送给其他省,f/JX对内提高本省电力系统的调节能力，建设辅助服务市场正是提升调节能力的重要手段。
