调峰辅助服务在吉林电网的实施效果分析

调峰辅助服务在吉林电网的实施效果分析高重晖;吴希;范国英淳B雷;李振元;王泽一【摘要】针对东北能源监管局于2014年10月调峰辅助服务市场机制的启动，分析了调峰辅助服务政策、市场保证电网调峰能力、提高风电接纳水平的重要性及调峰辅助服务市场在吉林电网所取得的效果，并结合调度工作中遇到的实际问题，提出了火电机组基本调峰率设置应考虑容量差别;考核机组发电计划完成率应考虑有偿调峰辅助服务参与情况;应将火电机组协助风电外送断面调整所提供的调节容量纳入补偿范围若干建议，以深入挖掘火电机组的调峰潜力，提升风电接纳空间，提高清洁能源利用效率.【期刊名称】《吉林电力》【年(卷)，期】2015(043)005【总页数】4页(P1-4)【关键词】辅助服务;电力市场;电网调峰;风电接纳;补偿机制【作者】高重晖;吴希;范国英;郭雷;李振元;王泽一【作者单位】国网吉林省电力有限公司，长春130021;国网吉林省电力有限公司检修公司，长春130022;国网吉林省电力有限公司，长春130021;国网吉林省电力有限公司，长春130021;国网吉林省电力有限公司，长春130021;国网吉林省电力有限公旬长春130021【正文语种】中文【中图分类】TM73;TM614由于火电机组承担着东北区域电网调峰的主要职责，而燃煤机组低负荷工况连续运行确实会增加发电煤耗及设备损耗，对机组的经济效益及使用年限造成一定影响，所以给予参与调峰的火电机组适当的经济补偿具有合理性，也有利于保证电网足够的调峰容量［1］。2010年东北电监会颁布了《东北区域并网发电厂辅助服务管理办法实施细则》（以下简称《辅助服务实施细则》）。为进一步解决电网调峰难题，提升风电接纳空间，提高清洁能源的利用效率，国家能源局东北监管局于2014年9月下发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）》（以下简称《调峰辅助服务监管办法》），力图通过经济手段挖掘并网火电机组的调峰潜力，并配套下发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）操作细则》，明确了电网公司的职责及发电企业的责、权、利与义务，细化了实施办法，并于2014年10月1启动东北电力调峰辅助服务市场试运行，2015年1月1日起正式施行。以下对《调峰辅助服务监管办法》正式施行以来对促进吉林电网风电接纳的实际效果进行分析，总结在实际运行中发现的问题，并对未来深化调峰辅助服务提出建议。1调峰辅助服务政策分析1•12010版《辅助服务实施细则》分析《辅助服务实施细则》明确提出：东北区域火电机组的调峰服务分为常规与非常规调峰，其中非供热期常规调峰率为40%，定义机组调峰率为：［（最大可发电力-实际发电电力）/最大可发电力］x100%,非常规调峰补偿按调峰时段内非常规调峰电量计算，每万千瓦时补偿5000元，并规定非常规调峰所需补偿费用由非常规调峰时段内，调峰率未达到平均调峰率的发电机组分摊，提供启停调峰的燃煤火电机组按照每100MW机组容量补偿12万元的额度进行补偿，所产生的费用由各发电机组按照当月上网电量比例分摊。《辅助服务实施细则》明确了火电机组常规调峰与非常规调峰的界限，提出了具体的非常规调峰及启停调峰费用补偿、结算办法，对电网调峰确实起到了推动作用，但随着近几年风电装机容量的迅速上涨，该细则已不能满足随之而来的巨大调峰需求。首先，对于火电机组基本（常规）调峰率设置偏高，导致调峰容量调用成本较高，调峰潜力没有得到充分挖掘，不能适应大规模风电并网后的调峰需求；其次，调峰补偿及均摊费用主要在火电机组之间结算，增加了火电企业的经济负担，不能有效调动火电机组调峰的积极性；燃煤机组启停调峰补偿费用偏低，基本与机组启停的实际损耗费用持平，并且没有考虑机组停机期间的电量损失补偿问题，所以各火电机组参与启停调峰的经济驱动力不强。《辅助服务实施细则》实施4年多来切实为吉林电网调峰提供了有力支持，但也暴露出诸多不足之处。1•22014版《调峰辅助服务监管办法》分析为了适应大规模风电、核电并网形势下的电网调峰任务，提高燃煤火电机组参与辅助调峰的积极性，2014版《调峰辅助服务监管办法》将火电（含生物质）、风电、光伏及核电同时确定为调峰辅助服务主体参与者，共同承担电网调峰任务，获得调峰辅助服务收益，并按比例分摊调峰辅助服务补偿费用，实质上是让火电、风电、核电企业对参与有偿调峰辅助服务的火电机组给予一定经济补偿。对于东北地区电网调峰的最主要参与者火电机组，虽然常规调峰容量有所增加，但因为在有偿调峰补偿费用均摊上弓1入了风电、核电，各厂均摊费用明显下降，减轻了有偿调峰辅助费用分摊压力，而且可以通过参与有偿调峰从其他类型电源获得部分有偿调峰补偿费用，大大提高了火电机组参与有偿调峰的积极性。该办法规定了火电机组非供热期基本调峰辅助服务调峰率48%，提高了可免费调用的火电机组调峰容量。深度调峰有偿服务采用“阶梯式”补偿机制。根据调峰率不同，各发电企业可在限价区间内自愿浮动报价，机组启停调峰也根据机组容量设置了补偿价格上限，并且大幅提高了机组启停调峰的补偿金额。以300MW火电机组为例，由以前的36万元固定补偿金额提升至最高报价上限120万元。火电企业可在最高限价下自愿下浮报价，电网调度可根据各企业报价由低到高的顺序调用有偿调峰辅助服务。通过引入市场竞争手段，深入挖掘火电机组调峰潜力。2014版《调峰辅助服务监管办法》充分考虑市场在资源配置中的决定作用，在保证电网安全、机组稳定的前提下，充分利用经济手段调动发电企业的调峰积极性，是更好接纳风电资源的有益尝试。2调峰辅助服务效果分析由于风资源情况、负荷情况、联络线外送计划、火电机组开机方式等都是影响风电接纳的重要因素［2］，简单对比风力发电量，并不能真实反映辅助调峰服务对风电接纳的贡献，所以本文以公式计算的形式来分析辅助调峰服务对风电接纳的作用。假设在负荷、联络线、风资源及火电机组开机方式均相同的情况下，来比较新老两版辅助服务办法对风电接纳的不同效果，同时由于火电机组在供热期有最小出力限制，难以参与调峰辅助服务，所以本文仅分析非供热期的调峰辅助服务情况。以吉林省2015年5月某日的火电机组开机方式为例，100MW及以上火电机组共开机24台，总容量7235MW，具体各容量机组分配见表1。表12015年5月某日吉林电网各容量机组分配机组容量/MW机组数量/台总容量/MW60031860300133930200612201002225全网火电机组调峰容量定义为并网各机组调峰容量之和，计算公式为：式中：S为全网调峰容量；S60、S30、S20、S10分别为600MW、300MW、200MW及100MW机组的并网容量；860.830.820.810则分别为对应的机组调峰率。由于机组性能差异，实际调峰率有所不同，但同容量机组最大调峰率差异很小，以平均最大调峰率进行计算。在《辅助调峰服务监管办法》实施之前，根据以往实际运行经验，600MW机组最大调峰率为50%,300MW及200MW机组最大调峰率为47%,100MW机组最大调峰率仅能达到30%。而《辅助调峰服务监管办法》实施以后，由于参与有偿调峰辅助服务可以获得较可观的经济效益，不参与调峰则要承担分摊费用，机组的最大调峰率普遍提高，目前600MW机组最大调峰率52%，300MW及200MW机组最大调峰率50%，100MW机组最大调峰率33%。根据以上数据，以表1的开机方式为基础，可以得到新老两版辅助服务办法调用的全网最大火电调峰容量（见表2）。表2吉林电网最大火电调峰新老两版调峰容量MW调峰容量2010版2014版最大基本调峰容量2871.53439.0最大有偿调峰容量546.5177.5调峰容量合计3418.03616.5从表2的数据可以看出，2014版《调峰辅助服务监管办法》实施后，火电机组调峰容量明显提高，基本调峰容量已经超过之前的全部调峰容量，总的调峰容量增加了近200MW，提高了6%，即在同样的负荷及联络线情况下，仅吉林省就可以增加风电接纳200MW，占到吉林省风电装机容量的5%。同时可以看出，基本调峰容量占最大调峰容量的比例得到提高，有偿调峰容量的占比有所减少，虽然火电机组提供的基本调峰容量增加，但因为风电、核电参与补偿费用分摊，火电企业实际是获得利益，而风电、核电也不会负担太多的分摊费用。表3给出了2015年5月吉林省调峰辅助服务市场实际结算数据，包含了吉林省调所有直调火电、风电厂的调峰辅助服务收入及支出情况，其中火电厂共21家，10家获得补偿收益，9家承担分摊费用，2家费用持平；并网风电厂37家，均承担分摊费用，表中补偿金额取正值，分摊金额取负值。通过表3的数据可以看出，风电企业负担了部分调峰费用，场均26万元，各风电厂分摊金额与发电量基本成正比，2015年5月吉林省内风场合计发电量7.11x108kW・h,折算后平均每度电分摊调峰成本仅0.0135元，在风电厂可接受范围之内。通过调峰辅助服务市场的调节，既促进了风电接纳，鼓励新能源企业发展，又提高了火电企业调峰的积极性，达到了较好的利益平衡。表32015年5月吉林电网调峰辅助服务市场结算万元金额火电厂风电厂跨省调峰交易调峰补偿金额1692.800调峰分摊金额-965.9-962.8-235.9调峰金额726.9-962.8-235.92015年5、6月在吉林电网供电量、联络线外送电量均同比下降的不利形势下，风电发电量连续两月实现了同比增长，增幅分别达到了16.6%、9.1%，这与调峰辅助服务市场对风电接纳的贡献密不可分。3调峰辅助服务市场的改进意见通过上述的理论计算及实际交易情况分析，可以看出，《调峰辅助服务监管办法》的实施确实有助于提高吉林省内风电接纳水平，近8个月的实际运行也证明了其有效性，但在电网调度实际运行中也发现仍有亟待改进的地方。未来深化吉林电网调峰辅助服务可以尝试从以下几个方面展开工作。火电机组基本调峰率设置应考虑机组容量差别。大容量火电机组具有较好的调峰能力，吉林电网部分600MW火电机组可以提供高达53%的调峰率，但小容量机组调峰能力较差，100MW机组最大也只能提供35%的调峰率，这样就造成小容量机组根本不能达到规定的48%的基本调峰率，不仅不能参与有偿调峰，还要分摊大量的有偿调峰补偿费用，这对本身煤耗高、经济效益差的小机组而言，无疑雪上加霜。虽然国家早已出台政策鼓励火电机组上大压小，但在东北地区部分100MW机组承担着冬季供热任务，有其存在的必要性，所以应充分考虑小机组调峰能力弱的实际情况，在基本调峰率的设置上充分考虑机组容量差别，适度提高大容量火电机组的基本调峰率，降低小容量火电机组的基本调峰率。考核机组发电计划完成率应考虑有偿调峰辅助服务参与情况。机组发电计划完成率作为〃三公”调度考核指标之一［3］，目的是督促调度机构公平调度，避免各机组发电计划完成率偏差过大，而此次监管办法也明确要求，实施有偿调峰服务不得影响机组年度发电计划完成率，但应考虑到风电大发月份，由于火电机组参与调峰服务时间较长，可能会造成部分火电机组月、季度发电计划完成率偏低。运行中调度可以通过延长并网时间，在非调峰时段提高机组负荷率，确保机组完成年度发电计划。建议相关电力监管部门着眼于〃三公”调度的核心指标，将监管重点放在机组年度发电计划完成率上，适当放宽月、季度计划完成率级实时负荷完成率上。在保证机组完成年度计划的前提下，通过参与调峰辅助服务获得更高的经济效益，提高参与的积极性。应将火电机组协助风电外送断面调整所提供的调节容量纳入补偿范围。目前调峰辅助服务市场仅针对调峰困难情况下的风电限电有缓解作用，并未考虑网架限制风电的问题。在风电大规模集中并网的吉林省松原、白城地区，由于网架建设长期滞后于风电发展，造成外送输电通道限制了风电发电，在这种情况下完全可以通过降低断面内火电机组出力来增加风电发电空间，但此种情况下分摊调峰补助成本的不应包括其他火电机组，仅应是断面内受益的风电厂，这样既扩大了调峰辅助服务的适用范围，更大程度地接纳风电资源，又能在一定程度上缓解网架建设的压力。试点启动跨区域调峰服务以提高供热期风电接纳能力。目前东北地区可以跨省参加调峰辅助服务，如吉林省风电大发，且省内机组无调峰容量时，可以启动辽宁、黑龙江、蒙东3地区火电机组，提高东北全境的风电接纳水平。供热期东北地区具有供热时间长、供热压力大、供热机组占比例过高的特点，吉林省内100MW及以上燃煤供热机组占吉林省调度直调火电装机容量的84.2%，且直调供热机组均负担省内主要城市集中供热任务，供热面积呈逐年递增趋势，供热中期供热机组全开机运行，执行国家能源局东北监管局下发的火电厂最小运行方式，机组最低负荷率均高于容量的52%，基本调峰率都无法达到，不具备参与调峰辅助服务条件，造成了东北区域冬季大范围弃风。既然东北地区的实践已经证明调峰辅助服务提高了火电机组的调峰积极性，考虑到华北地区供热期短、供热压力相对较小，未来可以在东北与华北区域进行调峰辅助服务试点，在高岭直流输送允许的情况下，通过调用华北地区火电机组的有偿调峰量，提高东北地区的风电接纳空间，实现能源资源的大范围优化配置。4结语介绍