西北能监局吕锐：发挥电储能对于新能源消纳的促进作用 可推动储能发展

我想只要能有合理的市场机制，有一个开放的网侧接入机制，逐步发挥电储能对于新能源消纳的促进作用，也能够实现储能的比较好的发展。

——西北能源监管局市场监管处副处长吕锐

2019年9月25日第二届中国储能西部论坛在青海举办。本次会议由中国能源研究会储能专委会，青海大学，黄河上游水电开发有限责任公司，国网青海省电力公司，青海能高新能源有限公司，华能清洁能源技术研究院，中关村产业技术联盟联合会，中关村海东科技园等联合主办，青海省清洁能源高效利用重点实验室、中关村储能产业技术联盟承办。北极星储能网对论坛进行全程直播。

会上西北能源监管局市场监管处副处长吕锐介绍西北区域并网运行管理和辅助服务补偿相关情况。

西北能源监管局市场监管处副处长吕锐

以下为发言实录：

西北能源监管局市场监管处副处长吕锐：尊敬的史局长，各位领导，各位嘉宾：

刚才两位嘉宾在技术层面做了一些介绍和报告，下面我就规则和市场层面简单介绍一些内容。

今天主要介绍三部分。

第一、西北电网总体情况。

第二、对两个细则进行介绍。

第三、辅助服务市场建设情况。

首先，西北电网是全国六大电网之一，从装机来看，目前火电占到1/2，是火电1.32亿，水电1/6，3千多万，新能源合计已经超过了1/3，这里面风电5千万，光伏4千万。

从西北电网整体特点来看，因为很多工作，包括两个细则的推进和辅助服务市场建设的推进，都是跟整个西北电网的的情况息息相关。

第一、整个西北电网省间的联系非常密切，区域统一运行，在全国六大电网里面，这个特点是西北和东北比较突出，西北网从70年代，陕甘联网，甘青，甘宁，最后新疆联网以来，整体的运行对于区域包括黄河水电消纳，季节性的青海的电力平衡适应性非常好，协同意识很强。

第二、各个省的特点不同，联网的互补性比较强。陕西的峰谷差比较强，宁夏和青海高载能的用户占比比较大。

第三、装机富裕，现在总体2.5亿的装机，最大发电负荷1亿多一点点，总体来看，火电利用小时数不断下降。

第四、非常突出的新能源发展非常快，最近10年时间，新能源装机增长40倍，但是最大用电负荷增长不到4倍。

第五、工业占比比较突出。

第六、能源蕴藏丰富，外送特点突出。这些特点对于全网的运行产生了很多影响和变革。

二、两个细则。

从西北的第一版两个细则，09年印发到现在已经是第四版，在2018年年底印发的，从执行的情况来看，五省2018年年执行的是旧版，累积考核费用52亿，补偿31亿，从2019第四版情况来看，考核了13亿，补偿18亿，分摊5亿多，出现了个别省区考核分大于补偿分的情况。同时比例也是全网最高，整个补偿力度，考核力度比较大，也是跟西北电网的实际情况有密切关系，特别是从新能源快速发展来看，整个常规能源对于电网运行的辅助服务，补偿义务和产生的很多工作压力非常大，所以我们通过两个细则这样的一个类似于行政的手段，计算一定的标准和公式，给常规能源补偿，在常规能源之间也是提供辅助服务的享受补偿，享受辅助服务的拿出来一部分费用。

这是整个2018年和2019年上半年的执行情况，从青海的情况来看，五省里面相对偏低，因为常规能源比较少，上半年的考核费用大概是1.4亿，补偿1.5亿，分摊了1千多万，从整个考核的项目，第一最大的还是功率预测，接近4成左右。还有因为今年青海的天气变化造成了预测难度有一定的上升。

考核的第二位包括AGC，占到3成。第三是AvC，占到15%。

受补偿的基本覆盖了所有的企业，第一还是旋转备用补偿。第二是AGC补偿。第三是AVC补偿。

从第四版的修订情况来看，第一是增加安全管理的考核量，从技术管理类来看，可能跟很多厂家的实际的设备情况，包括风资源情况，光资源情况有关，小气候情况，但是安全管理主要是跟整个管理水平有关，所以增大力度，而且是统一提高峰值，根据最新的国标行标细化条款。

第二是调峰管理，两个细则里面的旋转备用拿出来一部分到市场里面去。

第三是涉网性能，包括对新能源的考核和补偿，对于常规能源，增加了深调期间的AGC的要求。

从新能源运行结果来看，总体上有两个特征，一个是权责对等，奖优罚劣，五省区在2千多家企业有5%左右的企业现在已经实现了两个细则最终结果为正，取得了奖励，这些厂家一般都是管理水平比较好，考核量比较小的企业，同时积极参与调频等有补偿的改造工作，获得了一定得不偿。同时对于管理运行水平比较差的企业，考核力度也增加了，实现了奖优罚劣的目的。

第二从1到8月的情况来看，新能源的考核量逐步下降，也就是说，新能源企业对这个情况是逐步适应，重视逐步提高，而且对新公式，新指标也有摸索的过程。

三、辅助服务市场的建设运行情况。

辅助服务市场是电力交易的一个类别，总体来看，包括电能量，辅助服务容量，容量等等，电能量比较多的还是中长期交易，包括直接交易，跨省区发电权等等，辅助服务开展的包括深调、启停、储能的交易，现在在国内已经有8个现货市场的试点，西北是甘肃，下一步包括青海在内，整个30个省区要逐步覆盖，包括容量补偿，还有金融和衍生品市场，这是相对比较独立的市场机制。

从刚才提到的整个全网的运行情况来看，包括装机过剩，新能源的消纳，调峰电源不足导致的的新能源弃电，针对这些情况，我们也是采取了很多措施，包括两个细则，包括热电联产调峰机组能力核定，这些工作调动和完善了发电企业提供辅助服务的积极性，但是随着新能源不断的并网，传统的手段作用越来越小，所以按照国家能源局的统一要求，我们也推进整个西北区域的辅助服务市场建设，这个建设两个导向，一个是目标导向，完善市场机制，最重要的是问题导向，主要要解决西北主要的问题，装机过剩，调峰电力不足，还有新能源弃电的问题。

从2017年起，陆续开展了宁夏西北区域，青海和陕西的辅助服务市场建设工作，从最主要的问题来看，还是调峰资源紧张，所以我们以调峰作为切入点，逐步完善品种，成熟一个，引入一个，从时间轴来看，最早是2017年起动，实现的是宁夏、甘肃、新疆的省级市场，2018年启动了跨省调峰，2019年启动了青海和陕西，下一步还要继续完善调频、备用市场的品种，将来要于各省的现货市场相融合。

这是目前西北辅助服务市场的格局，四省加一个区域。

从交易品种来看，现在西北主要有四项，一个是深调，火电在50%以下进行深调给予一定得不偿。跨省的有偿调峰，你的实时负荷率，在进行跨省调峰的时候有一定的补偿。第二是停备，对机组的停机进行补偿。第三是在青海率先开展的电储能交易，也是根据我们青海实际的新能源发展情况和整个方方面面对于电储能的支持，所以把电储能以共享储能的方式在青海进行交易。第四是虚拟储能，虚拟储能不是传统的储能，是把自备机组作为一个虚拟的储能资源，通过自备机组在新能源大发弃电时期的下网和新能源低谷发电时期的上网类似起到储能的作用。

这是主要的四个交易品种。从各个辅助服务市场的推进情况来看，2018年8月，先介绍青海，启动了青海市场建设，今年6月进入试运行，试运行之后，持续是水电大发时段，火电是最小开机方式，长期是单机，后来是个别机组运行。共享储能服务在4月份试点的基础上，继续开展，从现在来看3种交易品种，协商，集中交易和直接调度都在进行有序开展，到8月底，已经实现了充电接近500万度。

从青海的市场规则的总体情况来看，我也简单的汇报一下，一个是辅助服务的基本义务，除了火电机组发电权之外，不影响常规能源的计划电量，市场的准入条件来看，单机100GW及以上的燃煤、燃气、垃圾、生物质发电机组，总装机容量50MW及以上的水电站，及并网风电，是清洁能源发场站，这个要求是低于国家能源局发改委印发的对储能的指导意见的要求，我们适当的放低准入。

从总体的交易品种来看，一个是深调，就是火焰的负荷率在50%以上是无偿的，40到50%之间是3毛，40%以下3到8毛之间报价。

从停备来看，最高网内60万的机组一次是200万。按照刚才的准入条件，接入电网侧，能够接受电网的直接调度，同时能够计量结算，因为现在大量的发电侧储能主要是接在电场侧，只能给一个厂家服务，为了提高利用率，提高收益率，形成独立辅助服务提供商的身份，我们设计了三种交易品种。一个是双边协商。二是市场竞价，三是直接调用，通过我们的调度建立AGC的平台进行控制，按照放电电量7毛钱的补偿，这个是试行搞的暂时的规定，在今年正式运行之前，会有进一步的明确。

从储能交易，共享储能，因为刚才谢教授也提到了，今年网侧储能随着国家发改委和能源局下发的电价核定的文件之后，可以说有一定的积极性的下降，但是网侧储能的定义，应该是接入电网储能设施，不仅仅是电网企业投资的，所以下一步，作为电网企业可能因为不能纳入收并电价有一定的影响，但是对于发电企业，社会资本来说，反而是一个促进，我们想只要能有一定的市场机制，有一个开放的网侧接入机制，逐步的来发挥我们电储能对于新能源消纳特性的一种促进性，也能够实现储能的比较好的发展。也就是说，网侧共享的几点优势，下一步其他的投资，第一能够促进新能源效率，第二可以提高利用率，第三提高收益，谈的这家肯定是收益最高的，第四是形成辅助服务商身份。这是电储能作为调峰的一些服务。

另外是两个细则，对新能源企业初步的考核量很大，两个细则的修订是根据电网的发展来变化的，来实现的，新能源的快速发展，常规能源调峰能力不足，电网的安全约束，安全的风险越来越大，包括大的直流外送，导致的闭锁，频率的风险。最终如果说电储能在现在新能源的考核和补偿里面有比较好的应用，我们现在认为，比如说现在AGC的考核，包括现在快频的补偿机制，如果说电储能作为智能化的解决方案，综合性的解决方案，我根据实际的厂家运行情况，什么考核量最大，我做什么考核的消除，哪一种补偿量最大，我来做服务，比如说现在快频，可以通过专用的装置改造实现频率的要求，但是电储能一样可以实现，就需要一套储能设施，在厂站内既服务补偿项目，也避减少考核，对于一些比较特殊的电站，考核量很大的，气候比较复杂，预测的风险比较大的企业，我想也有比较好的前景，但是一个要求，就是对于储能的应用，集成是智能化的，密切结合整个服务的新能源厂站。

简单再介绍一下其他市场，宁夏是我们在西北一批进入试运行的辅助服务市场，所以整个从效果来看，也比较突出，而且宁夏是以火电和新能源为主的。第一是从市场的交易结果，2018年5月进入试运行，试运行以后结算，结果目前，减少新能源弃电是5.19亿，补偿金额2.08亿，从几个省的情况来肯，最低的是新疆2.5，最高的是甘肃4毛，宁夏是在这个之间，这个后面我们再看跨省的市场可以有一个比较。

第一是提升了调峰能力，最大的调控能力增加了140千瓦，实际调用110万，也是完善了火电企业经营的模式，除了发电以外，调峰也可以挣钱。

第二、促进了节能减排，通过增加消纳新能源电量，介绍了二氧化硫等的排放。

第三、完善了市场体系。

再介绍一下西北区域的辅助服务市场，刚才介绍了整个西北电网的运行情况，作为区域互济的情况特别突出，针对这个特点，在2018年的7月启动了西北区域的市场，目前还是针对新能源消纳，跨省调峰市场，从2018年年底进入试运行以来，短短半年多的时间，调峰电量24.5亿元，补偿金额2亿，同时调峰的电量非常大，这是在省和区域市场，省内优先，区域作为补充的原则下开展的。区域市场和省内市场不一样，启停差不多，从效果来看，虽然说作为补充，但是开展的电量远远大于其他五省加起来的总和，就说明一个问题，合理的市场机制，能够发掘比较廉价、有效的市场资源，比如说调峰资源。

下一步，在陕西年底投运要把这个原则进行试点，从陕西市场运行以后，再把价格作为优先，只要是省内有调峰需求的，谁的价格最便宜，就优先调峰谁。黄河干流的水电调峰的成本也是最低的，从上半来看是调用比较多的。

随着新的不断的几个省的市场的完善，也随着下一步整个市场体系的形成，我想对我们西北的新能源消纳肯定也会发挥越来越重要的作用。

最后是陕西的辅助服务市场，在年底要进入试运行，试运行半年左右，一年左右的时间要进入正式运行，今年年底，按照国家能源局的要求，西北要实现辅助服务市场的全覆盖。

主要的情况就介绍这么多。谢谢大家！