贵州修文供电局电力赋能乡村多元化发展增“底气”
农网建设2023-05-19
1.2.2 调频市场：电能量市场的重要补充
调频辅助服务经常因其名称而让人迷惑，但调频辅助服务本质上还是对电能量的调节。 调频辅助服务理论上就是为了弥补调频辅助服务是为了弥补电力市场和调峰辅助服务无法 解决的实时平衡问题，主要依靠自动控制技术来进行调整。 调频已经成为储能的重要收入来源之一。各地陆续允许新型储能参与调频辅助服务市 场，而目前在多数地区，调频辅助服务已经成为储能最重要的收益来源。对于调频辅助补 偿基准，华东和南方区域采用积分电量(即调频容量乘以调用时间)，而华北和甘肃则采 用调频里程(即调频容量乘以调用次数)。调频补偿的计算方式并不重要，重要的是看新型储能参与调频辅助服务相比于火电等传统机组是否存在优势。华东、南方区域储能与火 电相比，补偿计算方式没有任何区别。华北区域同等调频里程情况下，储能的补偿费用仅 有火电的一半。而对于甘肃省，补偿费用则高于火电。
备用辅助服务指为保证电力系统可靠供电，在调度需求指令下，并网主体通过预留调 节能力，并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。备用分为旋转备用和冷备用。 转动惯量辅助服务是为了应对新能源稳定性弱而引入的目的是加强电力系统稳定性的 的辅助服务，爬坡辅助服务是为了应对新能源或负荷剧烈变化而引入的辅助服务。这两项 辅助服务目前开展的地区较少。 另外随着各地缺电形势加剧，各地新版“两个细则”均对需求侧响应和虚拟电厂参与 辅助服务获取收益的方式进行了规定。其中南方区域的规定最为详细，不仅规定了需求侧 响应和虚拟电厂的准入门槛，还对调节能力、持续时间等进行了规定，补偿费用为固定补 偿。甘肃省对需求侧响应和虚拟电厂的准入门槛最低，分别仅有 1MW 和 5MW，远低于 南方区域，价格形成方式为市场报价，价格上限低于广东，但另行规定了应急削峰和应急 填谷服务，补偿标准接近广东省。
华东区域和华北区域在“两个细则”中对需求侧响应和虚拟电厂均未做单独规定，而 是将其直接纳入到 APC(自动功率控制)辅助服务中。APC 辅助服务是 AGC(自动发电控 制)的延伸，AGC 一般仅针对发电厂，而 APC 则进一步涵盖了储能以及用户侧资源等，也 就是说在这些地区需求侧响应和虚拟电厂是纳入调频辅助服务联合补偿，这也与调频辅助 服务的原理有关，后面第 2 章可以看到欧洲的虚拟电厂基本都是纳入调频辅助服务。APC 与 AGC 类似，补偿费用获取主要与调节量和调节系数有关。
1.3 容量电价：抽蓄和气电已实行容量电价 煤电容量电价仍 在探索
如果电能量市场可以充分反应成本，那么按理说对于煤电，即使未来利用小时数下降， 依然可以通过提高高峰时段电价(此时新能源无法提供电能，煤电拥有定价权)来弥补收 益，这是最为理想的情况。但实际情况，以上机制会面临两个问题：(1)难以预测未来电 价：对于长期的用电需求及新能源出力难以做出准确预测，火电企业难以精确预估电价趋 势;(2)无法激励冗余机组建设：电力系统作为公用事业属性，保证供电安全是首要目的， 在极端情况(高温导致用电负荷超出预期、外部因素导致部分机组非正常停机等)下应保 证有冗余机组提供电能，但只有电能量市场的情况下，投资方没有意愿建设冗余机组。 那么此时部分国家便研究出台了容量电价政策。电网预估未来全社会冗余容量需求， 并出台容量补偿(固定数额)或容量电价(市场竞标)来支付给这部分机组保证其收益。 这部分电量不论后续是否需要调用，均需要支付给机组，相当于用户侧支付的“保险”。 需要注意的是：容量电价由用户侧支付这一点相当重要，因为根本上来说极端情况下容量 不足，对于发电企业来说并没有实质性损害。
在我国，目前名义上的容量电价主要包括抽水蓄能、天然气发电以及山东省和云南省 的煤电。 抽水蓄能：我国截至目前共出台了 2014 年 7 月《关于完善抽蓄电站价格形成机制有 关问题的通知》和 2021 年 4 月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》两份抽 水蓄能电价政策文件，均强调了抽水蓄能执行两部制电价，其中容量电价主要体现抽蓄电 站保障电力系统安全的价值，弥补固定成本+合理收益;电量电价体现调峰填谷效益，弥补 抽发电损耗等变动成本，条款基本一致。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由 电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级 电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。容量电价机制按照 6.5% 准许收益率核定。
天然气发电：天然气发电响应速度快的优点使其成为部分地区重要的顶峰电源和调峰 电源。这也导致天然气发电利用小时数较低、电价较高。为了保证天然气发电的合理收益， 各地对天然气发电的电价都做出了特殊规定，大体可以分为两种：(1)第一种以湖南、广 东等地为代表，根据机型、利用小时数不同规定电价。比如湖南、广东;(2)第二种以河 南以及江浙沪等地为代表，采用了容量电价+上网电价两部制电价。
山东容量电价：山东省容量电价与山东省现货市场推进有关，2020 年 6 月山东省发布 《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，首次提出了容量补偿。容量补偿电价(当前 价格为 0.0991 元/度)直接附加在电价中，由市场化用户承担，并由机组能够提供的可用 容量分摊。 云南容量电价：云南容量电价出台时间为 2022 年 12 月的《云南省燃煤发电市场化改 革实施方案(试行)》，文件规定燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调 节空间参与调节容量市场交易，交易价格为 220 元/千瓦·年±30%，买方为未自建或购买共 享储能服务的新能源场站。 前文我们分析过容量电价本质上是用电侧为可靠用电购买的“保险”，目的是促进可 靠电源冗余投资以保证电力安全。从这个角度来看，云南容量电价全部由新能源场站来承 担，且与新能源的电价相关，因此云南容量电价本质上是一种“辅助服务”，与甘肃的调 峰容量市场相似，而山东省容量电价更多像给当地火电机组整体的电价补偿，并未反应未 来容量的需求。从这个角度看，中国尚未有真正的煤电容量市场。
1.4 输配电价：历经三轮监管周期改革 电改道路已经铺平
1.4.1 输配电价改革始于 03 年 15 年改革全面加速
我国输配电价市场化改革正式提上议程是在 2003 年。2003 年《国务院办公厅关于印 发电价改革方案的通知》中，首次提出输配电价应输配电价由政府价格主管部门按“合理 成本、合理盈利、依法计税、公平负担”原则制定，从此我国输配电价开始正式向“成本+ 合理收益”的模式过渡。在此之前，我国电力市场是计划电价模式，发电厂的上网电价和 用户侧销售电价均由政府核定，电网公司收取的输配电价实际上为其差额。这种模式最让 人诟病的地方在于电网公司依靠其垄断地位获取了超额的收益，且这种定价机制过于死板， 对于引导用电和引导建设电源都有一定的负面影响。
输配电价真正实现全面加速改革则是 2015 年。2015 年 3 月 15 日，《中共中央国务 院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9 号)下发，输配电价改革全面 加速。2016 年 12 月 22 日，国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法(试行)》， 2017 年 12 月 29 日，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法(试行)》《跨 省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价 格的指导意见》，对省级电网、区域电网、跨省跨区专项以及增量配电网价格进行了全面 细化，并规定了每三年作为一个监管周期，首个监管周期到 2019 年结束。 2020 年，随着《省级电网输配电价定价办法》、《区域电网输电价格定价办法》、《跨 省跨区专项工程输电价格定价办法》等规定正式发布，我国正式制定出台了第二监管周期 输配电价，全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价;首次实现了 对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输 配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。至此 2005 年《关于印发电价 改革实施办法的通知》中制定的目标才基本完成。
输配电价三个组成部分中，共用网络输配电价和专项服务价格统均采用“核定成本“+ “准许”收益的机制，其中受历史沿革问题影响，我国输配电价存在大额的交叉补贴，主 要是高电压用户向低电压用户补贴以及不同省份之间的交叉补贴等。根据《省级电网输配 电价定价办法》，省级电网实行“准许成本+合理收益”的定价模式，各电压等级输配电价 =该电压等级总准许收入÷本电压等级的输配电量。我们可做如下简要分析：(1)根据 2017-2020 年分电压等级投资数据来看，电网单位容量投资额基本呈现电压越低单位投资 额越高的特点。(2)而我国目前装机以火电、水电等直接接入 220kV 及以上电网的大型 机组为主，电量随电压等级递减。(3)高电压等级电网建设利用率高，传输相同电量所需 的容量更少。基于以上三点，低电压等级电网输配电价应显著高于高电压等级。 交叉补贴存在的问题：交叉补贴历史较久，我们认为在我国优先保证居民和农业用电 的基本原则下，短期破除难度较大。但交叉补贴影响了实际供需关系，且随着居民用电比 例提高矛盾会更加突出。
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