发电企业辅助服务范围亟待拓宽

《电力监管立法规划（２０１２年～２０１７年）》已经由国家电监会主席办公会审议通过并印发，该规划对未来一段时间的电力监管立法工作进行了系统的安排，其中，修
订《并网发电厂辅助服务管理办法》已列入议程。为了适应新的形式，发电企业必须拓展新的辅助服务方式，才能适应未来激烈的市场竞争形势。
　　开发储能系统参与AGC调频
　　在电力系统运行中，作为电力辅助服务重要内容之一的自动发电控制（AGC）主要通过实时调节电网中的调频电源的有功出力，实现对电网频率及联络线功率进行控制，解决区
域电网的短时随机功率不平衡问题，因此，调节速率快、调节精度高的电源能够帮助电网更高效地完成AGC控制目标。
　　2006年国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》之后，我国电力辅助服务市场建设取得了显著成效，尤其是在京津唐电网AGC调频服务市场上，2010年以来发电机
组平均AGC调频能力提高了80%以上，极大地保障了区域供电质量。与此同时，随着可再生能源的大规模并网，在我国北方地区开始出现电网AGC调频能力紧张的问题。如何进一步提
高区域电网内的AGC调频能力，并同时提高AGC调频的运行效率，是我国下阶段深化电力辅助服务改革的重要课题，也是发电企业必须认真对待的问题之一。
　　在欧美国家，运用储能系统完成AGC调度指令已经比较普及，并且出台了相应的法规进行规范。在我国，目前实施的办法中，包括AGC调频在内的　 辅助服务的提供者限定为
并网发电厂，储能作为非传统发电设备进入辅助服务在制度上还未获得支持，但对此政策的突破在即，对发电企业而言，这无疑是拓宽辅助服务范围的良好机会。但现状却是，发
电企业对各种新兴的储能技术了解不够深入，缺乏专业的储能技术人才和经验积累，加上近年来发电企业普遍经营效益不佳和辅助服务的收费标准未确定，发电企业建设储能项目
参与电网AGC调频的积极性不高。如果长此以往，对储能技术有深入了解并有投资意愿的专业从事辅助服务的机构一旦获得了主体资格，这一块蛋糕无疑会被切走！
　　建立辅助服务产业体系
　　在备用方面，据了解，目前全国共有３４个网省电力系统正式实施发电厂并网考核和辅助服务补偿并实际结算，大部分网省调度机构开展此项工作以来，发电机组运行水平明
显提高、提供辅助服务能力明显增强，电网安全运行部分指标明显改善。但大部分地区没有将新能源和自备电厂等纳入范畴，导致常规公共电厂承担责任较重，补偿相对不足。
　　随着我国新能源的发展以及大量弃风问题的出现，建立电力辅助服务机制，一方面将以解决上述问题为目标，另一方面将朝着形成优先利用可再生能源发电的电力管理体制方
向发展，因此，发电企业应逐步建立和完善辅助服务产业体系。当然，这要以对一些新的发电技术和设备技术的掌握和利用为前提，如太阳能发电方面，目前，我国光伏电池基础
研究与技术创新能力取得　 长足进步，已建立了比较完整的材料、生产装备、系统集成产业体系，光伏电池转化效率继续提高，产业链全面优化，光伏电池技术和成本的全球竞
争力进一步提高。太阳能光热电站的整体设计与技术集成能力明显提高，形成了若干家技术先进的关键设备制造企业，具备光热发电全产业链的设备及零部件供应能力。可喜的是
，发电企业在这方面已经迈出了坚实的步伐。
　　期望完善辅助服务补偿机制
　　在传统的电力工业体系中，发电侧是否提供辅助服务完全由电力调度机构决定，很多辅助服务都是无偿的。这种强制命令的调度方式在一定程度上缺乏公平性，并且严重影响
了发电企业提供辅助服务的积极性。
　　在电力市场环境下，发电企业成为独立的经济实体，有着追求利润最大化的生存压力和内在动力。发电企业希望每种服务有着明确的定价，以便收回成本并获得一定的利润。
如自动发电控制 （ＡＧＣ），ＡＧＣ成本可从发电侧和调度侧考量，其中，发电侧ＡＧＣ成本包括电厂投入必要的装置所需的投资成本、提供ＡＧＣ时所耗费的燃料成本、在机组
正常运行的前提下，ＡＧＣ机组及相关设备由于热耗和磨损而增加的维护成本、机组在模拟调度运行点上被逆序开机的调度成本以及机会成本等。这些成本，都增加了发电企业的
负担，发电企业希望得到合理的经济补偿。
　　鉴于此，发电企业普遍对即将修订的 《并网发电厂辅助服务管理办法》有所期待。