近日，華北能監(jiān)局發(fā)布《蒙西電力市場調頻和備用輔助服務交易實施細則征求意見稿》。
其中，《蒙西電力市場調頻輔助服務交易實施細則》征求意見稿共九章三十五條，這份征求意見稿與廣東市場現(xiàn)行規(guī)則有很多相似之處，分別對市場成員、交易要求、組織實施、考核、結算、信息披露及市場監(jiān)管等事項進行了明確和界定。
繼廣東之后，蒙西是全國第二個正式啟動電力現(xiàn)貨市場建設的地區(qū)，該規(guī)則的印發(fā)標志著蒙西區(qū)域電力市場化改革又取得新的突破，進一步激發(fā)了市場主體提供更優(yōu)質調頻輔助服務的活力，有效構建了調頻輔助服務市場機制，為電力現(xiàn)貨市場穩(wěn)步推進奠定了堅實的基礎。
在市場準入方面，蒙西方面規(guī)定，根據(jù)每臺 AGC 單元最近7個在網運行日的綜合調頻性能指標 Kp平均值由高到低進行排序，市場初期，以綜合調頻性能指標前70%的最小Kp值作為AGC單元參與調頻市場報價的最低技術標準。
征求意見稿稱，市場主體可同時參與調頻市場和現(xiàn)貨電能量市場。同時參與調頻市場和現(xiàn)貨電能量市場的市場主體，可獲得調頻容量及調頻里程補償；僅參與調頻市場的市場主體僅獲得調頻里程補償。
申報調頻里程價格的最小單位是0.1元/MW，申報價格范圍暫定為6-15元/MW，申報調頻容量的最小單位是1MW。
在調頻調頻容量補償方面，中標的 AGC 單元容量補償按日統(tǒng)計，按月結算。市場初期價格暫定為60元/MW。
調頻服務費用在包括火電（燃煤、燃氣）、新能源（風電、光伏）等發(fā)電企業(yè)之間按照其實際上網電量比例進行分攤。
近年來，風力和太陽能等具有波動性和間歇性的新能源發(fā)電設備大規(guī)模接入蒙西電網，對于系統(tǒng)調頻的要求也越來越高。2019年，內蒙古電力集團調裝機容量7371.88萬千瓦，新能源發(fā)電裝機占比36.14%，其中風電裝機達到1872.14萬千瓦、集中式光伏裝機761.06萬千瓦。新能源發(fā)電量526.4億千瓦時，占直調發(fā)電量18.75%。
由于內蒙的電源結構和源荷比例與廣東差別較大。首先，北方的火電機組在冬季還需要承擔大量的“保供熱”任務，因此該文件也明確強調，參與調頻輔助服務市場的成員應嚴格執(zhí)行調度指令，要以確保電力安全、供熱安全為前提，不得以參與調頻輔助服務市場為由，影響電力安全及居民供熱質量。
另外，廣東所有的競標機組單元在競標前需要數(shù)額不等的份子錢，然后再進行分配補償。目前，蒙西投運、在建的項目一共12個，和全國其它地方相比，蒙西輔助服務費用“拖欠”問題也一直讓業(yè)界詬病，從發(fā)電企業(yè)結算給儲能廠商，短則半年長則一年也是常有的事。
從目前的“兩個細則”逐步過渡到電力輔助服務市場是未來的大趨勢?！皟蓚€細則”采用的是相對固定的補償方式，變量是日調節(jié)深度和調節(jié)性能兩項；而《蒙西電力市場調頻輔助服務交易實施細則》采用的是競價方式，規(guī)則更加透明，同時變量因素也更多。
在新規(guī)則出臺前，蒙西方面曾對相關條款進行多次修訂，新規(guī)則出臺后，對儲能的未來影響如何。有業(yè)內企業(yè)認為，首先需要對目前已投運項目的收益變化進行觀察，再決定是否對該區(qū)域進行投資。
附文件全文：
