电网新能源消纳系列报告之二_东北市场化调峰成效显著_多省启动电力辅助服务市场化升级_16页_2mb

报告摘要

本报告主要分析了东北地区电力辅助服务市场化改革的成效，并探讨了全国范围内辅助服务市场的发展趋势。重点包括新能源消纳、调峰市场机制、火电灵活性改造、储能价值体现等方面。

东北调峰市场成效显著：2018年一季度，东北地区弃风率大幅下降，辽宁、吉林、黑龙江的弃风率分别降至2.4%、8.1%、8.5%，较去年同期有显著改善。
火电深度调峰促进新能源消纳：火电机组通过深度调峰为风电提供了更多的上网电量，其中黑龙江电网火电机组深度调峰为风电多提供上网电量19.6亿千瓦时，占风电新增发电量的61%。
辅助服务市场机制改革：东北地区自2014年起启动调峰辅助服务市场，2016年正式升级为电力辅助服务市场，改革后调峰资源分配更高效，补偿机制更合理。
火电灵活性改造试点：2016年国家在东北启动了17GW火电灵活性改造试点，大幅提升了火电调峰能力，为新能源消纳提供了坚实支撑。
福建电力辅助服务市场启动：2018年1月福建启动电力辅助服务市场，调峰辅助服务费用相比非市场化机制增长了65%，并为风电发展提供了更多空间。
储能系统价值显现：随着辅助服务市场机制的完善，储能系统得以参与调峰交易，其价值通过市场化定价机制得以体现，未来有望成为重要的调峰资源。

东北地区：
- 2018年一季度弃风率显著下降，黑龙江弃风率下降27.5个百分点。
- 2016年启动的火电灵活性改造试点已逐步完成，有效提升了调峰能力。
- 储能系统在调峰市场中获得明确地位，可参与调峰交易。
福建地区：
- 风电与核电的“风火核”矛盾突出，调峰压力显著增加。
- 福建电力辅助服务市场启动后，火电厂调峰收益大幅提升，如江阴电厂一季度获得辅助服务补偿费用920万元，是2017年全年补偿费用的20倍。
- 储能系统在福建被允许在电厂内部、用户侧或独立存在，可参与调峰服务。
全国辅助服务市场发展：
- 多省区启动电力辅助服务市场，包括福建、宁夏、甘肃、新疆、山东、山西等。
- 市场化机制提升了调峰服务的效率和经济性，调峰辅助服务费用显著增加。
- 储能系统开始参与调峰市场，通过市场化机制实现价值体现。