面向新能源消納的調(diào)峰輔助服務市場研究綜述

孫瑩，李曉鵬，蔡文斌，王淵，程曉磊，呂海霞

（內(nèi)蒙古電力（集團）有限責任公司內(nèi)蒙古電力經(jīng)濟技術研究院,內(nèi)蒙古自治區(qū)呼和浩特市 010000）

0 引言

近年來，環(huán)境與氣候問題日益嚴峻，能源結構轉(zhuǎn)型已成為我國電力及能源發(fā)展的必然趨勢[1-2]。2020年9月22日，我國在聯(lián)合國大會上正式提出“碳達峰”“碳中和”目標[3]。2021年3月15日中央財經(jīng)委員會第九次會議提出要構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)[4]。然而，隨著新能源電源并網(wǎng)規(guī)模的不斷提升，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段不足的問題逐漸突顯[5-7]，調(diào)峰壓力日益突出，局部地區(qū)棄風、棄光問題嚴重[8-10]，電網(wǎng)調(diào)峰能力已難以滿足新能源快速發(fā)展，系統(tǒng)亟需不斷完善和深化電力調(diào)峰輔助服務市場機制，以市場手段激發(fā)電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)、各市場主體參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的積極性。

目前，電力輔助服務市場相關研究可歸納為3種類型：第一類為某一具體市場機制的創(chuàng)新設計[11-14]。如文獻[11]設計了一種考慮煤電和核電機組的多類型電源參與的調(diào)峰輔助服務市場模型；文獻[12]建立了一種考慮電源與負荷的調(diào)峰輔助服務市場兩階段模型；文獻[13-14]分別提出考慮深度調(diào)峰的日前市場模式；第二類為某一市場主體在電力輔助服務市場中的參與機制。如文獻[15-19]分別歸納了儲能、火電機組、虛擬電廠、微電網(wǎng)、需求側(cè)資源參與調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務市場的交易模式與市場機制；第三類為某一省份或區(qū)域電力輔助服務市場的發(fā)展歷程與市場機制，如文獻[20-24]分別闡述了貴州、廣西、山東、東北、華北地區(qū)調(diào)峰輔助服務市場機制。

從目前現(xiàn)有研究來看，面向高比例新能源消納最緊密相關的調(diào)峰輔助服務市場，其市場主體、交易品種、出清方式、補償機制與分攤方式等尚缺乏針對性、細致性的歸納分析，全國電力輔助服務市場頂層指導下，不同地區(qū)在調(diào)峰輔助服務市場建設中的差異性、共同性尚缺乏科學、系統(tǒng)的研究。在此背景下，論文首先分析了我國電力輔助服務市場發(fā)展歷程及相關政策，接著選取5個典型地區(qū)從源、網(wǎng)、荷、儲側(cè)分別對比分析了調(diào)峰輔助服務市場政策及機制，最后對未來調(diào)峰輔助服務市場的發(fā)展提出4點建議，以期為新型電力系統(tǒng)下我國調(diào)峰輔助服務市場的建設提供新思路。

1 我國電力輔助服務市場發(fā)展歷程及相關政策

我國電力輔助服務補償機制產(chǎn)生于2006年，經(jīng)超過15年一系列政策出臺與應用實踐，目前初步形成了跨區(qū)、區(qū)域省間、省多層次輔助服務體系。其發(fā)展進程可劃分為如下3個階段。

第一階段（2006—2014年）：計劃性補償階段。2006年，原國家電監(jiān)會印發(fā)《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》，標志著我國輔助服務從無償提供的階段進入了有償提供的階段。該階段特征在于，一定程度上起到了激勵發(fā)電機組提供電力輔助服務的作用，但整體補償力度較低（例如華東、華中地區(qū)深度調(diào)峰補償價格最高僅為0.1元/ kW·h），所以對于發(fā)電企業(yè)的激勵作用相對有限。

第二階段（2014—2021年）：市場化激勵階段。2014年，我國首個電力調(diào)峰輔助服務市場—東北地區(qū)調(diào)峰輔助服務市場正式啟動，標志著我國市場化補償電力調(diào)峰輔助服務探索與嘗試的開始。該階段的特征在于，一是補償力度逐步加大，激勵作用逐步提升。例如，東北電力輔助服務調(diào)峰市場將最高限價定為1元/ kW·h，山東省最高限價為0.8元/ kW·h，青海省最高限價為0.7元/kW·h。二是輔助服務市場區(qū)域范圍不斷擴大，隨著2015年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》的出臺以及新一輪電改的開啟，與電力輔助服務市場化建設直接相關的文件密集出臺，各地也積極開始電力輔助服務市場化探索，華東、西北、福建、甘肅等省區(qū)陸續(xù)啟動調(diào)峰輔助服務市場建設運行。三是輔助服務市場主體范圍不斷擴大，鼓勵儲能設備、需求側(cè)參與提供輔助服務，允許第三方參與提供輔助服務。

第三階段（2021—至今）：新型電力系統(tǒng)下的進一步建設階段。2021年國家能源局印發(fā)了新版“兩個細則”——《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》，時隔15年，對其進行了重新修訂，標志著在我國電力輔助服務市場進入了新目標導向下的新階段。該階段特征在于，輔助服務提供主體進一步擴大補償方式與分攤機制進一步明確，電力用戶參與輔助服務分擔共享機制進一步細化。此外，與現(xiàn)貨市場的銜接逐步被強調(diào)，按照《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》的要求，要持續(xù)完善電力輔助服務市場，并統(tǒng)籌推進電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場建設，加強市場間有序協(xié)調(diào)，在交易時序、市場準入、價格形成機制等方面做好銜接。

其關鍵歷史節(jié)點及政策如表1所示。

表1 我國電力輔助服務市場發(fā)展階段及關鍵政策匯總Table 1 Summarizing of development phases and key policy issues of power auxiliary service market in China

2 典型地區(qū)調(diào)峰輔助服務市場機制

在國家系列政策的頂層指導下，各地區(qū)相繼出臺政策文件。目前，大多數(shù)地區(qū)均結合其電力發(fā)展實際，在不同程度上建立了電力輔助服務市場機制。論文選取5個典型地區(qū)，分4個部分對其調(diào)峰輔助服務市場政策及機制進行具體分析。

2.1 電廠參與調(diào)峰輔助服務市場機制

相比于用戶側(cè)、儲能側(cè)等調(diào)峰輔助服務，并網(wǎng)電廠參與調(diào)峰輔助服市場機制建立較早。交易品種主要包括深度調(diào)峰、啟停調(diào)峰、停機調(diào)峰等[25-26]。

一般來講，市場主體通過集中競價方式參與電網(wǎng)調(diào)用[27-29]。在深度調(diào)峰輔助服務中，一般均按照負荷率進行“階梯式”報價，在不同負荷檔位分別給出限價。不同地區(qū)，深度調(diào)峰輔助服務限價差距較大，相比而言，東北限價較高，最低

負荷段限價為1元/kW·h；貴州省限價較低，最低負荷段限價為0.15元/kW·h。深度調(diào)峰輔助服務補償費用按照各檔調(diào)峰電量和出清進行結算，一般由并網(wǎng)電廠按上網(wǎng)電量比例參與分攤。在啟停和停機調(diào)峰輔助服務中，一般按并網(wǎng)機組容量分別進行限價。東北地區(qū)對于并網(wǎng)機組容量劃分較細，共設置5個檔位，限價從50萬元/臺次（對應容量為10萬kW的機組）到300萬元/臺次（對應容量為80～100萬kW的機組）；貴州省檔位劃分較少，共2檔，其中容量不超過35萬kW的機組限價為80萬元/臺次，容量超過35萬kW的機組限價為160萬元/臺次。啟停和停機調(diào)峰輔助服務補償費用按照各級別機組市場成交價格與啟停和停機次數(shù)進行結算，分攤方式一般與深度調(diào)峰輔助服務費用相同。更多具體信息對比如表2所示。表3為典型地區(qū)啟停（停機）調(diào)峰輔助服務市場最高限價。圖1為典型地區(qū)深度調(diào)峰輔助服務市場最高限價。

圖1 典型地區(qū)深度調(diào)峰輔助服務市場最高限價Fig.1 Ceiling priceof auxiliary in-depth peak-load regulation service market in typical regions

表2 典型地區(qū)電廠參與調(diào)峰輔助服務市場機制Table 2 Market mechanism of power plants participating in auxiliary peak-load regulation service in typical regions

表3 典型地區(qū)啟停（停機）調(diào)峰輔助服務市場最高限價Table 3 Ceiling price of start/stop(shutdown)auxiliary peak-load regulation servicemarket in typical regions

2.2 用戶參與調(diào)峰輔助服務市場機制

用戶側(cè)提供調(diào)峰輔助服務的市場主體一般為參與電力市場中長期交易的電力用戶和售電公司。不同于并網(wǎng)電廠參與調(diào)峰市場，用戶參與調(diào)峰市場的交易品種名稱和準入條件在不同地區(qū)差異較大[30-34]。交易品種名稱方面，江蘇省為用戶可調(diào)負荷調(diào)峰交易，山東省為用戶側(cè)有償調(diào)峰交易，青海省為蓄熱式電鍋爐調(diào)峰交易，東北地區(qū)為可中斷負荷調(diào)峰交易。準入條件方面，山東省對調(diào)節(jié)時長、可調(diào)容量提出了要求；青海省對用電負荷、可調(diào)容量提出了要求；東北地區(qū)對用電負荷提出了要求；貴州省目前暫無相關機制。

用戶側(cè)市場主體參與輔助服務市場方式主要包括與新能源企業(yè)進行雙邊交易、集中交易以及電網(wǎng)調(diào)用。其中，在雙邊與集中交易中，調(diào)峰輔助服務費用按成交電量及成交價格補償結算；其價格機制在不同地區(qū)有所不同，東北地區(qū)采取限價機制；青海省對雙邊交易暫未進行限價，對集中交易采取固定價格0.1元/kW·h。在電網(wǎng)調(diào)用中，調(diào)峰輔助服務費用一般按調(diào)用電量及調(diào)用價格進行補償結算。山東省有所特殊，用有效響應容量參與結算，有效響應容量根據(jù)實際響應容量占中標容量的百分比分檔參與計算。在江蘇省，中長期調(diào)峰輔助服務補償費用中考慮了對負荷預計準確的考量，其預測準確率越高，調(diào)峰服務費用越高。在價格機制方面，山東省相對較高；東北地區(qū)采用固定價格（集中交易上、下限價格平均值）；江蘇省按照中長期市場交易和短期市場交易有所區(qū)分；短期可調(diào)負荷調(diào)峰交易報價上限根據(jù)需求時段長短進行區(qū)分。對于多數(shù)地區(qū)，在與新能源企業(yè)雙邊交易、集中交易中產(chǎn)生的調(diào)峰輔助服務費用由新能源企業(yè)承擔；在參與電網(wǎng)調(diào)度

中產(chǎn)生的調(diào)峰輔助服務費用由所有市場化用戶按照用電量比例分攤。更具體信息對比如表4所示。

表4 典型地區(qū)用戶參與調(diào)峰輔助服務市場機制Table 4 Market mechanism of power consumers participating in auxiliary peak-load regulation service in in typical regions

2.3 儲能參與調(diào)峰輔助服務市場機制

大多地區(qū)對儲能參與輔助服務市場的充電功率及時長有明確要求[35-39]。相對而言，東北地區(qū)要求較高（4 h），其他多數(shù)地區(qū)對儲能的持續(xù)時間要求為2 h，按要求高低排列依次為江蘇、青海、山東。

儲能參與輔助服務市場方式包括雙邊交易、集中競價及電網(wǎng)調(diào)用等。在同時具有以上交易品種時，一般優(yōu)先與新能源企業(yè)進行雙邊交易及集中競價交易，按交易電量及交易價格進行結算。在仍有剩余充電能力且電網(wǎng)有調(diào)峰需求的情況下，按補償價格參與電網(wǎng)調(diào)峰。在電網(wǎng)調(diào)用調(diào)峰資源

時，一般優(yōu)先安排儲能設施。不同地區(qū)電網(wǎng)調(diào)用儲能參與輔助服務的補償機制有所區(qū)別，江蘇省按照日前中標的啟停調(diào)峰折算單位電量最高價對充（放）電容量予以結算（但不低于充放電損失）；山東省按照實際出清價格結算；貴州省按照儲能平均申報價格結算；青海省與東北地區(qū)按固定補償價格予以結算。此外，電網(wǎng)調(diào)用儲能進行調(diào)峰的限價，在不同地區(qū)差異較大，青海省對目前已并網(wǎng)的共享儲能項目采用固定調(diào)峰價格，其余省份采用限價，其中山東省相對較高（儲能示范應用項目參與有償調(diào)峰交易時報量不報價，按照0.2元/ kW·h，給予補償），東北、貴州限價較低，一般由并網(wǎng)電廠分攤。表5為典型地區(qū)儲能參與調(diào)峰輔助服務市場機制。

表5 典型地區(qū)儲能參與調(diào)峰輔助服務市場機制Table 5 Market mechanism of energy storage participating in ancillary peak-load regulation service in typical regions

2.4 虛擬電廠參與調(diào)峰輔助服務市場機制

目前，多數(shù)地區(qū)尚未建立虛擬電廠輔助服務調(diào)峰機制。5個典型地區(qū)中，山東建立了針對于虛擬電廠的調(diào)峰市場機制（目前江蘇省將虛擬電廠融入至負荷側(cè)之中，尚無單獨機制），因此以山東為例對虛擬電廠參與調(diào)峰市場機制進行分析[40]。

山東對虛擬電廠的準入條件為：具備可調(diào)節(jié)電力不低于10 MW、連續(xù)調(diào)節(jié)時間不低于4 h能力。虛擬電廠以日內(nèi)實時交易、日前交易、電網(wǎng)調(diào)用的方式參與輔助調(diào)峰服務[41-44]。其中，山東省對日內(nèi)實時交易和電網(wǎng)調(diào)用中虛擬電廠的響應時間要求為30 min及以下，其調(diào)峰機制如圖2所示。

圖2 山東省虛擬電廠參與調(diào)峰輔助服務市場機制Fig.2 Market mechanism of virtual power plant participating in ancillary peak-load regulation service in Shandong Province

虛擬電廠參與調(diào)峰輔助服務獲得的補償費用計算方式如下：

日內(nèi)實時交易調(diào)峰補償費用＝有償調(diào)峰電量×max（實際出清電價，報價上限）

日前交易調(diào)峰補償費用＝有償調(diào)峰電量×max（50%日前交易出清價格，日內(nèi)實時交易出清價格，報價上限）

電網(wǎng)調(diào)用調(diào)峰補償費用＝有償調(diào)峰電量×max（日內(nèi)實時交易出清價格，報價上限）

其中，有償調(diào)峰電量按實際調(diào)峰電量占中標容量的比例分檔位計算確定。實際調(diào)峰電量是指虛擬電廠負荷超過基線負荷的部分，基線負荷通過虛擬電廠未參與發(fā)電側(cè)有償調(diào)峰輔助服務交易、以及未實施需求響應和有序用電時的分鐘級負荷平均指確定。虛擬電廠有償調(diào)峰報價上限目前暫按0.4元/ kW·h執(zhí)行。

虛擬電廠有償調(diào)峰輔助服務補償費用由火電廠、集中式風電場、集中式光伏電站、核電廠、送入山東的跨省區(qū)聯(lián)絡線、地方公用電廠、分布式光伏等共同分攤。其中直調(diào)公用火電廠、集中式風電場、集中式光伏電站、核電廠按照發(fā)電量參與分攤，自備電廠、地方公用電廠、分布式光伏按照上網(wǎng)電量參與分攤。

3 新型電力系統(tǒng)建設背景下調(diào)峰輔助服務市場發(fā)展建議

根據(jù)我國電力調(diào)峰輔助服務市場發(fā)展背景以及國家構建新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)略目標，結合各地區(qū)調(diào)峰輔助服務市場機制的發(fā)展情況，提出以下發(fā)展建議：

1）推動輔助服務市場向現(xiàn)貨市場過渡與銜接?？紤]我國電力市場發(fā)展背景，必將存在調(diào)峰輔助服務市場與現(xiàn)貨市場同時存在的過渡期，在該階段，需加快探索輔助服務與現(xiàn)貨市場交易品種的耦合方式，研究現(xiàn)貨市場與深度調(diào)峰市場聯(lián)合優(yōu)化運行機制。結合現(xiàn)貨市場的發(fā)展進度，適時滾動調(diào)整調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則向?qū)崟r市場逐步過渡。在電力現(xiàn)貨市場運行成熟、價格信號趨于完善后，在現(xiàn)貨市場內(nèi)推動調(diào)峰服務。

2）加大火電機組參與低負荷檔位調(diào)峰的標準要求與補償力度。根據(jù)火電機組及其靈活性改造技術的發(fā)展情況，結合各地區(qū)實際，對機組有償調(diào)峰基準以及分檔方式實時調(diào)整。并且，逐步放寬低檔位限價水平，保證補償費用以覆蓋其壓出力運行時的能耗成本以及少發(fā)電量在電能量市場中的機會成本之和為最低基準，消除火電企業(yè)完成靈活性改造的顧慮，提高其參與低檔位調(diào)峰的積極性，緩解電力系統(tǒng)在負荷低谷時段的調(diào)峰能力。

3）加快推進輔助服務交易向市場競爭方式轉(zhuǎn)型。一是推動市場競價機制代替固定補償方式，考慮電力輔助服務成本、合理確定價格區(qū)間、通過市場化競爭形成價格，完善各市場主體提供調(diào)峰輔助服務的競價機制。二是逐步放寬限價，加大對調(diào)峰輔助服務提供方的補償力度。三是推動按報價支付機制向統(tǒng)一出清價格機制轉(zhuǎn)變，更好釋放市場價格信號，更好發(fā)揮市場力的作用。

4）細化對新型電力輔助服務提供主體的激勵機制。根據(jù)新型儲能、自備電廠、傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網(wǎng)絡、聚合商、虛擬電廠等新型主體的調(diào)節(jié)容量、調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)精度、調(diào)節(jié)成本、調(diào)節(jié)可靠性等指標，分類制定其參與電力調(diào)峰輔助服務市場的準入條件、價格機制以及成本分攤和收益共享機制，推動電力輔助服務市場更好體現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)性資源的市場價值。以市場化手段激勵多元主體釋放靈活調(diào)節(jié)潛力，擴展新能源消納空間。

4 結論

隨著新能源電源并網(wǎng)規(guī)模的不斷提升，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段不足的問題逐漸突顯，現(xiàn)有調(diào)峰能力已難以滿足新能源快速發(fā)展，如何完善和深化電力調(diào)峰輔助服務補償(市場)機制，激發(fā)電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)、各市場主體參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的積極性已成為亟待解決的問題。論文通過研究梳理過去20年中電力市場相關政策及研究文獻，分析了我國電力輔助服務市場發(fā)展背景、發(fā)展歷程及關鍵政策，并在地區(qū)層面，分電廠、負荷、儲能等4個方面具體對比分析了5個典型地區(qū)的調(diào)峰輔助服務市場政策及機制，最后結合我國電力調(diào)峰輔助服務市場發(fā)展背景與目標，以及各地區(qū)調(diào)峰服務市場機制的發(fā)展實際，在構建新型電力系統(tǒng)的目標導向下，提出了4點建議。希望本文能夠為“雙碳”目標下我國調(diào)峰輔助服務市場的建設提供研究方向，為高比例可再生能源的消納提供新思路。

致謝

本文得到了內(nèi)蒙古電力（集團）有限責任公司科技項目（2022-07）的資助，在此表示感謝。