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          我國電力輔助服務市場建設的現狀與問題

          發布時間: 2020-04-20 10:17:03   來源:《中國電力企業管理》  作者:

            輔助服務是維護電力系統安全穩定運行和電力系統瞬時平衡性必不可少的重要保證。原國家電監會電監市場〔2006〕43號文對輔助服務的定義為:“輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行,保證電能質量,除正常電能生產、輸送、使用外,由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務。”國際上對輔助服務所包含的內容沒有統一的界定,一般包括一次調頻、二次調頻、備用、無功和黑啟動等。

            而電力輔助服務市場則是指電力市場中引導各類型機組在合適的時間提供合適數量的輔助服務的一種機制,合理的輔助服務市場機制可以給予市場主體正確的經濟激勵。輔助服務產品和定價機制的設計是電力輔助服務市場機制的兩個重點。產品的設計主要解決機組提供輔助服務的衡量問題。定價機制的設計解決的是對某種確定的產品,如何制定報價、出清及結算等規則問題。厘清國內外輔助服務的定價機制問題,才能更好地規劃設計未來我國輔助服務市場的發展。

            隨著我國新能源發電比例的不斷升高,電力系統的靈活性要求也將隨之提高。由于新能源出力是波動的,當它進入系統之后,系統的上下出力變化變得頻繁且更加重要。隨著新能源的大規模并網,電力系統調節手段不足的問題越來越突出,原有的輔助服務計劃補償模式和力度已不能滿足電網運行需求。國外成熟電力市場一般通過現貨市場中的實時平衡市場或平衡機制實現調峰。而當時我國尚未啟動電力現貨市場建設,亟須利用市場化手段提高獎罰力度,以更高的補償價格激勵發電企業等調節資源參與電力輔助服務。基于此,我國在2006年提出了一種新的電力輔助服務產品“調峰”,但現有的“調峰”輔助服務品種和輔助服務定價補償機制尚不能滿足市場化配置資源的要求。電力輔助服務屬于“公共產品”。電力輔助服務應用于整個電力系統,為保障系統安全穩定運行和可靠供電發揮著重要作用,所有系統的主體均是受益者。因此,輔助服務成本應該在全網分攤而不僅僅是發電側分攤。本文通過梳理中外輔助服務市場的運行現狀,分析現有的輔助服務價格機制及我國輔助服務市場的尚待完善之處,為我國輔助服務市場未來的發展提出一些建議。

           

            我國輔助服務市場現狀

            國內輔助服務市場的運行現狀

            我國電力輔助服務市場的交易品種包括調頻、調峰、無功調節、備用、黑啟動服務等多個品種,但目前在市場建設初期,各地主要圍繞調峰、部分地區輔以調頻開展輔助服務市場建設。隨著電力體制改革的逐步推進,我國電力輔助服務的發展基本上經歷了2002年以前無償提供、2006~2014年計劃補償和之后的市場化探索三個主要階段(見表1)。

            

           

            2014年,我國首個電力調峰輔助服務市場正式啟動,標志著市場化補償電力調峰輔助服務嘗試的開始。2015年3月,《中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(“9號文”)提出以市場化原則建立輔助服務分擔共享新機制以及完善并網發電企業輔助服務考核機制和補償機制。2019年初,東北電力輔助服務市場升級,首次增設旋轉備用交易品種,實現輔助服務市場“壓低谷、頂尖峰”全覆蓋。浙江、華中等省區也在積極探索增設備用輔助服務交易品種。到2019年,電力輔助服務市場機制已在東北、華北、華東、西北、福建、山西、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅、重慶、江蘇、蒙西共14個地區啟動。

            從實際效果來看,電力輔助服務市場的建設提升了火電機組的調峰能力,在轉軌階段通過市場化手段充分調動了火電企業參與調峰的積極性和主動性,降低了新能源棄電率,促進了節能減排。省間調峰輔助服務市場中,東北已經正式運行,西北、華北、華東已經啟動試運行;華中、西南也正在建設中。但東北區域市場的實際也表明當前這種“行政主導”型的市場機制存在著輔助服務激勵扭曲的問題,甚至出現了可再生能源“消納改善、但效益更差”的局面。究其本質是在計劃的框架內做市場必然會扭曲,行政主導、缺乏價格發現機制必然會過度補償。

            在我國大多數地區的電廠入網協議和輔助服務管理細則中,一般都對發電企業應該承擔的輔助服務進行了規定,并區分了“基本輔助服務”和“有償輔助服務”。對于調峰服務,我國大多數地區根據發電機組的負荷率水平來規定其基本調峰服務。比如,規定負荷率50%以上的發電調節服務是基本的,不給予另外的補償,而如果機組的出力在50%以下,則需要另外補償,各省的輔助服務補償標準有所不同。

            國外典型輔助服務市場

            為了適應各國能源結構的不斷調整,以美國PJM為代表的全電量競價現貨市場也在不斷優化輔助服務機制。目前世界一些國家的輔助服務的采購和交易組織通常由系統調度運行機構負責,電力系統調度運行機構的職責與輔助服務的目的一致,同時系統調度運行機構能夠詳細掌握各類輔助服務的需求信息,因此國外電力輔助服務市場通常由系統調度運行機構組織運營。例如,加州電力市場的輔助服務由CAISO(加州獨立系統調度運營商California Independent System Operator)負責管理。

            輔助服務市場組織方式采用集中競爭或長期等多種方式。競爭程度較強的輔助服務品種一般采用集中競價或招標方式采購,其余品種可通過長期合約形式購買。各種定價機制如表2所示。在歐洲和美國電力市場中,備用一般通過競爭性市場采購,部分國家AGC和調頻也作為交易品種。無功調節和黑啟動由于具有依賴地理位置或特殊裝置的特性,一般采用雙邊長期合約,具體分類如表3所示。輔助服務成本的分擔,各國市場通行的方式是按照一定機制分攤給終端用戶,例如,歐洲部分國家通過輸電費用或系統調度專項費用將輔助服務成本傳導給用戶。

            

           

            從國外典型輔助服務市場的運作模式來看,主要有電力輔助服務獨立交易方式和聯合優化方式。獨立交易方式指電力輔助服務市場獨立于電能量市場運行,常見于以歐洲為代表的分散式電力市場。歐洲電力交易機構與系統調度運行機構分立,電力交易機構負責運營日前、日內現貨電能市場,系統調度運行機構(TSO)負責運行輔助服務市場,與電能量市場獨立運行。聯合優化方式指電力輔助服務市場與現貨電能量市場聯合交易出清,常見于美國、澳大利亞等集中式電力市場。以美國PJM電力市場為例,參加輔助服務市場交易的機組在運行日前一天連同電能量報價一起向PJM提交報價信息,輔助服務市場在實時運行前一小時關閉。在此之前,機組可以修改報價信息。實時運行過程中每5分鐘將輔助服務市場與電能量市場聯合出清一次,聯合出清的目標為電能和輔助服務采購總成本最小化。

            通過國內外的輔助服務市場機制的對比分析可知,電力輔助服務市場的建設依賴于電力現貨市場。國外輔助服務的采購和交易組織通常由詳細掌握各類輔助服務需求信息的系統調度運行機構負責。定價機制通常采用招標和雙邊合同,出清方式采用聯合優化方式較多。電力輔助服務市場與電能量市場聯合交易出清可以減少電力系統的總成本,激勵市場主體參與到系統優化過程中,不僅可以保障系統安全穩定運行,也可以充分發揮自身機組的能力獲得額外收益,對于系統中的所有主體都是有益的。目前中國的電力現貨市場尚未健全,電力輔助服務市場仍處于由“計劃”向“市場”的過渡階段,未來中國的輔助服務市場交易應由電網統一調度組織,按照電能量市場和輔助服務市場聯合出清的邊際價格結算輔助服務費用,減輕信息不對稱導致的成本誤差和利益分配不均,以經濟利益驅動市場主體主動提供輔助服務,最終實現電力的資源優化配置。

            國內輔助服務市場存在的問題

            輔助服務產品單一,調峰輔助服務不應屬于輔助服務

            目前我國多數地區輔助服務市場交易品種相對單一。多數調峰輔助服務交易主要集中在深度調峰及啟停調峰兩個品種。另外,現有的所有市場規則均對發電機組下調能力要求明確,但是對機組向上調峰需求未作明確市場定位。在國外的一些電力市場中,通常輔助服務機制的主要品種為調頻和備用。在以美國PJM為代表的全電量競價現貨市場中,發電企業在日前申報相關數據進行報價,ISO通過安全約束機組組合和安全約束經濟調度等形成發電計劃。不同負荷率水平的發電機組的收益是通過不同時間能量市場實時電價的變化來反映調整。系統負荷較小的谷時段,電價可能較低,而在系統負荷較大的峰時段,電價可能很高,因此調節能力強的機組可以通過在谷時段少發電而在峰時段多發電獲得較高的平均電價,調節能力較差的機組如果無法在谷時段減小出力,就要接受較低的電價。實時電價的變化自然引導了發電企業主動參與調峰,也就反映在了基本的能量市場出清中,因此不需要一個額外的調峰產品。當然我國的調峰輔助服務是在缺乏分時的現貨市場的情況下的一種特殊的輔助服務。目前大多數省份已經開始了中長期電力交易市場,部分省份開始了現貨市場的建設。我國也需要盡快在用戶側輸配電價中增加輔助服務相關的項目,以便逐漸理順相關交易和價格機制。

            同時,受制于我國煤電為主的電源結構,我國目前主要的輔助服務產品“調峰”和“調頻”并不能充分解決大量可再生能源進入電力系統給系統帶來的不穩定性問題,而電網靈活性的提升是促進新能源消納的核心,電力輔助服務是提高電網靈活性的手段之一。電力輔助服務中的調峰、備用等能力對于可再生能源發電消納的作用至關重要。美國加州已經引入了“靈活爬坡產品”(FRP,flexible ramping product)來應對可再生能源出力的波動,我國可再生能源消納較為困難的區域也可以適時引入爬坡類輔助服務產品,滿足系統中對于具有快速爬坡能力、調節性能良好的電源需求。

            輔助服務費用的分攤不盡合理

            目前我國輔助服務成本補償方式為發電側承擔。現行補償機制只考慮火電和水電機組參與輔助服務,有償和無償的差別是按照是否引起水火發電成本的變化予以區分的,差別劃分的不合理,造成無調節能力機組無償享受了部分有調節能力機組的輔助服務,這本身就是不公平的。輔助服務作為一種公共產品,其作出的貢獻由電力系統收益,其引發的成本也應納入輸配電價由全體用戶分擔。電力市場環境下,發電機組是輔助服務的提供方,而不是成本的分擔方。

            輔助服務補償機制推行最初是為了解決發電企業之間提供輔助服務的公平性問題,暫時由發電企業承擔。然而這種做法沒有明確是否考慮輔助服務成本進入上網電價,只把沒有參與輔助服務的機組視為少做功的機組,因而需要收取一定的費用去補償多做功的機組,這是不合理的。目前,輔助服務的費用仍取自發電企業,主要的改良在于調峰和調頻等輔助服務產品不再按照性能排序調用,而是劃定性能范圍,在性能范圍內按照價格由低到高調用機組。我國也沒有明確如何量化衡量電力調度機構使用輔助服務的效率,包括使用輔助服務的成本是否能夠小于消納不穩定電源帶來的紅利。輔助服務能夠保障的是全系統的安全穩定,因此系統中的所有主體均應是受益主體,輔助服務費用應由所有主體共同分攤。

            目前我國電力市場正處于開展現貨市場試點的階段,現貨市場的引入可以使得原有的輔助服務市場更有效率,通過發電商之間的競爭優化、用戶側儲能和需求響應的加入以及輔助服務產品的價值重新定義評估,可以促進電力系統內各種資源的高效利用,從而降低電力系統整體的成本,這樣不僅提供輔助服務能力強的運營商可以獲得更多利益,包含輔助服務成本的輸配電價也會降低,這將是一個三方互利的前景。

            電力輔助服務產品定價交易機制不健全

            目前我國東北輔助服務市場中實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制,發電企業在不同時期分為兩檔浮動報價。在日內調用時,電力調度機構按照電網運行情況根據日內競價結果由低到高依次調用,按照統一出清價格結算。山西的調頻輔助服務是采用日前按各調頻資源的排序價格由低到高確定中標的優先次序的方式確定中標的調頻資源。調頻在出清或調用時一般對調頻性能因素進行考量。在調頻標的方面,山西、山東等主要考慮調頻容量,廣東同時考慮了調頻容量和調頻里程。總的來看,我國的輔助服務市場產品報價一般采用賣方單向報價、集中競爭、統一價格出清的交易方式。調度方根據按需調用、按序調用、價格優先的原則進行調用,最后將調峰費用按照電量或電費比例分攤給對系統調峰輔助服務貢獻不大的發電機組。但是,這相當于每種輔助服務產品分開報價,分別進行交易,電力輔助服務市場獨立于電能量市場。

            在PJM的旋轉備用市場結算中,旋轉備用的成本包括調節備用服務的報價和機組由于提供調節備用服務而在電能量市場中損失容量的補償即機會成本。發電機組進行電能生產和提供備用服務是緊密相連的,在提供備用時通常有額外的成本支出,包括投資成本、設備運維成本以及放棄在其他市場中的收益而導致的機會成本等。旋轉備用輔助服務的價格主要包括電量成本和容量成本。容量成本是由于發電機組為了作為備用必須預留的容量產生的可能因為不能進入電能量市場從而失去發電機會而失去的收益,即是一種機會成本。電量成本是一旦備用容量被電能量市場實際調用所支付的購買電量的價格。發電機組既可以將發電容量投入到電能量市場,也可以投入到輔助服務市場,這樣的選擇決定了發電機組在提交備用服務報價時必須充分考慮“機會成本”和提供備用的邊際成本。所以由于輔助服務市場和電能量市場的緊密相關性,輔助服務產品的定價和調度應該與電能量市場一起進行。如果不與現貨市場聯動,輔助服務產品的價值就無從發現。

            而我國對于備用輔助服務的補償機制一般按照不同發電機組的發電量進行補償,并不能充分體現備用輔助服務產品的價值。因此輔助服務產品的定價和交易應該充分和電能量市場相結合,這樣既能夠增加輔助服務市場的效率也有利于優化電力系統的運行成本。

            結 語

            未來輔助服務市場的改革應該向輔助服務的定義還原,即“正常電能生產、輸送、使用”要求建立電力現貨市場,繼而“由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務”建立輔助服務市場,電力輔助服務市場不能先于電力現貨市場而建立。結合我國目前已經開展的現貨市場的試點,在全國范圍內電力現貨市場初期可能暫時沿用輔助服務補償機制,但在這些試點地區,輔助服務補償機制應配合電力現貨交易機制建設進行市場化。同時梳理好從發電側到用戶側過程中的成本分擔關系。輔助服務作為一種公共產品,應將其成本分攤至電力系統中從發電側到用電側的所有主體。所以,目前有效解決輔助服務費用上升給終端用戶帶來的電價上漲就是在發輸電側通過更有效率的輔助服務市場機制去影響發電和調度,從而提升電力系統的總體利用率,通過總體電網成本的降低而減少終端用戶的電價上漲。從長遠來看,采取輔助服務市場和電能量市場聯合優化出清機制,通過不同時段的價格信號來引導市場成員在高峰和低谷時段調整出力是最經濟的方式,也是能夠合理化不同機組輔助費用、降低終端用戶電價的唯一舉措。

            從近期來看,我國電力現貨市場剛剛起步,市場化機制較為復雜,尚需較長的建設時間,且試點工作中未將調峰輔助服務作為市場組成部分,短期無法依靠現貨市場全面反映靈活性改造成本,難以有效引導企業實施靈活性改造。所以首先需要詳細評估每種類型機組能夠提供輔助服務的能力,然后采用精確合理的計算方式,盡可能公平地核算不同輔助服務的價值。其次,應豐富輔助服務產品品種,適當增加爬坡類產品、系統慣性等輔助服務交易品種,逐漸引導調峰產品退出,滿足系統對于具有快速爬坡能力、調節性能良好的電源需求,例如燃氣機組、抽水蓄能電站等。最后,在現貨市場試點的省份可以適當開展競價模式,以競價交易的方式選擇輔助服務承擔主體,降低該項目的輔助服務費用。

            本文刊載于《中國電力企業管理》2020年3期,作者供職于華北電力大學經濟與管理學院

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                關鍵詞: 電力市場,電改

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