我国电力辅助服务市场政策分析与思考

运用市场化手段推动不同种类市场主体提供电力辅助服务已经成为电力系统管理体制改革的重要方式。本文以我国电力辅助服务市场为主题，梳理并分析了我国华北区域、西北区域、东北区域及南方区域的电力辅助服务政策、应用现状及补偿规划，对比国外电力辅助服务机制，进一步探讨了我国电力辅助服务政策的发展问题，阐述了我国电力辅助服务市场未来可能的发展方向和发展前景。

为了保障我国电力系统能够安全、稳定、经济运行，针对各省市情况，我国推行了更合理化的补偿措施和相关交易政策。现将我国不同区域辅助服务市场的发展状况进行分析。

（1）针对深度调峰，补偿标准为150元/MWh。

（2）针对发电机启停调峰的情况，补偿标准为1000元/MW。

（3）针对燃气火电机组在两天内完成启停调峰一次的情况，补偿标准为100元/MW。

（1）AGC服务的补偿标准为720元/MW。

（2）调用补偿标准为50元/MWh。

（1）在满足电力调度条件下的补偿标准为50元/MVarh。

（2）各机组调相运行启停补偿标准为14元/MW，调相运行成本补偿标准为7.5元/MWh。

（3）在光伏、风电执行调度机构指令时，有偿无功服务补偿标准为15元/MWh。

满足调整参数和参数设定相关规范要求的补偿标准为0.1元/MWh。

水电厂补偿标准为6万元/月，其他电厂为8万元/月。

1.有偿调峰服务补偿

（1）AGC服务贡献日补偿费用

火电机组补偿标准为15元/MW；水电机组为10元/MW。

（2）AGC辅助服务贡献月补偿费用

贡献月补偿费用为各贡献日补偿费用之和。

针对有偿无功服务补偿标准：

（1）补偿标准为30元/MVarh。

（2）发电机组应遵循的补偿规则为：

①调相运行启停费用补偿

机组启停调相一次补偿14元/MW。

②调相运行成本补偿

调相运行成本的补偿费用的计算方法与江苏省相同。补偿标准为15元/MWh。

自动电压控制标准服务的补偿标准为0.1元/MWh。

旋转备用服务采用日发电补偿，补偿标准为10元/MWh。

黑启动辅助服务按6000元/天计算补偿费用。

西北地区辅助服务的补偿采用打分制补偿的方式。

遵循的补偿标准为一次调频平均合格率高出1%即补偿5分。

（1）机组深度调峰的补偿标准为3分/万千瓦时。

（2）不同类型发电机组遵循调度指令在一定时间内实现启停调峰，其补偿规则如下表所示：

补偿标准遵循以下原则：

AGC服务补偿的三种补偿方式为可用率补偿、调节容量补偿和贡献电量补偿。

三种补偿方式的补偿规则如下表所示：

若设计的机组设置自动电压控制补偿，则补偿标准为0.01分/万千瓦时。

在满足电力调度的条件下，火电机组和水电机组的补偿标准分别为1分/万千乏时和0.5分/万千乏时。

燃煤发电机组按照每日1分/万千瓦的补偿标准在停止运行七天时间内进行补偿。

水电机组、火电机组的补偿标准分别为5分/月和10分/月。

当稳控装置运行状态为减出力或切机时，运行结束后补偿标准为每万千瓦20分/次。

另外，新疆地区政策中另外提到的部分为：

（1）深度调峰交易：

深度调峰交易过程中不同火电厂类型在不同时期的负荷率和报价上下限情况如下表所示：

（2）电储能交易：

电储能交易指储蓄设施在特定时段以物理或者化学的方式，能够将存储的能量在调峰交易时提供电量。可通过市场平台集中交易或双边协商确定交易价格后进行交易。

东北辅助服务政策中有偿调峰服务特点如下：

1.实时深度调峰交易：东北地区实时深度调峰交易在不同时间的分档报价与新疆不同的是，第一档报价热电机组和纯凝火电机组的负荷率上限为48％，且第一档报价上限为0.4元/千瓦时，第二档报价下限为0.4元/千瓦时，上限为1元/千瓦时。

2.电储能调峰交易：电储能调峰交易采用双边交易的方式在一个月及以上范围内展开，其中交易上限为0.12元/千瓦时，下限为0.1元/千瓦时。

当发电机运行期间发电机组最近的七日范围内综合调频性能指标的均值大于等于0.5时，可作为进入调频市场的基准。

补偿标准为0.1元/MWh。

（1）启停调峰的补偿标准：燃气、燃油机组为燃煤、生物质机组的0.05倍。

（2）深度调峰的补偿标准：出力低于额定容量40%时比出力为额定容量40%～50%时补偿多一倍。

补偿标准为负荷高峰时是低谷时的两倍。

功率注入时和吸收时的补偿标准为1:3。

南方各省补偿计算方式一样，但补偿标准不同，体现了政策的因地制宜。

按照国家能源局统计数据，2018年，从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为西北、东北和华北区域。本文分析不同地区的补偿费用特点及优势如下：

华东区域：以AGC和有偿调峰为主，备用补偿次之。可解决可再生能源和消纳区外来电的调峰压力问题。

华北区域：AGC补偿为主，保障了首都的供电质量和安全。

西北区域：各辅助服务类型补偿费用占比相似，表现为多能互补，以解决供暖和可再生能源消纳问题。

东北区域：以有偿调峰补偿为主，以解决电力机组供热时间长、数量多而出现的问题。

南方区域：以备用补偿为主，以解决水电装机容量较大的问题。

不同区域的补偿机制设计具有共同点：一是补偿机制能够有效激励区域电力系统管理提升辅助服务态度和水平，为市场提供更稳定、长久的补偿服务；二是辅助服务政策具备成本低、效用大的优势；三是补偿机制能够准确调节并补偿服务成本；四是补偿标准能够反应补偿机制的成本效应和辅助服务的差异，因此标准的制定将影响区域辅助服务的整体实施效果。

PJM定义的不同辅助服务类型的获取方式如表所示：

不独自设立调频电厂，实现将调频义务有效配额到每个负荷服务企业是PJM调节和频率响应服务的突出优势。

容量市场是主要维护边际电厂装机总容量的最小值的一种补偿机制，即从事容量信用的交易。

北欧政府在调查并分析各国电力系统平衡辅助服务的市场数据基础上，联合设计出一种统一的平衡机制，以达到电力系统的平衡和稳定效果。北欧辅助服务类型的获得方式如表所示：

澳大利亚电力市场包括国家电力市场和批发电力市场两种市场类型。

国家电力市场辅助服务的三种辅助服务类型分类如下表所示：

批发电力市场的辅助服务交易类型有两种：市场竞价和双边谈判，其中市场竞价为主要交易方式。批发电力市场产品包括负荷跟踪、旋转备用、甩负荷备用、系统重新启动、调度支持辅助服务。

国内政策涉及的辅助服务类型比较丰富且各地区间具有一定差异性，但是对比国外典型电力辅助市场政策机制不难发现，当前我国辅助服务市场政策在以下几个方面有待改善：

一是在我国电力辅助服务设计中，未将备用作为重要的电力辅助服务。

二是电力辅助服务产品设计未考虑主能量市场的因素。

三是各地区之间的资源差异明显，除省层面的服务设计，辅助服务市场设计未普及区域层和国家层的顶层设计。

我国电力市场化改革处于推进阶段，国外辅助服务市场的政策体制更加成熟。通过汲取国外经验，为完善我国电力市场辅助服务系统提出以下建议：

一是实现调峰辅助服务交易带发电权转移。现阶段我国实行的调峰交易本质上带有发电权转移特征，要达到交易市场主动实现相应发电合同电量转移来降低交易结算压力的目的，需要继续完善调峰辅助服务规则。

二是扩大省内调峰市场整合范围以促进资源整合。现阶段省内层面调峰市场及区域层面存在部分资源重复调用的问题。我国调峰市场需要逐渐整合至全国范围内，才能在更大的范围实现调峰资源共享，提高市场运行效率。

三是逐步加强调峰辅助服务市场与现货电能量市场融合程度。利用市场融合结果提供的价格信号推进火电机组完成深度调峰，实现市场运行效益逐渐提升。

我国电力发展方式逐渐从分省就地平衡向全国平衡发展，省级电网送受比逐渐提升，为最大化我国电网送受端错峰效益，提升电网整体运行效益，弥补我国电网备用容量短缺问题，逐步建立跨省区备用服务市场成为一种重要手段。

为增加平衡电网安全和资源的多样化，我国需要建立省内电网调频辅助服务市场，以促进各储能、机组和需求侧响应等市场主体融入电力系统调频辅助服务市场；逐步加大调频辅助服务与现货电能量市场的联合优化出清率，以提升系统整体效率。

随着我国电力市场对电力辅助服务的需求进一步加大，我国辅助服务交易品种需要结合电力市场的实际情况持续优化，适时引进辅助服务类型，如系统惯性、爬坡类产品，不但能满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，还能以一种市场化定价方式对此类机组进行经济补偿，进一步促进新能源消纳。