国外电力辅助服务市场模式及经验研究.doc

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1、国外电力辅助服务市场模式及经验研究电力辅助服务指为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用以外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务。一方面，电力辅助服务可以视为一类独立的产品，需要对其采购方式及价格形成机制进行设计；另一方面，部分电力辅助服务（如调频、备用等）与电能量具有一定耦合性，需要考虑电力辅助服务市场与电能量市场的关系。在国外成熟电力市场中，为保证电力辅助服务的充足和经济供应，均设立了相对完善的辅助服务市场交易及补偿机制。本文详细研究美国PJM市场和英国电力辅助服务市场，总结国外电力辅助服务市场的经验，为我国电力辅助服务市场建设提供借鉴。一、国外电力辅助

2、服务市场概述1.辅助服务品种定义按照用途分类，电力辅助服务通常可分为调频类服务（有功辅助服务）、调压类服务（无功辅助服务）、黑启动等。电力辅助服务品种定义与电力工业特点和电力系统调度运行方式有着密切的联系，因国家或地区而异。以调频类辅助服务品种为例，我国、欧盟、美国的辅助服务品种定义如图1所示。需要注意的是，调峰的本质是通过短时电力调节使发电出力跟踪负荷的变化，实现电力电量的平衡。目前，国外电力辅助服务市场中并没有调峰这个品种，一般是通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现。图1 我国与欧盟、美国有功辅助服务分类对比2.辅助服务的采购方式根据辅助服务的品种特性不同，辅助服务的采购方式主要包括强制

3、提供、长期合约和有组织的竞争性市场三种方式。（1）强制提供：为保证系统安全，在发电机组接入时规定必须提供一定范围内的辅助服务，如一次调频、一定范围的无功调节等。在法国、意大利、西班牙等欧洲国家，发电机组需提供TSO所规定的一次调频备用容量。但强制提供辅助服务不一定代表免费提供，系统调度运行机构需要合理确定机组辅助服务成本，以固定价格对其进行补偿。（2）长期合约：针对黑启动、无功调节等对机组有特殊能力要求或具有一定本地化特征的辅助服务品种，适宜采用长期合约方式进行采购，由系统调度运行机构确定需求后，通过双边协商或招标方式确定辅助服务提供商并与其签订长期合约，期限通常包括年度、半年、季度、月度等。

4、（3）有组织的竞争性市场：一般适用于调频、备用等市场供应相对充足、需求随时间变化的辅助服务品种，由系统调度运行机构开设短期集中竞争市场进行采购。在美国、澳大利亚等集中式电力市场中，调频、备用等辅助服务通常与电能量现货市场联合优化出清。二、美国PJM电力辅助服务市场PJM电力辅助服务市场主要包含调频、备用、黑启动、无功电压控制和不平衡电量5个品种，如图2所示。市场化运营的辅助服务产品主要包含：调频、初级备用（Primary Reserve）、黑启动3类，其中调频与初级备用（包含同步备用和非同步备用）采用集中式市场化交易，与电能量市场联合优化运行。图2 PJM电力辅助服务市场品种示意图PJM将调频

5、、备用辅助服务义务按照在实时市场的负荷比例分配给负荷服务商（Load Serving Entity，LSE）作为其调频、备用义务。LSE可以利用自己的发电资源或通过与第三方签订合同来履行自己的调频、备用义务。若仍然无法完全履行其责任，可以从PJM辅助服务市场上购买调频、备用服务。1.调频（Regulation）品种定义：调频服务主要目的是维持系统的频率。提供调频服务的发电机组必须能够在5分钟内增加或减少其出力，以响应自动控制信号。市场组织方式：PJM调频市场组织方式主要包括日前报价、时前出清和实时出清。在日前市场上，参与调频服务的资源进行报价。实时运行前一小时，PJM根据预测的实时市场节点边际

6、电价（LMP）和调频资源的运行成本曲线，统一计算出每个机组的机会成本。进入实时调度以后，每5分钟进行一次电能量出清，并确定该调度时段的LMP。PJM根据每5分钟的LMP重新计算已中标调频资源的机会成本，在容量报价和里程报价不变的基础上，将机会成本改为实时出清的机会成本，里程调用率由历史值改为实际值，从而得到新的排序价格。价格机制：PJM调频市场采用两部制结算机制，即调频服务出清价格（Regulation Market Clearing Price，RMCP）等于调频容量价格（Regulation Market Capability Clearing Price，RMCCP）与调频性能价格（Re

7、gulation Market Performance Clearing Price，RMPCP）之和。2.同步备用（Synonized Reserve）品种定义：同步备用指必须与电网同步，并且能够在收到系统运行人员发出信号后10分钟内响应的初级备用。市场组织方式：由市场主体上报提供同步备用报价，PJM通过对电能量、调频、同步备用和非同步备用的联合优化，得到下一小时的非灵活性机组开机计划。在实时运行阶段，PJM将联合优化电能量、调频及剩余的备用需求，并根据当前的系统运行状况，每5分钟计算一次同步备用的结算价格。价格机制：提供同步备用的资源按照每5分钟同步备用的市场出清价格（Synonized

8、Reserve Market Clearing Price，SRMCP）结算。3.非同步备用（Non-Synonized Reserve）品种定义：非同步备用同样要求在10分钟内完成调整。同步备用服务和非同步备用服务共同组成PJM市场的初级备用。市场组织方式：PJM根据每个备用资源的特性确定其备用能力，并将这些信息作为实时市场的输入。在实时市场中，对电能量、调频和备用资源进行联合优化，并根据当前的系统运行状况，每5分钟计算一次非同步备用的结算价格。价格机制：提供非同步备用的资源按照每5分钟非同步备用的市场出清价格（Non-Synonized Reserve Market Clearing Pr

9、ices，NSRMCP）结算。三、英国电力辅助服务市场英国电力辅助服务由英国国家电网公司负责组织采购，主要包括频率响应服务、备用服务、无功服务等品种。除此以外，英国国家电网公司还负责运营平衡机制来实现电力供需的短时平衡。辅助服务与平衡机制一起构成了英国电力系统的平衡服务（Balancing Services）。1.频率响应服务（Frequency Response Services）根据提供方式不同，频率响应服务可以分为强制频率响应（Mandatory Frequency Response，MFR）、固定频率响应（Firm Frequency Response，FFR）和增强频率响应（Enha

10、nced Frequency Response，EFR）。强制频率响应由英国国家电网公司根据机组大小决定其是否有义务参与调频服务，并与符合条件的机组签订强制服务协议。剩余的频率响应服务（即固定频率响应）需求通过市场化竞标的方式获取。2.备用服务（Reserve Services）根据备用服务的响应速度和时段的不同，备用服务主要包括快速备用、短期运行备用、平衡机制启动备用等。快速备用（Fast Reserve）：要求辅助服务提供商爬坡速率不低于每分钟25 MW、响应时间2min以内、可调备用容量50 MW以上、持续时间15min以上。参与快速备用服务的机组需要提前进行资格预审，通过后可以在系统内

11、进行每月报价。根据参与快速备用服务的机组或负荷种类，英国国家电网公司会付给辅助服务提供商相对应的预留费用和响应电量费用。短期运行备用（Short Term Operating Reserve，STOR）：与快速备用不用的是，短期运行备用的响应时间更长，约为4h，而持续时间一般在2h以上。目前，每年有三次针对STOR的竞标。参与者获得的补偿包括预留费用和使用费用两部分。平衡机制启动服务（BM Start-up）：平衡机制启动服务给予英国国家电网公司在必要时启动离线平衡机组的手段，通过标准合同获取，按小时付费，参与该项服务的机组可以获得启动费用和待机费用的补偿。3.平衡机制（Balancing M

12、echanism）英国的新电力法（NETA）规定，所有平衡单元（BMU）需要根据其在电力批发市场的交易情况向TSO提交发电计划信息（Physical Notification）。这意味着多数BMU需要遵循其发电计划。然而，由于交易所成交的电量是以售电商的负荷预测为基础的，因此一般所提交的发电计划会与最终实际需要的电量存在一定偏差。TSO掌握全网的运行数据，可以在短期（1小时以内）将发电商的发电计划与较为准确的负荷数据进行比较，其差额将通过平衡机制中购买平衡电量来填补，以保证每半小时运行期内的电量平衡。如果预测负荷大于总发电计划，则TSO需要在平衡机制中购买机组出力增加或负荷减小（Offer）；

13、反之，如果预测负荷小于总发电计划，则TSO需要在平衡机制中购买机组出力减小或负荷增加（Bid）。调度员将根据各机组的报价选择最有利的机组或负荷参与系统平衡。一般情况下，辅助服务不属于该平衡机制的范畴内。在实际发电前1小时，所有机组或负荷需要向调度机构提交最终平衡机组（负荷）最新出力（负荷）水平（Final Physical Notification，FPN）和至多10组的Bid/Offer报价。所谓Bid/Offer报价为由BMU在自身FPN的基础上所制定的下调（上调）或上调（下调）机组出力（负荷）的一组以半小时为单位的电价。图3 英国平衡机制机组报价示意图图3给出了一个发电商在平衡机制中的报

14、价示例。在FPN的基础上，出力增加越多（即报价对号码越大），Offer和Bid的价格须随之上涨。假如TSO需要出力增加50 MW，电价则为30英镑/MWh。在此基础上，如果TSO需要出力减小80 MW，则首先被选中的报价对为1号的Bid报价（25英镑/MWh），其价格适用于出力减小50 MW，而后报价对-1的Bid报价（20英镑/MWh）被选中，其价格适用至出力减小5080 MW的范围。平衡机制的结算方式为按机组报价结算，并且只根据实际平衡电量进行结算，而不对容量进行结算。4.费用分摊与不平衡结算英国电力系统辅助服务和平衡机制所产生的成本首先通过系统平衡使用费（Balancing Servic

15、es Use of System，BSUoS）回收。该部分费用由发电企业和电力用户共同承担。具体核算工作由英国国家电网公司的结算子公司ELEXON完成，该费用是根据发用双方在接入点的上网或下网电量以及相应时段的BSUoS价格进行征收的，并根据网损有所微调。除此以外，ELEXON公司还会根据系统辅助服务及平衡电量调用情况计算出偏差结算电价，按照每个市场成员相对之前提交的发用电合约曲线的偏差对于整个系统带来的影响向其收费，从而达到鼓励市场成员按照合同约定主动实现自平衡。四、国外电力辅助服务市场经验总结一是辅助服务的采购和交易组织通常由系统调度运行机构负责。电力辅助服务的基本目的是保障电力系统安全稳

16、定运行和电能质量，与系统调度运行机构的职责一致。系统调度运行机构能够详细掌握各类辅助服务的需求信息，因此国外电力辅助服务市场通常由系统调度运行机构组织运营。例如，英国电力市场的辅助服务由英国国家电网公司（NGC）负责管理，北欧市场中辅助服务由各国输电运行机构（TSO）管理，加州电力市场的辅助服务由CAISO负责管理。二是辅助服务的提供方式通常为义务提供和有偿提供相结合。针对一次调节、功率因数范围内的无功调节等品种，多数国家和地区采用义务提供方式，将提供此类辅助服务作为发电企业参与电力市场的基本条件之一。对于AGC、旋转备用、非旋转备用等品种，通常采用有偿提供方式，对提供服务的市场成员进行合理的经济补偿，以提高市场成员提供系统辅助服务的积极性。三是辅助服务市场组织方式可以采用集中竞争或长期合约等多种方式。从国外辅助服务市场经验来看，竞争程度较强的辅助服务品种一般采用集