蘇宜靖，吳華華，徐立中，黃啟航，蔣正邦，唐琦雯

（國網浙江省電力有限公司，杭州 310007）

0 引言

在“碳達峰、碳中和”目標下，為實現社會能源供給清潔化，未來新能源、特高壓直流等大規(guī)模替代常規(guī)機組，新型儲能、電動汽車、分布式能源等廣泛接入電網，新型電力系統(tǒng)將呈現高比例新能源、高比例電力電子設備、發(fā)用電靈活度高和峰谷差高等特性。

近年來，風電、光伏等新能源機組發(fā)電出力間歇性、隨機性程度較高，“極熱無風、晚峰無光”特征頻顯，電網發(fā)用電平衡面臨較大挑戰(zhàn)；高比例電力電子設備導致電力系統(tǒng)轉動慣量持續(xù)下降，系統(tǒng)調頻、調壓能力不足，電網穩(wěn)定水平下降，連鎖故障風險提升；常規(guī)火電等基礎調節(jié)資源占比下降，發(fā)電出力和用電負荷不確定性上升，傳統(tǒng)“源隨荷動”機制難以滿足電網平衡需求；社會用電需求呈現夏季和冬季“雙峰”特性，電力保供壓力逐年增大［1］。

在傳統(tǒng)發(fā)電資源有限的情況下，通過市場化手段將現有靈活調節(jié)資源進行整合，引入第三方獨立主體參與提供電力輔助服務，充分發(fā)揮用戶側資源調節(jié)能力，能夠在有效優(yōu)化電力資源配置的同時，最大限度保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行［2-6］。

華北地區(qū)受制于火電機組供熱調峰能力差，傳統(tǒng)水電等靈活性調節(jié)資源缺乏，利用市場機制引入電動汽車、儲能、電采暖等資源參與電網調峰［7］。山西地區(qū)為促進新能源消納、降低社會用能成本，引入儲能和用戶可控負荷參與電力調峰市場交易，實現源、網、荷、儲的交互融合［8-9］。江蘇地區(qū)為提升電網調節(jié)能力，引入市場可調負荷或虛擬電廠提供中長期和短期兩種尺度的用電調節(jié)服務，以響應電網負荷需求，同時增加儲能裝置作為系統(tǒng)快速調頻資源，共同提升電網電能質量［10-11］。當前靈活調節(jié)資源提供電力輔助服務的品種較為單一，參與對象有限，市場規(guī)則設計也正處于探索階段，尚未提出能夠滿足新型電力系統(tǒng)運行要求的解決方案。

從2020 年起，浙江為優(yōu)化整合本地“源網荷儲”資源，充分發(fā)揮四側資源協(xié)調互濟能力，逐步引導市場主體參與提供電力輔助服務，促進提升電力系統(tǒng)運行安全性和高效性，為第三方獨立主體參與輔助服務市場機制研究工作提供了“豐厚土壤”。良好的市場規(guī)則設計能夠最大化利用調節(jié)資源，有效疏導靈活性資源的建設和運營成本，浙江于2020 年底啟動了第三方獨立主體參與輔助服務市場的方案編制，并于2021 年8 月開展了第三方獨立主體參與備用輔助服務市場的結算試運行，相關研究成果和經驗可為新型電力系統(tǒng)配套的輔助服務市場建設提供一定參考。

1 第三方獨立主體資源

區(qū)別于常規(guī)的火電、水電、核電、風光新能源等發(fā)電資源，第三方獨立主體包括儲能裝置、電動汽車、可調節(jié)負荷、負荷聚合商、虛擬電廠等在內的并網主體資源，能夠直接或間接響應調度機構下達的調度指令，通過快速調整自身發(fā)、用（充）電行為，共同承擔電網所需的輔助服務，保障電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質、經濟運行。

1.1 儲能裝置

相較于常規(guī)機組，儲能裝置具有充放電速度快、響應時間短、電源負荷雙角色轉換靈活等特點，按接入電網的方式，儲能可分為發(fā)電側、電網側和用戶側。若儲能資源通過良好的控制策略［12-13］，能夠參與電網調頻調峰調壓、提供備用容量、控制系統(tǒng)潮流、優(yōu)化新能源并網特性等。但目前，儲能大容量制造技術尚不成熟、造價昂貴，從市場中獲利成為其回收成本及進一步發(fā)展的動力［14-15］。

1.2 電動汽車

隨著家庭及社會電動汽車的大規(guī)模普及，充電負荷特性顯著，以現有的充電樁技術，電動汽車可以通過G2V（電網到車輛）和V2G（車輛到電網）等技術為電網提供充放雙向調節(jié)的靈活性。但頻繁充放電，容易對電動汽車電池壽命產生不可逆轉的損傷，合理的輔助服務調用策略可達到電網運行安全和電動汽車優(yōu)惠充電雙獲益。

1.3 可調節(jié)負荷及負荷聚合商

可調節(jié)負荷包括城市樓宇負荷、工業(yè)可調負荷、數據中心負荷等在內的負荷資源，在滿足正常必要用電的基礎上，提供削減或增加非必要用電的電力空間，達到電網所需的調節(jié)要求。而負荷聚合商就是將上述分散資源進一步匯集聚合形成可調負荷資源集，實現資源可觀可測可控。

1.4 其他

其他諸如分布式電源及其負荷共同構成的微電網、聚合資源（或虛擬電廠）等，能夠利用內部不同資源間的錯峰協(xié)調，為電網提供一定的調節(jié)空間。

2 輔助服務市場機制設計

按照“誰提供，誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，第三方獨立主體參與提供的電力輔助服務為有償服務。依據新型電力系統(tǒng)的運行需求，第三方獨立主體可提供的輔助服務包括調頻、調峰、備用、無功調節(jié)、轉動慣量、快速爬坡［16］等品種。良好的市場機制設計應經得起實踐檢驗并逐步探索完善，充分調動資源調節(jié)積極性，有效疏導調節(jié)成本，促進第三方資源服務的可持續(xù)性。

2.1 市場準入

市場初期，第三方獨立主體可參與提供調頻、調峰和備用輔助服務，能夠對電網運行起到明顯的改善作用，建議其余品種可待市場成熟后逐步引入，最終建立起完善的第三方輔助服務市場供應體系。

第三方獨立主體應是具有良好信用、財務核算獨立、能夠承擔民事責任能力的獨立法人或經法人授權的非獨立法人，在市場運營機構完成注冊、測試、認證，并滿足電網接入要求，電力電量數據傳輸、計量、控制符合并網主體相應規(guī)范。

對于不同的輔助服務品種，通過調研浙江現有第三方資源情況，并考慮市場平穩(wěn)起步的要求，對第三方獨立主體的性能參數設置相應門檻，如表1所示。

表1 輔助服務市場準入門檻

考慮各類第三方獨立主體資源的運行特點以及輔助服務資源響應要求，不同輔助服務品種的潛在參與對象有所不同，如調頻服務可由儲能裝置、虛擬電廠等資源參與，調峰服務可由儲能裝置、可調節(jié)負荷虛擬電廠以及負荷聚合商等資源參與，備用可由儲能裝置、具備快速調節(jié)能力的可調節(jié)負荷以及負荷聚合商等資源參與。

2.2 市場交易組織

第三方獨立主體提供的電力輔助服務需開展市場化競爭，按照交易周期分為中長期、日前和日內交易方式，交易手段包括集中競價、公開招標/掛牌/拍賣、雙邊協(xié)商等形式，中長期輔助服務交易一般采用后兩種方式，日前和日內輔助服務交易一般采用集中競價方式，以下主要針對集中競價的組織方式開展討論。

1）市場申報

市場開展前，調度機構根據電網運行狀況預測并發(fā)布日內及下一日的調頻、調峰和備用輔助服務的每時段需求容量，交易機構負責組織第三方獨立主體參與服務申報。

調頻輔助服務申報內容包括每日各時段一次或二次調頻可提供容量、單位調頻容量報價等信息，浙江一次、二次調頻最高限價分別暫定為120元/MWh、60元/MWh，最低限價為0元/MWh。

調峰輔助服務申報內容包括每日各時段填谷或削峰的調峰可提供容量、單位調峰容量報價、最大持續(xù)響應時長等信息，浙江填谷、削峰調峰最高限價分別暫定為400元/MWh、500元/MWh，最低限價為0元/MWh。

備用輔助服務申報內容包括每日各時段旋轉備用可提供容量、單位備用容量報價等信息，浙江備用最高限價暫定為15元/MWh，最低限價為0元/MWh。

第三方獨立主體可依據自身運行特點，合理評估市場收益水平，完成以上輔助服務品種的申報，上述限價可依據電網規(guī)模及市場建設情況合理進行調整。

2）集中出清

市場集中交易過程，按照第三方獨立主體提供的輔助服務調用成本最低方式完成每時段需求容量的預出清。為合理評價輔助服務品種的供需關系，鼓勵市場主體申報價格盡可能貼近資源提供成本，市場出清價格采用邊際定價方式，按“低價至高價”依次出清中標容量，直至最后一個主體滿足需求，若兩者報價相同，則按照申報容量比例分配中標容量。

由此得到各第三方獨立主體輔助服務市場的預出清結果，經日前調度計劃的安全校核通過后，正式發(fā)布市場出清結果。

2.3 調用執(zhí)行與結算

第三方獨立主體基于日前或日內輔助服務市場出清結果，根據系統(tǒng)運行需要并考慮自身運行狀況響應實時調度指令，與傳統(tǒng)發(fā)電主體共同承擔電力輔助服務的責任。

1）調用執(zhí)行

第三方獨立主體需有效執(zhí)行調度機構的調用指令，不同資源其實現途徑有所不同。儲能裝置、電動汽車等可直接將指令或響應曲線在線下發(fā)至終端執(zhí)行；可調節(jié)負荷在收到指令后可離線或在線靈活調整用電行為以滿足系統(tǒng)需要；負荷聚合商和虛擬電廠可將指令在線分解后下發(fā)至子資源控制管理系統(tǒng)執(zhí)行。

第三方獨立主體應在中標時段保證具有充足的提供對應輔助服務的能力，對于不同的輔助服務品種，如調頻、調峰、備用等，其應用場景、調用途徑和考核方式也有所區(qū)別。

其中，第三方獨立主體中標調頻服務后，應及時響應系統(tǒng)頻率偏差和聯絡線口子偏差，實際調節(jié)速率、響應時間、調節(jié)精度及其組成的綜合調頻性能指標應滿足要求。若因自身原因在中標時段持續(xù)退出調節(jié)或調節(jié)性能較差將取消補償并予以考核。

中標調峰服務后，主體應參考日前負荷基線水平及時調整自身用電行為，按中標調峰量在指定時段增加或減少用電，實現縮減系統(tǒng)負荷峰谷差。若實際調峰調節(jié)量不足將取消補償并予以考核。

中標備用服務后，主體應在中標時段每時每刻確保具備備用實時調用能力，原則上其提供的備用僅作為事故備用，正常無需動作。當接收到緊急調度指令后，應在10 min 內完成削減相應負荷量，并確保至少持續(xù)1 h的備用響應。若響應快速性、有效響應量、響應持續(xù)時間有一項不滿足要求，則取消補償并予以考核。

2）費用結算

第三方獨立主體的費用結算可采用“每日統(tǒng)計、月清月結”的模式進行，中長期輔助服務交易由合同雙方按約定結算，而不再額外結算。日前和日內輔助服務交易費用包括各類輔助服務收入、考核費用支出，即：

式中：Fi為第三方獨立主體i獲得的輔助服務交易費用；R調頻i，t為t出清時段內第三方獨立主體i獲得的調頻輔助服務收入；R調峰i，t為t出清時段內第三方獨立主體i獲得的調峰輔助服務收入；R備用i，t為t出清時段內第三方獨立主體i獲得的備用輔助服務收入；Ei，t為t出清時段內第三方獨立主體i考核費用支出。

調頻收益R調頻i，t包括一次調頻收益和二次調頻收益，等于對應時段考慮綜合調頻性能指標的中標調頻量乘以出清單價的累計值，即：

式中：P1調頻t為t出清時段一次調頻輔助服務出清價格；L1調頻i，t為t出清時段第三方獨立主體i一次調頻服務中標容量；Ki，t為t出清時段第三方獨立主體i綜合調頻性能指標；P2調頻t為t出清時段二次調頻輔助服務出清價格；L2調頻i，t為t出清時段第三方獨立主體i二次調頻服務中標容量。

調峰收益包括填谷調峰收益和削峰調峰收益，等于對應時段中標調峰量乘以出清單價的累計值，即：

式中：P填谷t為t出清時段填谷調峰輔助服務出清價格；L填谷i，t為t出清時段第三方獨立主體i填谷調峰服務中標容量；P削峰t為t出清時段削峰調峰輔助服務出清價格；L削峰i，t為t出清時段第三方獨立主體i削峰調峰服務中標容量。

備用收益等于對應時段中標備用量乘以出清單價的累計值，即：

式中：P備用t為t出清時段備用輔助服務出清價格；L備用i，t為t出清時段第三方獨立主體i備用服務中標容量。

浙江第三方獨立主體提供的日前、日內輔助服務的收益費用在發(fā)電側和市場化用戶之間分攤，并在結算賬單的輔助服務費用中列出，其承擔的考核費用納入華東區(qū)域“兩個細則”進行考核分攤。

3 運行實踐

2021 年8 月，浙江電網迎峰度夏期間電力供需平衡趨緊，浙江于8 月4—6 日開展了第三方獨立主體參與電力輔助服務市場首次試運行，本次市場交易品種為備用輔助服務。

3.1 備用市場試點開展情況

參與本次備用市場日前交易的第三方獨立主體共有25家，包括21家電力用戶，以及電動汽車公司、省鐵塔公司等4家負荷聚合商，類型涵蓋可中斷負荷、儲能等優(yōu)質響應資源，累計注冊可控負荷為180 MW。

在8：00—11：00 以及13：00—22：00 電網負荷早、午、晚峰需求時段，第三方獨立主體的備用容量需求為100 MW，每時段申報主體容量總和在79～126 MW，如圖1 所示。所有時段出清單價均為15元/MWh。

圖1 試點期間各時段主體申報容量總和

3.2 實際成效

本次試點運行期間，所有主體資源累計提供了10 萬kW 的旋轉備用，均具備10 min 快速響應的能力，共同承擔系統(tǒng)旋轉備用服務的義務，有效緩解了電力供需緊張情形下旋轉備用不足的情況，降低了系統(tǒng)備用成本，共同提升了電網安全穩(wěn)定運行的能力。

參與備用輔助服務市場為第三方獨立主體帶來了可觀的服務收益，所有市場主體全時段輔助服務累計收益為5.13 萬元，其中8 月4 日、5 日和6日分別為1.57萬元、1.80萬元和1.76萬元。選取典型主體的收益情況列于表2。

表2 試點單位備用服務收益情況

引入第三方獨立主體承擔系統(tǒng)旋轉備用服務，在一定程度上降低了發(fā)電資源預留上調備用的空間，有效提升了發(fā)電機組的負荷率，可適當降低度電煤耗，進而降低發(fā)電碳排放水平。

以浙江電網高峰時段為例，平均統(tǒng)調發(fā)電出力約4 000 萬kW（其中煤機3 500 萬kW），每日備用中標容量約10 萬kW、時長12 h，考慮若提升1%負荷率可以降低度電標煤耗0.5 g/kWh，估算得到每年可降低煤耗約1.95萬t，降低碳排放5.07萬t（煤耗∶碳排放比例約為1∶2.6）。

3.3 相關問題

本次備用輔助服務市場的試點開展，雖然在一定程度上激發(fā)了負荷側資源參與電網調節(jié)的主動性，但也暴露了事前市場申報積極性不足、事中海量資源調控難和事后響應結果評價難等問題。具體表現如下：

第三方獨立主體缺乏實際用電數據，在前一日無法定量評估次日的旋轉備用日內可提供量，可能存在申報量大于實際用電負荷情況；部分第三方獨立主體存在申報量較小甚至低于1 MW 的情況，若普遍存在主體申報量較小的情況，將需要納入大量的第三方資源才能滿足需求量；部分負荷聚合資源無精確測量的計量表計，調用后無法精準判斷規(guī)定時間內是否響應到位。

4 結語

為確保以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的安全可靠運行，需要充分挖掘第三方獨立主體資源，建立高效、透明的電力輔助服務市場。本文提出了包含調頻、調峰、備用、無功調節(jié)、轉動慣量、快速爬坡等品種在內的輔助服務市場體系，支持儲能、電動汽車、可調負荷、負荷聚合商、虛擬電廠等第三方資源廣泛參與，從中長期、日前、日內尺度有序梳理市場準入、申報、出清和結算流程，可促進提升電網調節(jié)能力和系統(tǒng)運行效率。

基于本次市場運行實踐情況，下一步還需做好以下工作：

1）加強市場主體培育，引導主體主動分析自身用電特性，充分挖掘電力輔助服務的資源潛力。

2）加快提升海量資源調控能力，推薦分散式、小容量資源以聚合方式參與市場，增強資源可觀可測可控能力。

3）建立健全資源響應性能評價考核機制，開展響應結果追溯，淘汰較差資源，嚴肅考核市場主體響應不足的情況。

4）充分發(fā)揮市場化機制對輔助服務定價的引導作用，逐步提高或放開輔助服務的最高限價，保障主體的成本回收和合理收益，提升各類主體提供輔助服務的意愿。

未來隨著市場機制逐步完善，浙江還將適時開展包含調峰、調頻、無功調節(jié)等品種在內的電力輔助服務市場，充分發(fā)揮用戶側資源調節(jié)能力，加快形成“源網荷儲”靈活高效互動的新型電力系統(tǒng)，助力全社會實現“碳達峰、碳中和”。