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(zé)任公司內(nèi)蒙古電力經(jīng)濟技術(shù)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(yán)峻，能源結(jié)構(gòu)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(dá)峰”“碳中和”目標(biāo)[3]。2021年3月15日中央財經(jīng)委員會第九次會議提出要構(gòu)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(fēng)、棄光問題嚴(yán)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(wù)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(wù)市場相關(guān)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(shè)計[11-14]。如文獻(xiàn)[11]設(shè)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(wù)市場模型；文獻(xiàn)[12]建立了一種考慮電源與負(fù)荷的調(diào)峰輔助服務(wù)市場兩階段模型；文獻(xiàn)[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(wù)市場中的參與機制。如文獻(xiàn)[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(wù)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(wù)市場的發(fā)展歷程與市場機制，如文獻(xiàn)[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(wù)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(guān)的調(diào)峰輔助服務(wù)市場，其市場主體、交易品種、出清方式、補償機制與分?jǐn)偡绞降壬腥狈︶槍π?、?xì)致性的歸納分析，全國電力輔助服務(wù)市場頂層指導(dǎo)下，不同地區(qū)在調(diào)峰輔助服務(wù)市場建設(shè)中的差異性、共同性尚缺乏科學(xué)、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(wù)市場發(fā)展歷程及相關(guān)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(wù)市場政策及機制，最后對未來調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)市場的建設(shè)提供新思路。

1 我國電力輔助服務(wù)市場發(fā)展歷程及相關(guān)政策

我國電力輔助服務(wù)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(yīng)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(wù)體系。其發(fā)展進(jìn)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(wù)管理暫行辦法》，標(biāo)志著我國輔助服務(wù)從無償提供的階段進(jìn)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(wù)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(wù)市場—東北地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)市場正式啟動，標(biāo)志著我國市場化補償電力調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)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(wù)市場區(qū)域范圍不斷擴大，隨著2015年《關(guān)于進(jìn)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(wù)市場化建設(shè)直接相關(guān)的文件密集出臺，各地也積極開始電力輔助服務(wù)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(wù)市場建設(shè)運行。三是輔助服務(wù)市場主體范圍不斷擴大，鼓勵儲能設(shè)備、需求側(cè)參與提供輔助服務(wù)，允許第三方參與提供輔助服務(wù)。

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

其關(guān)鍵歷史節(jié)點及政策如表1所示。

表1 我國電力輔助服務(wù)市場發(fā)展階段及關(guān)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(wù)市場機制

在國家系列政策的頂層指導(dǎo)下，各地區(qū)相繼出臺政策文件。目前，大多數(shù)地區(qū)均結(jié)合其電力發(fā)展實際，在不同程度上建立了電力輔助服務(wù)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(wù)市場政策及機制進(jìn)行具體分析。

2.1 電廠參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場機制

相比于用戶側(cè)、儲能側(cè)等調(diào)峰輔助服務(wù)，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(wù)中，一般均按照負(fù)荷率進(jìn)行“階梯式”報價，在不同負(fù)荷檔位分別給出限價。不同地區(qū)，深度調(diào)峰輔助服務(wù)限價差距較大，相比而言，東北限價較高，最低

負(fù)荷段限價為1元/kW·h；貴州省限價較低，最低負(fù)荷段限價為0.15元/kW·h。深度調(diào)峰輔助服務(wù)補償費用按照各檔調(diào)峰電量和出清進(jìn)行結(jié)算，一般由并網(wǎng)電廠按上網(wǎng)電量比例參與分?jǐn)偂Ｔ趩⑼：屯C調(diào)峰輔助服務(wù)中，一般按并網(wǎng)機組容量分別進(jìn)行限價。東北地區(qū)對于并網(wǎng)機組容量劃分較細(xì)，共設(shè)置5個檔位，限價從50萬元/臺次（對應(yīng)容量為10萬kW的機組）到300萬元/臺次（對應(yīng)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(wù)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(jìn)行結(jié)算，分?jǐn)偡绞揭话闩c深度調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)市場最高限價。圖1為典型地區(qū)深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場最高限價。

圖1 典型地區(qū)深度調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)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(wù)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(wù)市場機制

用戶側(cè)提供調(diào)峰輔助服務(wù)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(zhǔn)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(fù)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(fù)荷調(diào)峰交易。準(zhǔn)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(fù)荷、可調(diào)容量提出了要求；東北地區(qū)對用電負(fù)荷提出了要求；貴州省目前暫無相關(guān)機制。

用戶側(cè)市場主體參與輔助服務(wù)市場方式主要包括與新能源企業(yè)進(jìn)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(wù)費用按成交電量及成交價格補償結(jié)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(jìn)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(wù)費用一般按調(diào)用電量及調(diào)用價格進(jìn)行補償結(jié)算。山東省有所特殊，用有效響應(yīng)容量參與結(jié)算，有效響應(yīng)容量根據(jù)實際響應(yīng)容量占中標(biāo)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(wù)補償費用中考慮了對負(fù)荷預(yù)計準(zhǔn)確的考量，其預(yù)測準(zhǔn)確率越高，調(diào)峰服務(wù)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(fù)荷調(diào)峰交易報價上限根據(jù)需求時段長短進(jìn)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(wù)費用由新能源企業(yè)承擔(dān)；在參與電網(wǎng)調(diào)度

中產(chǎn)生的調(diào)峰輔助服務(wù)費用由所有市場化用戶按照用電量比例分?jǐn)偂８唧w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(wù)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(wù)市場機制

大多地區(qū)對儲能參與輔助服務(wù)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(wù)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(jìn)行雙邊交易及集中競價交易，按交易電量及交易價格進(jìn)行結(jié)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(shè)施。不同地區(qū)電網(wǎng)調(diào)用儲能參與輔助服務(wù)的補償機制有所區(qū)別，江蘇省按照日前中標(biāo)的啟停調(diào)峰折算單位電量最高價對充（放）電容量予以結(jié)算（但不低于充放電損失）；山東省按照實際出清價格結(jié)算；貴州省按照儲能平均申報價格結(jié)算；青海省與東北地區(qū)按固定補償價格予以結(jié)算。此外，電網(wǎng)調(diào)用儲能進(jìn)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(yīng)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?jǐn)偂１?為典型地區(qū)儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場機制。

表5 典型地區(qū)儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)市場機制

目前，多數(shù)地區(qū)尚未建立虛擬電廠輔助服務(wù)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(fù)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(jìn)行分析[40]。

山東對虛擬電廠的準(zhǔn)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(wù)[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(yīng)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(wù)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(wù)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(biāo)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(fù)荷超過基線負(fù)荷的部分，基線負(fù)荷通過虛擬電廠未參與發(fā)電側(cè)有償調(diào)峰輔助服務(wù)交易、以及未實施需求響應(yīng)和有序用電時的分鐘級負(fù)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(wù)補償費用由火電廠、集中式風(fēng)電場、集中式光伏電站、核電廠、送入山東的跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線、地方公用電廠、分布式光伏等共同分?jǐn)?。其中直調(diào)公用火電廠、集中式風(fēng)電場、集中式光伏電站、核電廠按照發(fā)電量參與分?jǐn)偅詡潆姀S、地方公用電廠、分布式光伏按照上網(wǎng)電量參與分?jǐn)偂?/p>

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

根據(jù)我國電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場發(fā)展背景以及國家構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的戰(zhàn)略目標(biāo)，結(jié)合各地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)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(wù)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(wù)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(jié)合現(xiàn)貨市場的發(fā)展進(jìn)度，適時滾動調(diào)整調(diào)峰輔助服務(wù)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(wù)。

2）加大火電機組參與低負(fù)荷檔位調(diào)峰的標(biāo)準(zhǔn)要求與補償力度。根據(jù)火電機組及其靈活性改造技術(shù)的發(fā)展情況，結(jié)合各地區(qū)實際，對機組有償調(diào)峰基準(zhǔn)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(zhǔn)，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(fù)荷低谷時段的調(diào)峰能力。

3）加快推進(jìn)輔助服務(wù)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(wù)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(wù)的競價機制。二是逐步放寬限價，加大對調(diào)峰輔助服務(wù)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(xì)化對新型電力輔助服務(wù)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(fù)荷、工商業(yè)可中斷負(fù)荷、電動汽車充電網(wǎng)絡(luò)、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(biāo)，分類制定其參與電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場的準(zhǔn)入條件、價格機制以及成本分?jǐn)偤褪找婀蚕頇C制，推動電力輔助服務(wù)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(jié)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(wù)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(guān)政策及研究文獻(xiàn)，分析了我國電力輔助服務(wù)市場發(fā)展背景、發(fā)展歷程及關(guān)鍵政策，并在地區(qū)層面，分電廠、負(fù)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(wù)市場政策及機制，最后結(jié)合我國電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場發(fā)展背景與目標(biāo)，以及各地區(qū)調(diào)峰服務(wù)市場機制的發(fā)展實際，在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的目標(biāo)導(dǎo)向下，提出了4點建議。希望本文能夠為“雙碳”目標(biāo)下我國調(diào)峰輔助服務(wù)市場的建設(shè)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(zé)任公司科技項目（2022-07）的資助，在此表示感謝。