英国电力辅助服务市场短期运行备用服务机制及启示

朱继忠, 叶秋子,2, 邹 金, 谢平平, 禤培正

(1. 南方电网科学研究院, 广东省广州市 510080; 2. 华北电力大学电气与电子工程学院, 北京市 102206)

0 引言

辅助服务是为保证电网安全、稳定、可靠运行必须提供的服务。当电力系统出现故障时,可在最短时间内保证发用电平衡,以维持系统稳定运行[1]。辅助服务主要包括有功频率控制、运行备用、无功及电压支持、黑启动等[2]。在电力市场的背景下,辅助服务不再局限于电网调度问题,还涉及辅助服务市场中各市场主体共同参与的经济问题。为了提高各市场主体参与辅助服务的积极性,需要结合中国电力市场新背景下辅助服务的特点与需求,参考国外较成熟的电力辅助服务机制,提出符合中国国情的电力市场辅助服务机制。

目前,多数发达国家和地区已经建立了相对完善的电力辅助服务市场体系,例如:英国、美国、澳大利亚、北欧等国家和地区。每个国家根据其电力市场所制定的辅助服务市场各有特点[3-5]。由于各国电力市场架构有所差异,电能市场的机制存在多种模式,对应的辅助服务从服务内容、市场定价、交易机制到市场准则等均有所不同,即使同一市场环境下不同种类的辅助服务也存在不同的交易模式。通过对不同市场模式进行总结,可以得出目前国际上辅助服务的获取方式主要有3种:统一型、投标型和双边合同型[6]。

比较典型的国外电力市场有美国宾夕法尼亚—新泽西—马里兰(Pennsylvania-New Jersey-Maryland,PJM)电力市场与英国国家电力市场,其中英国国家电力市场的辅助服务与能量市场独立运作,调度机构与辅助服务提供商通过双边交易签订辅助服务合同,在实时调度中按需调度,不组织辅助服务实时集中交易[7]。美国PJM电力市场的能量市场与辅助服务市场联合出清,两个市场高度耦合,统一优化调度能量和备用,在满足系统运行约束的前提下,使市场总购买费用最小。

长期以来,中国对于电力辅助服务实施考核与补偿相结合的管理机制,分为基本辅助服务和有偿辅助服务,其核心思想是将辅助服务视为发电企业的责任,由发电企业共同承担辅助服务成本。2006年,中华人民共和国原国家电力监管委员会分别对电力辅助服务的考核问题以及电力辅助服务的补偿原则、补偿方式与费用来源进行了原则性规定,制定了具体的实施细则,包括《区域并网发电厂辅助服务管理暂行办法实施细则》和《区域发电厂并网运行管理实施细则》(以下简称“两个细则”)[8-10]。2017年11月,中华人民共和国国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》,提出全面推进电力辅助服务补偿工作的3个阶段,其中要求在2018—2019年探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制[11]。

虽然“两个细则”的实施对于促进发电侧机组提供辅助服务起到了一定的积极作用,但其市场价格机制仍然缺位,辅助服务的提供者、提供方式、交易规则、费用标准、支付与结算方式尚未完善,难以兼顾不同电厂提供辅助服务的成本差异[12]。因此,在中国辅助服务市场的建设过程中,需要学习和借用国外成熟的辅助服务机制及经验,还需要结合中国当前的电力市场实际情况制定辅助服务补偿机制。中国电力市场的日前市场、实时市场均未建成,暂时无法实现辅助服务市场与主能量市场的联合出清。同时,电力市场的建设过程具有一定的连续性,应循序渐进,因此,电力市场建设初期的辅助服务市场机制应尽量简单、易于操作[13]。对此,国内已经有学者提出市场建设初期采用独立于能量市场的辅助服务市场结算模型和报价体系[14]。

本文首先阐述了英国电力市场的运行过程,并对英国辅助服务市场的概况与服务种类等情况进行详细说明。随后,对辅助服务中占比最大的短期运行备用(short-term operation reserve,STOR)服务的调度过程、费用构成、计算方法及与平衡市场电价的关系进行了研究。对比分析美国PJM电力市场与英国电力市场的辅助服务机制,结合中国辅助服务市场的现状和特点进行分析后,认为英国辅助服务市场较符合中国现阶段需求。最后,本文结合中国辅助服务的现状及英国辅助服务市场的优点,对中国辅助服务市场建立与机制的制定进行了思考。

1 英国辅助服务市场概况分析

1.1 英国电力市场的运行过程

英国电力市场由3个主要环节组成:合同市场、平衡机制和不平衡结算,如图1所示,其中，ELEXON公司为英国电力市场的结算公司。合同市场的交易量占总量的95%～98%,种类包括中长期合同和现货合同,而剩余的市场交易量则通过平衡机制解决。中长期合同允许提前几年签订,主要通过双边自行组织完成,而短期现货交易主要通过电力交易中心集中撮合完成。

图1 英国电力市场的调度过程Fig.1 Dispatch process of the UK electricity market

电力交易所的交易活动停止后,英国国家电网作为系统调度机构将接受市场主体的平衡报价与发用电曲线,进行负荷预测、日前安全校验、电网检修计划调整、阻塞成本预估、次日机组启停安排等。同时组织并签订必要的辅助服务合约,以供在平衡机制阶段调用。在实际运行1 h前,通过平衡机制获得频率响应、无功和备用等服务,以解决输电约束问题,维持系统供需平衡。参与平衡机制的市场主体将以有偿形式提供平衡服务。

在调控完成后,将按照机组的实际发电曲线来进行不平衡结算,由此激励市场成员尽量按签订的合约进行发电,以减小不平衡量。

英国电力市场的主要市场成员分为发电商、零售商、交易商和经纪商4类。根据其是否参与平衡机制(balancing mechanism,BM)又分为BM单元和非BM单元两类。BM单元是能量平衡市场中能够独立计量结算的最小设备组合交易单位,企业可拥有多个BM单元。根据系统的构成,BM单元主要分为:输电网BM单元、配电网BM单元、联络线BM单元、供电商BM单元和其他BM单元[15]等。

BM单元以购售价格对的形式参与能量平衡市场,一般在运行前1 h进行交易;而非BM单元则以平衡服务调整数据的形式参与能量市场,交易的时间不受限制,灵活性较强,属于平衡机制以外的平衡措施。BM单元与非BM单元除了在能量市场中的参与形式不同外,在辅助服务市场中可参与的种类及补偿方法上也有所差异。

1.2 英国辅助服务市场概述

英国国家电网从1990年开始在英格兰和威尔士成立辅助服务营业部。1996年时,辅助服务交易占年度交易额的不到2%,当时辅助服务主要分为系统辅助服务(包括频率响应和无功服务)和商业服务[16]。2001年在全国电力测试协会(national electrical testing association,NETA)模式下,发电公司能够将其电量产出投放到远期和期货市场,以及短期电力交易和平衡市场等多个市场。在平衡市场中,系统操作员接受所有参与者的报价和投标,以实时平衡系统[17]。然而在英国电力市场中备用容量服务和能量市场交易是分开的,没有进行统一优化,在操作上更为简单。

至2017年,英国的辅助服务包括频率响应服务、备用服务、无功功率服务和黑启动,其中,频率响应服务分为强制性频率响应和固定频率响应。类似的,无功服务分为义务型无功服务和增强型无功服务等。备用服务的种类较多,有快速备用服务、STOR服务、平衡机制启动服务、增强型可选择性STOR服务和需求增长备用服务等。其中,增强型可选择性STOR服务和需求增长备用服务均为试行的项目。具体各辅助服务的购买方式、费用构成等情况如附录A表A1所示。

2 STOR服务机制

由于实际需求增大、需求预测不准确以及新能源发电不可预测等原因,系统在某些时段需要增加发电量或减少用电量以保持功率平衡,保证电网稳定运行。为此,英国国家电网进行STOR服务投标和交易,以满足系统运行备用的要求[18]。根据提供服务的单位和投标时间等,STOR服务可分为中长期合约STOR服务和灵活STOR服务两种类型[19-20]。

1)中长期合约STOR服务

中长期合约STOR服务对BM单元和非BM单元同等开放,每年一般进行3次投标,合同可按月度、季度或年度签订。签订STOR服务合同的单元必须保证在合同中规定的时间内所有可用性窗口期间,STOR服务均处于可用状态。

2)灵活STOR服务

灵活STOR服务仅对非BM单元提供商开放,非BM单元按季度提交灵活STOR服务可用性意向,在服务窗口前一星期进行投标交易,并且服务提供商在提供灵活STOR服务的时间长度和投标签约的开放时间上具有较强的灵活性和选择性。

由于灵活STOR服务具有较大的不确定性,为了降低在重要备用期间的投标风险,英国国家电网还设立了优质灵活STOR服务。提供灵活STOR服务的非BM单元可以进行投标申请,对中标单元,英国国家电网保证采用其85%的可提供服务天数,并且对提供优质灵活STOR服务的单元提供长达2年的合约机会。

由上可见,STOR服务提供商和英国国家电网主要通过中长期合同完成大部分STOR服务容量交易,非BM单元提供的灵活STOR服务为辅助交易手段,在星期前完成STOR服务容量交易。

2.1 STOR服务典型工作日的运行分析

典型的STOR服务工作日如图2所示,可用性窗口为合同规定备用的提供商提供可用备用容量的时段,日内一般有2～3个可用性窗口,可用性窗口以外的剩余时间段为选择性窗口[21]。

图2 典型STOR服务工作日的窗口及费用示意Fig.2 Schema of windows and corresponsive fee in a typical working day of STOR service

当合同容量的交付接近可用性窗口始末两端时,备用服务提供商要在备用状态和合同规定容量水平的使用状态之间进行转换过渡,因此,存在2个状态改变的阶段,分别将其称为前窗口指令期间和后窗口爬坡期间。前窗口指令期间为备用服务提供商收到英国国家电网发来的指令后,功率从备用水平提升到合同规定的容量水平所需的时间。后窗口爬坡时间是服务提供商按照国家电网指令,将功率从合同规定容量水平返回备用状态所需的时间。

2.2 STOR服务费用构成及计算方法

目前,中国对备用服务的补偿价格单一,在制定补偿机制时,还缺乏对不同类型机组特性的考虑,导致发电企业提供辅助服务的积极性较低,不愿进行辅助服务投资。而英国的STOR服务补偿费用由备用容量成本和能量费用2个部分组成。备用容量成本指服务提供商在合同规定中的STOR服务可用性窗口内向英国国家电网提供备用容量的设备投资以及机会成本,两者共同组成STOR服务的可用性费用。机会成本是指由于机组需要预留容量,而牺牲部分参与电量市场获利机会,造成损失的发电利润。当英国国家电网实际使用STOR服务容量时,除了备用容量成本,还需要支付提供商的电能生产成本,即STOR服务的能量使用费用。综上可得,英国STOR服务补偿费用的构成明确且科学,而科学的补偿机制将提高企业参与辅助服务的积极性,给辅助服务市场带来活力。下面将对STOR服务的补偿机制进行详细说明和分析。

如2.1节所述,STOR服务工作日的窗口分为可用性窗口和选择性窗口,两者有各自的补偿规则。在合约可用性窗口期间提供长期合约STOR服务和灵活性STOR服务,并且容量被调用的BM单元与非BM单元,可获得的补偿包括STOR服务可用性费用和STOR服务使用费用2个部分。非BM单元在可用性窗口以外的选择性窗口提供STOR服务,此时仅获得能量使用费用。如上所述,BM单元与非BM单元在STOR服务中获得的补偿差异如表1所示,可用性费用和使用费用的具体计算方法将在后文中进行详细说明。

表1 BM单元与非BM单元STOR服务的补偿差异Table 1 Differences of STOR service payments between BMU and non-BMU

另外,考虑到出于提供商自身原因或不可抗力等因素造成的STOR服务不可用情况,英国国家电网可能需要对电力系统备用进行重新调度,此时STOR服务提供商应支付相应的调度费用。一般按季度和年度分别对各单元进行STOR服务考核,若单元考核不达标则需要缴纳调节费用,具体的计算方法同样将于下文进行详细说明。

2.2.1STOR服务的可用性费用计算

STOR服务的可用性费用按月度进行结算,由英国国家电网支付给备用服务提供商[22]。由于BM单元对前、后窗口的响应要求高于非BM单元,因此两者的可用性费用计算不相同。第m月内BM单元的月度可用性费用算法如式(1)所示,而非BM单元的月度可用性费用算法则如式(2)和式(3)所示。

单元

(1)

(2)

(3)

式中:CA,m为第m月的可用性费用;Wm为第m月内的所有合约可用性窗口;W(P)为合约可用性窗口W的前后窗口指令期间;pA,j和pA,i分别为结算期间j和i的可用性价格;PC,j和PC,i分别为结算期间j和i内合同规定的功率;δ1,j和δ1,i为指示变量，分别表示在结算期间j和i的合同可用性期间若备用不可用时取0,否则为1;δ2,j和δ2,i为指示变量，分别表示在结算期间j和i的合同可用性期间备用遇到不可抗力时取0,其余情况取1;δ3,i为指示变量，表示在结算期间i内BM单元由于单元自身问题或不可抗力,无法满足对于前窗口或后窗口指令期间的要求时取1,其他情况取0。

2.2.2STOR服务的使用费用计算

在平衡电价计算中,若平衡措施在STOR服务可用性窗口内,则需要对有STOR服务合约的平衡措施进行重新定价,STOR服务的使用价格取使用价格和备用短缺价格(reserve scarcity price,RSP)两者中的较大者。

备用短缺价格指在备用容量改变后,可能造成发电量无法满足容量要求的情况,导致需要断开用户,电网系统每单位电量的经济损失价格。备用短缺价格反映了容量状态是否充足,若可用电量与需求电量的差额增大,则备用短缺价格升高,反之下降。备用短缺价格按结算周期进行计算,由失负荷率(loss of load probability,LoLP)和失负荷价格(value of lost load,VoLL)相乘得到。

ps=pLλL

(4)

式中:ps为备用短缺价格;pL为失负荷价格;λL为失负荷率。

LoLP是衡量每个结算周期的供电可靠性的评估指标,指对于给定的系统有功需求水平,发电供应量不足以满足容量要求的概率,取值范围为(0,1)。而VoLL是紧急情况下导致用户断开连接,电网系统付出的代价成本,是基于对用电者供电安全性平均值的评估,为固定值。目前英国电网把VoLL定为3 000英镑/(MW·h),在2018年后改为6 000英镑/(MW·h)[23]。

LoLP的计算方法包括静态法和动态法[22],两者计算使用的假设与参数相同。英国国家电网通过确定LoLP的历史值与下降裕度(de-rated margin)之间的关系来产生静态LoLP函数。为了适应历史数据,通过使用正态密度函数来表示一个平滑的曲线,如式(5)所示。动态LoLP函数则对每个结算周期进行计算,如式(6)所示。

λL=1-N(Mj,μ,σ2)

(5)

λL,j=P(Mj<0)

(6)

式中:μ取0;σ2取700 MW;P(·)为概率函数;Mj为结算周期j的下降裕度,其具体计算公式如式(7)—式(10)所示。

Mj=Xj+Uj-PR,j

(7)

PR,j=Dj+PE,j+RL,j-PN,j

(8)

(9)

(10)

式中:Xj为传统机组在结算期间j内的出力总和;Uj为风电出力在结算期间j内的预测值;PR,j为在结算期间j的容量需求;RL,j为在结算期间j内电力系统承受的潜在最大网损备用;Dj为在结算期间j内需求电量和厂用电量的预测总量;PE,j为在结算期间j内联络线每个结算期间正有功功率的潮流总和;PN,j为在结算期间j内非BM单元提供的STOR备用容量;Lj为在结算期间j内电力系统的网损总和;ζ1为响应保持因子,取0.68;ζ2为上升响应备用因子,取0.55;nG,j为在结算期间j内参与STOR服务的机组总数量;PG,i为传统机组i的容量;ζA,i为机组i的可用性因子,不同类型燃油机组的可用性因子取值如表2所示。

表2 不同类型发电机组的可用性因子Table 2 Availability factors of different types of generators

在结算期间BM单元输出至输电系统的期望容量称为物理通知(physical notification,PN)。BM单元可以输出至输电网的最大功率水平称为最大输出;已经供电的BM单元在返回供电前,运行在零状态或受电状态的最小时间称为最小零时间。当BM单元的PN不为0时,或BM单元从零容量至所需容量的过渡时间与其备用交付用时的差小于30 min并且在最小零时间内机组无法同步时,PG,i取BM单元的最大输出极限值,否则均取0。

得到最终使用价格后,STOR服务的使用费用按月度结算,具体STOR服务的月度使用费用计算公式如式(11)所示。

(11)

式中:CU,m为第m月度的使用费用;Rj为单元在结算期间j内交付的备用容量;pU,j为单元在结算期间j的使用价格。

2.2.3STOR服务的调节费用计算

在可用性窗口内,STOR服务提供商可能因为安全、技术原因或正处于备用恢复期间而无法提供可用性服务,影响STOR服务质量。因此英国国家电网在每个季度和每个年度都将对各提供商的备用服务容量交付率进行考核,若低于标准,则需要交付相应的季度性容量调节费用或年度可用性调节费用,季度交付率需达到95%,年度交付率需达到85%。

1)季度性调节费用

英国国家电网考虑了不同季度的长度,对STOR服务使用次数设定了对应季节的下限值。季度性调节费用由各单元的季度服务次数、容量交付率和季度的可用性费用共同决定,具体如式(12)所示。

(12)

式中:FS,n为第n季度的调节性费用;Sn为第n季度内的所有月份;Nn为BM或非BM单位在第n季度内的合约可用性窗口中提供备用服务的次数;λn为第n季度的容量交付率；M为调节因子；Kn为第n季度内提供服务次数的参考值,对于不同的季度长度,其取值如表3所示。

表3 不同长度季度对应的K值Table 3 K of seasons with different time length

若λn≥0.95,则M=0,服务提供商的容量交付率达标,不需要交付调节费用;若λn<0.95,则M=1,服务提供商的容量交付率不达标,需要交付调节费用。

(13)

式中:Bn为第n季度内的合约可用性窗口或灵活性窗口;B(F)n为第n季度内无法响应的窗口;PM,j为结算期间j内实际交付的可用性容量;PE,j为结算期间j内需要交付的可用性容量;PR,j为结算期间j内无法响应指令的可用性容量。

2)年度可用性调节付款

对于年度服务考核,英国国家电网规定各单元可用性窗口的实际备用交付率应高于85%,交付率不达标的单元则需要缴纳调节费。此时,年度可用性调节费用为可用性费用扣除年内所有季度性可用性调节付款后相应比例的费用,具体如式(14)所示。

(14)

式中:FA,y为第y年度可用性调节费用;Y为STOR服务合约的有效年份集合;Wy为第y年度内所有可用性窗口;Ay为第y年度内所有合约可用性窗口与灵活性窗口;δ4,j为指示变量，表示在合约可用性窗口中备用服务不可用时取0,反之取1;δ5,j为指示变量，表示在合约可用性窗口或灵活性窗口中备用服务不可用则取0,反之取1。

2.3 STOR服务对平衡市场电价的影响

在电力系统运行中不可避免地会存在需求预测偏差和线路故障等情况,从而导致系统产生不平衡电量。对此,英国的日内平衡电量市场将进行电量交易,对电力系统进行平衡调节。平衡电量市场按30 min进行结算,在结算前1 h停止提交交易意向。

已签有STOR服务合同的单元,也可以参与日内能量市场的平衡电量交易,参与方式与其他单元相同,但在平衡电价的计算过程中,需要对其可用性进行评估,并对价格进行修改。英国国家电网首先对有STOR服务合同企业的使用价格进行确定,其次对所有提供商的价格进行安全校核和套利审核后,按价格进行排序,选取最高的平衡措施计算加权平均价格,作为能量市场平衡电价。具体流程如图3所示。

图3 能量市场平衡电价的确定流程Fig.3 Flow chart for determing energy balance market price

在结算周期中,英国国家电网首先对有STOR服务的平衡措施进行标记,由于已签订STOR合同的电厂参与平衡市场时,可能会接受国家电网的STOR服务调用,由此会对平衡电价造成影响。因此在平衡电价计算中,若平衡措施在STOR服务可用性窗口内,则需要对有STOR服务合约的平衡措施进行重新定价,最终价格取使用价格和RSP两者中的较大者[24],具体备用短缺价格的计算方法见2.2.2节。STOR服务使用价格的确定流程如图4所示。

图4 STOR服务使用价格的确定流程Fig.4 Flow chart for determing STOR service utilization price

3 英国短期备用市场的启示

3.1 与美国PJM电力市场的比较

美国PJM电力市场与英国电力市场在辅助服务补偿费用构成方面,备用价格均由容量价格与机会成本组成,两者构成基本相同。然而在职能分配、出清方式、调度运行等方面,两者有着较大差异。具体来说,英国电力市场模式将交易职能和调度职能剥离,英国国家电网主要负责进行电网系统的调度,电能交易中心负责提供交易平台和合约管理。美国PJM电力市场的运营商同时履行交易和调度两方面职能。即PJM模式下,交易结果直接决定了调度运行过程,所以交易结果必须符合电力系统运行要求,同时对调度过程的安全校核、阻塞分析等也提出了更高的要求。

美国PJM电力市场与英国电力市场相比,最大的运行特点在于能量市场与辅助服务市场同时出清,基本原理为统一优化调度能量和备用,在满足系统运行约束的前提下,使得生产成本最小[25]。美国PJM电力市场在其日前市场中,电能市场与计划备用市场同时出清,采用安全约束机组组合程序在日前联合优化电能和计划备用,确定出下一日每小时的节点边际电价和计划备用的出清价格,日前运行备用的出清价格为全网边际价格。在交易前1 h,调频市场和同步备用市场同时出清,美国PJM电力市场在运行前1 h、前30 min和前15 min分别采用辅助服务优化程序、滚动式和实时式的安全约束下的经济调度程序与实时电能进行联合优化,并且每5 min执行一次边际价格计算程序,以确定实时节点边际电价和辅助服务的出清价格。相较之下,英国电力市场在平衡机制阶段不需要集中出清,由英国国家电网自行按需决定其维持平衡的中标情况,并且按报价支付费用。

综上所述,美国PJM电力市场在机制上较英国辅助服务市场更为复杂,安全校核与通信技术要求更高[26]。且若要推行美国PJM电力市场的辅助服务补偿与出清机制,首先需要实现节点边际电价机制。这对于中国仍在发展探索中的电力市场来说将是较大的挑战,因此中国电力市场建设初期的辅助服务市场机制应循序渐进,先以较为简单、易于操作的机制建成基本的电力市场体系后,再对辅助服务市场与电能市场进行联合优化,这样可保证电力市场的健康发展和电网的可靠、稳定、经济运行。

3.2 对中国备用辅助服务市场的思考

在中国电力体制改革后,辅助服务不再仅仅是运行调度问题,行政和经济隶属关系的变化、利益主体的多元化等因素都将增加辅助服务问题的复杂性。发电厂和电网经营企业已成为相对独立的市场主体,各个市场主体最关心的是企业的成本和效益。虽然电力生产的特点与电力经济的特性,使发、输、配、售共处一网,密不可分,相互依存,但是市场化的经济规律已经切断了发电和输电之间的资产纽带关系,作为独立的市场主体提供了辅助服务,理应得到相应的经济补偿,否则会影响市场主体提供辅助服务的积极性,减少电力系统辅助服务的充裕性,进而危及电网的安全运行。

另外,由于不同的电力市场具有不同的历史背景、电源结构、电网结构、负荷分布和负荷特性,所需要的辅助服务种类和数量也不相同,所以,没有一种标准的辅助服务市场可以适用于所有的电力市场。甚至在同一个电力市场的不同时期中,所需要的辅助服务也会随着市场的变化而变化,这种变化包括上述电源和电网结构的变化、电力供需形势的变化,还包括市场运营规则的变化、监控技术的改进和市场运作过程中吸取经验的增加等。因此,针对中国辅助服务市场建设,仍然要因地制宜、因时制宜,不能生搬硬套国外经验,各地区需要充分考虑本区域当前阶段的实际情况,以“稳妥有序、统筹推进”的原则推进辅助服务市场建设。

目前,中国电力市场建设仍处于起步阶段,市场架构尚未完善,难以直接建设与能量市场联合出清的辅助服务市场。因此在现阶段,易于操作的英国辅助服务市场模式可作为中国辅助服务市场建设初级阶段的参考模式。例如:在辅助服务的补偿机制问题上,英国国家电网把STOR服务的补偿费用分成备用容量成本和能量费用,这样的组成与补偿机制比中国目前的单一补偿制度更合理,可促进市场主体参与辅助服务市场。

需要注意的是,由于英国电力市场的能量市场与辅助服务市场之间的耦合度不高,可能导致市场投机行为的发生,相关市场监管部门需要注意制定同步的市场监管制度,使性能表现良好的机组得到与其相匹配的市场收益。在能量市场体制完善、电力市场运营模式成熟后,辅助服务市场可逐渐向美国PJM辅助服务市场转型,实行能量市场与辅助服务市场的联合优化出清,增强两个市场之间的耦合度,有利于保证电网稳定、经济运行,促进电力市场公平。

4 结语

本文分析了中国辅助服务市场的现状,通过对美国PJM电力市场和英国电力市场的辅助服务市场机制的分析和比较,认为英国独立于能量市场的辅助服务市场机制较符合中国当前的电力市场情况。随后,对英国电力辅助服务市场的运行机制、服务种类等进行了深入分析,并以英国辅助服务市场的STOR服务作为研究重点,对STOR服务的典型工作日、费用种类、费用计算及对平衡市场电价的影响进行了详细研究,为中国今后辅助服务市场的建设和发展提供了思路与参考。电力市场运行模式成熟后的调度及补贴机制同样需要借鉴国外先进电力市场的经验,因此在后续研究中将对美国PJM电力市场模式下的电量市场与辅助市场耦合问题进行更深入的探讨。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

(编辑杨松迎)