面向新型电力系统的第三方独立主体辅助服务市场探索与实践

苏宜靖，吴华华，徐立中，黄启航，蒋正邦，唐琦雯

（国网浙江省电力有限公司，杭州 310007）

0 引言

在“碳达峰、碳中和”目标下，为实现社会能源供给清洁化，未来新能源、特高压直流等大规模替代常规机组，新型储能、电动汽车、分布式能源等广泛接入电网，新型电力系统将呈现高比例新能源、高比例电力电子设备、发用电灵活度高和峰谷差高等特性。

近年来，风电、光伏等新能源机组发电出力间歇性、随机性程度较高，“极热无风、晚峰无光”特征频显，电网发用电平衡面临较大挑战；高比例电力电子设备导致电力系统转动惯量持续下降，系统调频、调压能力不足，电网稳定水平下降，连锁故障风险提升；常规火电等基础调节资源占比下降，发电出力和用电负荷不确定性上升，传统“源随荷动”机制难以满足电网平衡需求；社会用电需求呈现夏季和冬季“双峰”特性，电力保供压力逐年增大［1］。

在传统发电资源有限的情况下，通过市场化手段将现有灵活调节资源进行整合，引入第三方独立主体参与提供电力辅助服务，充分发挥用户侧资源调节能力，能够在有效优化电力资源配置的同时，最大限度保障电力系统安全稳定运行［2-6］。

华北地区受制于火电机组供热调峰能力差，传统水电等灵活性调节资源缺乏，利用市场机制引入电动汽车、储能、电采暖等资源参与电网调峰［7］。山西地区为促进新能源消纳、降低社会用能成本，引入储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易，实现源、网、荷、储的交互融合［8-9］。江苏地区为提升电网调节能力，引入市场可调负荷或虚拟电厂提供中长期和短期两种尺度的用电调节服务，以响应电网负荷需求，同时增加储能装置作为系统快速调频资源，共同提升电网电能质量［10-11］。当前灵活调节资源提供电力辅助服务的品种较为单一，参与对象有限，市场规则设计也正处于探索阶段，尚未提出能够满足新型电力系统运行要求的解决方案。

从2020 年起，浙江为优化整合本地“源网荷储”资源，充分发挥四侧资源协调互济能力，逐步引导市场主体参与提供电力辅助服务，促进提升电力系统运行安全性和高效性，为第三方独立主体参与辅助服务市场机制研究工作提供了“丰厚土壤”。良好的市场规则设计能够最大化利用调节资源，有效疏导灵活性资源的建设和运营成本，浙江于2020 年底启动了第三方独立主体参与辅助服务市场的方案编制，并于2021 年8 月开展了第三方独立主体参与备用辅助服务市场的结算试运行，相关研究成果和经验可为新型电力系统配套的辅助服务市场建设提供一定参考。

1 第三方独立主体资源

区别于常规的火电、水电、核电、风光新能源等发电资源，第三方独立主体包括储能装置、电动汽车、可调节负荷、负荷聚合商、虚拟电厂等在内的并网主体资源，能够直接或间接响应调度机构下达的调度指令，通过快速调整自身发、用（充）电行为，共同承担电网所需的辅助服务，保障电力系统安全、优质、经济运行。

1.1 储能装置

相较于常规机组，储能装置具有充放电速度快、响应时间短、电源负荷双角色转换灵活等特点，按接入电网的方式，储能可分为发电侧、电网侧和用户侧。若储能资源通过良好的控制策略［12-13］，能够参与电网调频调峰调压、提供备用容量、控制系统潮流、优化新能源并网特性等。但目前，储能大容量制造技术尚不成熟、造价昂贵，从市场中获利成为其回收成本及进一步发展的动力［14-15］。

1.2 电动汽车

随着家庭及社会电动汽车的大规模普及，充电负荷特性显著，以现有的充电桩技术，电动汽车可以通过G2V（电网到车辆）和V2G（车辆到电网）等技术为电网提供充放双向调节的灵活性。但频繁充放电，容易对电动汽车电池寿命产生不可逆转的损伤，合理的辅助服务调用策略可达到电网运行安全和电动汽车优惠充电双获益。

1.3 可调节负荷及负荷聚合商

可调节负荷包括城市楼宇负荷、工业可调负荷、数据中心负荷等在内的负荷资源，在满足正常必要用电的基础上，提供削减或增加非必要用电的电力空间，达到电网所需的调节要求。而负荷聚合商就是将上述分散资源进一步汇集聚合形成可调负荷资源集，实现资源可观可测可控。

1.4 其他

其他诸如分布式电源及其负荷共同构成的微电网、聚合资源（或虚拟电厂）等，能够利用内部不同资源间的错峰协调，为电网提供一定的调节空间。

2 辅助服务市场机制设计

按照“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，第三方独立主体参与提供的电力辅助服务为有偿服务。依据新型电力系统的运行需求，第三方独立主体可提供的辅助服务包括调频、调峰、备用、无功调节、转动惯量、快速爬坡［16］等品种。良好的市场机制设计应经得起实践检验并逐步探索完善，充分调动资源调节积极性，有效疏导调节成本，促进第三方资源服务的可持续性。

2.1 市场准入

市场初期，第三方独立主体可参与提供调频、调峰和备用辅助服务，能够对电网运行起到明显的改善作用，建议其余品种可待市场成熟后逐步引入，最终建立起完善的第三方辅助服务市场供应体系。

第三方独立主体应是具有良好信用、财务核算独立、能够承担民事责任能力的独立法人或经法人授权的非独立法人，在市场运营机构完成注册、测试、认证，并满足电网接入要求，电力电量数据传输、计量、控制符合并网主体相应规范。

对于不同的辅助服务品种，通过调研浙江现有第三方资源情况，并考虑市场平稳起步的要求，对第三方独立主体的性能参数设置相应门槛，如表1所示。

表1 辅助服务市场准入门槛

考虑各类第三方独立主体资源的运行特点以及辅助服务资源响应要求，不同辅助服务品种的潜在参与对象有所不同，如调频服务可由储能装置、虚拟电厂等资源参与，调峰服务可由储能装置、可调节负荷虚拟电厂以及负荷聚合商等资源参与，备用可由储能装置、具备快速调节能力的可调节负荷以及负荷聚合商等资源参与。

2.2 市场交易组织

第三方独立主体提供的电力辅助服务需开展市场化竞争，按照交易周期分为中长期、日前和日内交易方式，交易手段包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等形式，中长期辅助服务交易一般采用后两种方式，日前和日内辅助服务交易一般采用集中竞价方式，以下主要针对集中竞价的组织方式开展讨论。

1）市场申报

市场开展前，调度机构根据电网运行状况预测并发布日内及下一日的调频、调峰和备用辅助服务的每时段需求容量，交易机构负责组织第三方独立主体参与服务申报。

调频辅助服务申报内容包括每日各时段一次或二次调频可提供容量、单位调频容量报价等信息，浙江一次、二次调频最高限价分别暂定为120元/MWh、60元/MWh，最低限价为0元/MWh。

调峰辅助服务申报内容包括每日各时段填谷或削峰的调峰可提供容量、单位调峰容量报价、最大持续响应时长等信息，浙江填谷、削峰调峰最高限价分别暂定为400元/MWh、500元/MWh，最低限价为0元/MWh。

备用辅助服务申报内容包括每日各时段旋转备用可提供容量、单位备用容量报价等信息，浙江备用最高限价暂定为15元/MWh，最低限价为0元/MWh。

第三方独立主体可依据自身运行特点，合理评估市场收益水平，完成以上辅助服务品种的申报，上述限价可依据电网规模及市场建设情况合理进行调整。

2）集中出清

市场集中交易过程，按照第三方独立主体提供的辅助服务调用成本最低方式完成每时段需求容量的预出清。为合理评价辅助服务品种的供需关系，鼓励市场主体申报价格尽可能贴近资源提供成本，市场出清价格采用边际定价方式，按“低价至高价”依次出清中标容量，直至最后一个主体满足需求，若两者报价相同，则按照申报容量比例分配中标容量。

由此得到各第三方独立主体辅助服务市场的预出清结果，经日前调度计划的安全校核通过后，正式发布市场出清结果。

2.3 调用执行与结算

第三方独立主体基于日前或日内辅助服务市场出清结果，根据系统运行需要并考虑自身运行状况响应实时调度指令，与传统发电主体共同承担电力辅助服务的责任。

1）调用执行

第三方独立主体需有效执行调度机构的调用指令，不同资源其实现途径有所不同。储能装置、电动汽车等可直接将指令或响应曲线在线下发至终端执行；可调节负荷在收到指令后可离线或在线灵活调整用电行为以满足系统需要；负荷聚合商和虚拟电厂可将指令在线分解后下发至子资源控制管理系统执行。

第三方独立主体应在中标时段保证具有充足的提供对应辅助服务的能力，对于不同的辅助服务品种，如调频、调峰、备用等，其应用场景、调用途径和考核方式也有所区别。

其中，第三方独立主体中标调频服务后，应及时响应系统频率偏差和联络线口子偏差，实际调节速率、响应时间、调节精度及其组成的综合调频性能指标应满足要求。若因自身原因在中标时段持续退出调节或调节性能较差将取消补偿并予以考核。

中标调峰服务后，主体应参考日前负荷基线水平及时调整自身用电行为，按中标调峰量在指定时段增加或减少用电，实现缩减系统负荷峰谷差。若实际调峰调节量不足将取消补偿并予以考核。

中标备用服务后，主体应在中标时段每时每刻确保具备备用实时调用能力，原则上其提供的备用仅作为事故备用，正常无需动作。当接收到紧急调度指令后，应在10 min 内完成削减相应负荷量，并确保至少持续1 h的备用响应。若响应快速性、有效响应量、响应持续时间有一项不满足要求，则取消补偿并予以考核。

2）费用结算

第三方独立主体的费用结算可采用“每日统计、月清月结”的模式进行，中长期辅助服务交易由合同双方按约定结算，而不再额外结算。日前和日内辅助服务交易费用包括各类辅助服务收入、考核费用支出，即：

式中：Fi为第三方独立主体i获得的辅助服务交易费用；R调频i，t为t出清时段内第三方独立主体i获得的调频辅助服务收入；R调峰i，t为t出清时段内第三方独立主体i获得的调峰辅助服务收入；R备用i，t为t出清时段内第三方独立主体i获得的备用辅助服务收入；Ei，t为t出清时段内第三方独立主体i考核费用支出。

调频收益R调频i，t包括一次调频收益和二次调频收益，等于对应时段考虑综合调频性能指标的中标调频量乘以出清单价的累计值，即：

式中：P1调频t为t出清时段一次调频辅助服务出清价格；L1调频i，t为t出清时段第三方独立主体i一次调频服务中标容量；Ki，t为t出清时段第三方独立主体i综合调频性能指标；P2调频t为t出清时段二次调频辅助服务出清价格；L2调频i，t为t出清时段第三方独立主体i二次调频服务中标容量。

调峰收益包括填谷调峰收益和削峰调峰收益，等于对应时段中标调峰量乘以出清单价的累计值，即：

式中：P填谷t为t出清时段填谷调峰辅助服务出清价格；L填谷i，t为t出清时段第三方独立主体i填谷调峰服务中标容量；P削峰t为t出清时段削峰调峰辅助服务出清价格；L削峰i，t为t出清时段第三方独立主体i削峰调峰服务中标容量。

备用收益等于对应时段中标备用量乘以出清单价的累计值，即：

式中：P备用t为t出清时段备用辅助服务出清价格；L备用i，t为t出清时段第三方独立主体i备用服务中标容量。

浙江第三方独立主体提供的日前、日内辅助服务的收益费用在发电侧和市场化用户之间分摊，并在结算账单的辅助服务费用中列出，其承担的考核费用纳入华东区域“两个细则”进行考核分摊。

3 运行实践

2021 年8 月，浙江电网迎峰度夏期间电力供需平衡趋紧，浙江于8 月4—6 日开展了第三方独立主体参与电力辅助服务市场首次试运行，本次市场交易品种为备用辅助服务。

3.1 备用市场试点开展情况

参与本次备用市场日前交易的第三方独立主体共有25家，包括21家电力用户，以及电动汽车公司、省铁塔公司等4家负荷聚合商，类型涵盖可中断负荷、储能等优质响应资源，累计注册可控负荷为180 MW。

在8：00—11：00 以及13：00—22：00 电网负荷早、午、晚峰需求时段，第三方独立主体的备用容量需求为100 MW，每时段申报主体容量总和在79～126 MW，如图1 所示。所有时段出清单价均为15元/MWh。

图1 试点期间各时段主体申报容量总和

3.2 实际成效

本次试点运行期间，所有主体资源累计提供了10 万kW 的旋转备用，均具备10 min 快速响应的能力，共同承担系统旋转备用服务的义务，有效缓解了电力供需紧张情形下旋转备用不足的情况，降低了系统备用成本，共同提升了电网安全稳定运行的能力。

参与备用辅助服务市场为第三方独立主体带来了可观的服务收益，所有市场主体全时段辅助服务累计收益为5.13 万元，其中8 月4 日、5 日和6日分别为1.57万元、1.80万元和1.76万元。选取典型主体的收益情况列于表2。

表2 试点单位备用服务收益情况

引入第三方独立主体承担系统旋转备用服务，在一定程度上降低了发电资源预留上调备用的空间，有效提升了发电机组的负荷率，可适当降低度电煤耗，进而降低发电碳排放水平。

以浙江电网高峰时段为例，平均统调发电出力约4 000 万kW（其中煤机3 500 万kW），每日备用中标容量约10 万kW、时长12 h，考虑若提升1%负荷率可以降低度电标煤耗0.5 g/kWh，估算得到每年可降低煤耗约1.95万t，降低碳排放5.07万t（煤耗∶碳排放比例约为1∶2.6）。

3.3 相关问题

本次备用辅助服务市场的试点开展，虽然在一定程度上激发了负荷侧资源参与电网调节的主动性，但也暴露了事前市场申报积极性不足、事中海量资源调控难和事后响应结果评价难等问题。具体表现如下：

第三方独立主体缺乏实际用电数据，在前一日无法定量评估次日的旋转备用日内可提供量，可能存在申报量大于实际用电负荷情况；部分第三方独立主体存在申报量较小甚至低于1 MW 的情况，若普遍存在主体申报量较小的情况，将需要纳入大量的第三方资源才能满足需求量；部分负荷聚合资源无精确测量的计量表计，调用后无法精准判断规定时间内是否响应到位。

4 结语

为确保以新能源为主体的新型电力系统的安全可靠运行，需要充分挖掘第三方独立主体资源，建立高效、透明的电力辅助服务市场。本文提出了包含调频、调峰、备用、无功调节、转动惯量、快速爬坡等品种在内的辅助服务市场体系，支持储能、电动汽车、可调负荷、负荷聚合商、虚拟电厂等第三方资源广泛参与，从中长期、日前、日内尺度有序梳理市场准入、申报、出清和结算流程，可促进提升电网调节能力和系统运行效率。

基于本次市场运行实践情况，下一步还需做好以下工作：

1）加强市场主体培育，引导主体主动分析自身用电特性，充分挖掘电力辅助服务的资源潜力。

2）加快提升海量资源调控能力，推荐分散式、小容量资源以聚合方式参与市场，增强资源可观可测可控能力。

3）建立健全资源响应性能评价考核机制，开展响应结果追溯，淘汰较差资源，严肃考核市场主体响应不足的情况。

4）充分发挥市场化机制对辅助服务定价的引导作用，逐步提高或放开辅助服务的最高限价，保障主体的成本回收和合理收益，提升各类主体提供辅助服务的意愿。

未来随着市场机制逐步完善，浙江还将适时开展包含调峰、调频、无功调节等品种在内的电力辅助服务市场，充分发挥用户侧资源调节能力，加快形成“源网荷储”灵活高效互动的新型电力系统，助力全社会实现“碳达峰、碳中和”。