全国统一电力市场环境下的电力辅助服务市场体系设计

2024-03-06孙大雁史新红冯树海徐立中杨争林杨春祥

电力系统自动化 2024年4期

孙大雁，史新红，冯树海，徐立中，杨争林，杨春祥

（1.国家电网有限公司国家电力调度控制中心,北京市100031；2.中国电力科学研究院有限公司（南京）,江苏省南京市210003）

0 引言

推动能源转型是实现“碳达峰·碳中和”战略目标的重要路径,高比例新能源的间歇性、波动性、随机性对电网灵活调节能力提出更高的要求,通过市场化手段充分激励市场主体提供辅助服务的重要性更加凸显。考虑到辅助服务与电能量紧密的耦合关系,需要设计建立与全国统一电力市场、多层级调度体系高效衔接的辅助服务市场。

在中共中央关于建设全国统一大市场的指引下,考虑中国资源负荷逆向分布以及清洁能源快速发展的基本特点,中国新一轮电力市场改革围绕“在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系开展建设”的目标展开。健全多层次统一电力市场体系是进一步深化电力市场化改革的重要任务［1］。中国电力现货市场已围绕以省间、省/区域市场“统一市场、协同运行”起步,逐步向省间、省/区域市场融合方向发展［2］。中国关于全国电力市场体系的总体目标为:到2025 年,全国统一电力市场体系初步建成；到2030 年,全国统一电力市场体系基本建成［3］。建设全国统一电力市场体系,是中国实现能源结构转型的必经之路,是助力实现“双碳”目标的重要举措,建立全国统一电力市场已明确成为中国电力市场的发展目标。

随着两批试点省的省级电力现货市场、省间现货市场陆续启动试运行,中国基本建成多层级统一市场的基本架构,省间现货市场侧重省间余缺互济、省内现货市场定位保障电力供需平衡,在全国统一电力市场建设方面取得了初步成效。在全国统一市场体系建设的相关原理及建设思路的研究探索方面,文献［4-6］针对中国特色、全国统一的电力市场关键问题开展了系列研究,分析了欧洲、美国电力市场对全国统一电力市场的启示,提出了推进省间电力市场建设的主要途径与方法,设计了省间交易品种,研究了省间省内市场协调运行的耦合出清的关键技术。文献［7］在中国已有电力市场建设基础上,结合国内外成熟经验,对于建设中国特色的电力市场顶层设计以及存在的问题提出了相关建议。文献［8］分析了“双碳”目标下,全国统一电力市场的层级市场协作、交直流混联电网下的市场出清机制、碳市场与统一市场的互动影响等关键问题。文献［9］提出了未来区域电网省间、省内两级电力市场协调运行中的关键问题及解决措施,探索建立了以最大化消纳新能源为目标的市场间优化协调机制。

综上所述,中国多层级电力市场体系设计及建设重点围绕电能商品品种展开。然而,辅助服务商品是保障电力系统安全的重要品种,如何在全国统一市场的框架下,配置各层级市场的辅助服务品种,如何设计辅助服务与各层级电能市场的有效顺畅衔接机制,也是建设全国统一电力市场必须要解决的重要问题。

在辅助服务市场设计及实践方面,中国初步建设形成了省级辅助服务市场以及区域辅助服务市场。区域辅助服务市场以调峰和备用辅助服务品种为主［10-14］；省级辅助服务市场以调峰辅助服务为主,其中,第1 批、第2 批现货试点省份在现货市场运行期间,取消调峰辅助服务市场,且大部分现货试点省份开展了调频辅助服务市场［15］。中国南方五省区在广东现货市场建设经验基础上,探索开展了区域性质的调频资源集中竞争交易机制,建立了电力辅助服务分担共享新机制［16-18］。

欧盟统一电力市场也在积极探索更大范围的辅助服务市场［19-23］。由于辅助服务及实时平衡市场与各国电力系统运行方式紧密结合,长期以来欧洲各国的辅助服务市场与实时平衡市场均由各国输电系统运营商（TSO）自行组织。近年来,随着欧洲统一电力市场建设的推进,在欧洲互联电网（ENTSOE）协调组织下,各国正积极探索建立跨国平衡和辅助服务采购机制,目前共有7 个试点项目,试点内容主要包括跨国平衡和调频备用共享［24］。

目前,中国就辅助服务市场已开展了一定的探索和实践。下一步,需要依据中国国情、网情以及电力市场建设进程,从全国辅助服务市场体系视角开展顶层设计,以进一步规范化辅助服务市场品种,厘清区域及省级辅助服务市场交易品种和功能定位,做好各级各交易品种衔接,确保市场有序运转,发挥全国统一电力市场的整体效用。

1 中国辅助服务市场现状

1.1 中国辅助服务市场总体情况

1.1.1 省级辅助服务市场

1）省级调峰市场

调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源出力变化,并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。在中国大多数地区的电厂入网协议和辅助服务管理细则中,一般都对发电企业应该承担的辅助服务进行了规定,并区分了“基本辅助服务”和“有偿辅助服务”。当前,中国绝大部分省级调峰市场针对有偿调峰,即深调峰和启停调峰开展交易。深调峰一般是指系统负备用不足时,低于有偿调峰基准的范围调减出力（向下调节）而提供的调峰服务；启停调峰是指通过启停发电机组提供的调峰服务。关于无偿调峰与有偿调峰的划分,主要考虑机组出力的常规上下调节对燃料消耗、设备损耗的影响相对较小,但当机组出力下调至一定负荷率之下时,机组需要投油助燃、增加煤耗,同时设备损耗及安全风险增加,需要将这部分深调峰能力列为有偿调峰。

省级调峰市场是中国未开展电力现货市场阶段的一种特有的市场机制,是当前中国最广泛的一种市场化辅助服务品种。调峰补偿机制或调峰市场的建设最初源于“公开、公平、公正”调度模式下的调频之外的负荷跟随,特别是解决因全额消纳新能源等原因而导致的峰谷差距过大的调峰难题。计划模式下,机组的启停和出力安排需要考虑在不同机组之间保持相同的基数电执行进度,相比于现货市场,在等进度条件下进行机组组合无法完全发挥系统内机组启停和出力调节的灵活性,在有些情况下需要额外的深调峰能力来实现发用电平衡。“公开、公平、公正”调度模式下,不同机组享有同样的发电权利,同时也承担同样的调峰义务,但调峰的调用无法完全一致,为了体现多劳多得,激励机组承担调峰义务,调峰辅助服务从完全无偿提供机制改革为部分有偿提供机制。在全面取消工商业目录电价之后,基数电也基本取消,在未开展现货市场的地区,依据市场化合约电力进行调度计划安排,该模式下的机组组合和出力调节的调峰潜力也没有完全发挥,且中长期电能市场虽约定了市场成员的发电义务,但仍然需要调峰市场来约定市场成员的调峰义务,进行调峰激励,以实现临近实时尺度的负荷跟随。在现货市场开展之后,现货市场出清的全电量机组组合及经济调度作为调度计划的依据,该机制能够最大化发挥基于启停和出力调整的调峰能力,并且现货市场分时电价也对市场成员的调峰行为起到了良好的激励作用。因此,现货市场与调峰市场的功能重合,在现货市场开展之后,需要将调峰市场与现货市场进行融合。

当前,省级调峰市场的典型市场机制为:省级电网确定调峰需求,省内具有调峰能力的市场主体申报出力下调的电力及电价,按照申报价格进行排序,直至满足调峰需求。这种交易形式下又可分为两种典型定价机制:一是按报价定价,主要应用在华东四省、湖北、湖南的省级调峰市场以及重庆的启停调峰市场；二是边际定价,应用于以上省市之外的省级调峰市场。此外,京津唐、河北南网调峰市场相对特殊,其市场品种是向上、向下的调峰,即参与申报主体负荷率的调增、调减以及调停都算调峰,以最小调节费用为目标,调用调增或调减的资源满足下一时段的负荷变化,该类调峰市场类似欧洲分散市场模式的平衡市场出清。

当前,中国省级调峰市场为电网公司统一采购,相关费用进一步向省内的发电企业分摊收取。省级调峰市场的卖方主体为调峰资源富余省的符合相关电压等级要求、容量要求等的发电企业、储能、可调节负荷等新型灵活调节资源。

2）省级备用市场

备用是指为保证电力系统可靠供电,在调度需求指令下,并网主体通过预留调节能力,并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。备用是一种“备而不用”的有功电力,并且备用和电能存在紧密耦合关系,发电机提供了备用,就只能在剩余容量内提供电能,或者说机组因提供备用可能会导致电能中标量减少,因而备用的预留会产生机会成本。浙江、蒙西、上海、山西等现货试点省份在市场建设方案中设计了省级备用辅助服务市场,并形成了电能与辅助服务联合出清、电能与辅助服务独立出清两种典型的市场机制。浙江、上海等备用辅助服务市场为联合出清机制,能够计及机会成本、实现电能与辅助服务的整体成本最低,其中,浙江备用划分为日前30 min 备用、实时10 min 备用两种系统正备用品种；上海备用是指实时10 min 备用。蒙西、山西为独立出清机制,其中,蒙西备用品种为系统旋转备用,包括日前备用预出清及日内备用正式出清；山西备用为日前15 min 系统正备用,其出清与日前现货市场、调频市场执行顺序组织、依次出清、分别定价、各自结算的衔接方式,备用定价未计及机会成本,但日前市场与备用市场以松耦合的形式衔接,以电能量市场和备用市场的总费用最低为目标,在满足电网安全最小备用容量等约束条件的基础上确定机组组合。此外,湖南省备用市场品种特指祁韶直流转送其他省电量时,湖南省内机组提供的旋转备用服务,并非常规含义的省级备用品种。

3）省级调频市场

目前,绝大部分省级现货市场试点省份开展了省级调频市场。各地对调频的定义基本一致,均指二次调频,通过自动发电控制（automatic generation control,AGC）功能在规定的出力调整范围内跟踪电力调度指令,按照一定调节速率实时调整发电出力,以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。

与备用类似,调频与电能市场也存在紧密耦合关系。当前,中国省级调频市场出清有两种典型的出清方式:（1）电能与调频市场联合出清,以调频容量价格和里程价格、调频性能等因素综合排序出清,目前浙江按照该方式组织市场；（2）电能与调频市场独立出清,以单一里程价格、调频性能等因素排序出清,按照先电力现货市场、后调频市场的出清顺序次序出清,目前山西、山东、江苏、福建、甘肃、四川、安徽、湖北、河南、蒙西按照该方式组织市场。

省级调频市场基本将省级电网作为统一采购方,调频市场费用进一步向省内主体分摊,分摊方式主要为向发电侧分摊或者向发用电双侧分摊。卖方主体为满足一定AGC 技术标准的发电机组,部分省份还探索引入了储能、独立辅助服务供应商、综合能源服务商等参与调频市场。

省级调频市场按照调频市场出清价格结算里程费用,浙江、福建、蒙西也对调频容量支付费用,其中,浙江按照调频容量出清价格结算调频容量费用,福建、蒙西按照固定费率结算调频容量费用。

中国省级辅助服务市场在市场品种含义、出清定价机制等方面存在的主要区别如表1 所示。

表1 省级辅助服务市场主要区别概览Table 1 Overview of main differences in provincial auxiliary service market

1.1.2 区域市场机制

1）区域调峰市场

中国区域调峰市场一般是针对区域内部省份因负备用不足、有向下调峰需求而需要从其他省份购买的情况而设立。目前,调峰市场品种含义均为向下调峰,部分区域品种仅包括深调峰,其中,向下调峰是指通过机组调减出力、储能充电等形式以实现对负荷及新能源变化的跟踪。

当前,各区域调峰市场交易本质为卖方省从买方省购入电能量的交易,通过改变联络线计划来实现,交易机制以集中竞价、边际出清为主。调峰市场在交易机制上主要划分为两类:

第1 类:卖方省发电机组与买方省发电机组的发电权置换交易。卖方机组的申报电力-价格曲线是单调递减的,卖方省机组的中标电力由买方省机组代发,相当于卖方省内中标机组与买方省负荷低谷时多余的发电能力的置换交易,实现买方省向卖方省输送电力,以帮助买方省缓解负备用问题。该机制下,卖方支付费用、买方获得费用,目前华东、华中区域属于该类机制。

第2 类:卖方省发电机组对下调能力进行竞价。卖方机组的申报电力-价格曲线是单调递增的,卖方机组通过下调发电电力,实现买方省向卖方省输送电力,以帮助买方省缓解负备用问题。该机制下,买方支付费用、卖方获得费用,目前华北、东北、西北、西南区域属于该类机制。

中国大部分区域调峰市场的买方为具有调峰需求的省级电网,这些省级电网负责申报区域调峰市场的调峰需求曲线,买方省份的区域调峰市场费用进一步向省内的发电企业分摊收取或支付。区域调峰市场的卖方主体为调峰资源富余省、符合相关电压等级要求等的发电企业,以及储能、可调节负荷等新型灵活调节资源。

2）区域备用市场

当前,中国区域备用市场对备用品种的定义差异较大。第1 类:建设目的是解决区域省内的正备用不足问题,但其交易标的物本质是跨省区电力,并非备而不用的容量,如华东、西北区域备用市场,备用买方省通过购买卖方省的电力,使本省的正备用满足需求,并通过更改联络线计划执行交易结果。第2 类:交易标的物是备而不用的容量,如华中区域的跨省备用预留品种、南方区域备用市场,通过集中竞价,跨省购买备用容量,并且在联络线上预留相应空间。第3 类:备用品种类似于火电厂之间的备用能力买卖,是中国东北区域特有的品种,通过集中竞价,最大发电能力负荷率高于基准负荷率的火电厂将高出部分全部或部分售出,最大发电能力负荷率低于基准负荷率的火电厂需要集中购买缺额部分,直至所有买方电厂的备用缺额电量全部成交。另外,除了西北区域备用市场包含了正备用、负备用两个方向的品种之外,其余区域备用市场均只针对正备用品种。

备用品种的差异主要源于各个市场建设之初所处的市场发展阶段不同、电能市场的设计不同等因素。东北区域备用市场于2019 年开始建立,是中国最早开始探索的区域备用市场,其设计延续了“两个细则”的发电侧零和博弈思路,并且考虑到了“备而不用”的品种属性,将发电能力作为标的物,其市场机制适应了当时计划电未全部放开的政策环境,对于激励发电企业尖峰旋转备用能力提升也起到了良好作用。华东和西北区域备用市场在2021、2022 年左右建立,虽然是为了解决备用互济问题而建立的,但本质是跨省电能量交易,其备用品种并非常规含义的备用,这与中国的调度安全权责划分和调度习惯有一定关系,区域对各省的备用留取容量进行了要求,各省需要在保证本省备用预留达到要求的基础上,再考虑通过跨省交易采购或卖出电力来保证发用电平衡。南方区域备用市场于2022、2023 年设计建立,其设计之时以广东起步的南方区域现货市场已经开展了建设,因而其设计与华东、西北区域等的视角不同,是基于区域市场的整体视角开展的。南方区域备用市场品种的定义与电能的界限更为清晰,也更适合与区域现货市场进行衔接。为了平稳起步,在市场建设初期采取了分层级的备用出清:省（区）内备用容量优先满足省（区）内需求,富余容量参与跨省备用市场交易；远期将考虑区域内协同出清的市场模式。

3）区域调频市场

南方区域探索建立了区域调频辅助服务市场,采用日前集中竞价和预安排、日内统一出清的模式组织调频辅助服务交易,各省按照统一规则集中申报、协同出清,以实现调频辅助服务资源在南方区域的大范围优化配置。南方区域调频市场与南方现货市场采用分步出清的方式实现衔接。

中国区域级辅助服务市场在市场品种含义、出清定价机制等方面存在的主要区别如表2 所示。

表2 区域辅助服务市场主要区别概览Table 2 Overview of main differences in regional auxiliary service market

1.2 全国统一电力市场视角下中国辅助服务市场存在的不足

1.2.1 各地辅助服务品种涵义差异较大

当前,中国不同地区之间对同一种辅助服务品种的定义差异较大,导致同一名称的辅助服务在中国不同地区具有不同含义,各地辅助服务交易品种的不统一和不规范不利于中国辅助服务市场统一体系的建设,增加了层级市场间衔接的难度,也不利于未来辅助服务资源在更大范围内的共享互济。同时,存在根据同一种辅助服务的不同提供主体而设置不同品种的情况。例如,部分省级调峰市场,针对可调节负荷、储能、蓄热式电锅炉等市场主体分别设置了独立的调峰市场品种,这将导致辅助服务品种繁多、不同主体之间竞争不充分、辅助服务同质不同价等问题。

1.2.2 调峰辅助服务与现货市场存在功能重叠

从远期来看,调峰辅助服务与现货市场存在功能重叠的问题。当前的省级和区域调峰辅助服务本质上是电能量现货交易,是现货市场运行前的过渡或替代,随着现货市场逐步开展,需要逐步将调峰市场与现货市场进行融合。

1.2.3 已建成的市场化辅助服务品种相对单一

一方面,非现货试点省份深调峰之外的大部分辅助服务品种仍通过“两个细则”进行补偿,固定费率补偿难以反映市场供需变化,难以反映高比例可再生能源渗透下的辅助服务成本,不能充分激励灵活性资源的积极性。另一方面,现货试点省份备用市场建设尚处于起步阶段,仅在个别试点省份开展实践,调频市场也尚未全面覆盖。另外,新型辅助服务品种尚未建立,目前仅有一个省份建立了黑启动辅助服务的市场化机制,灵活爬坡、无功服务等品种暂未开展相关市场化探索。

1.2.4 辅助服务费用向用户侧疏导的机制有待完善

为保证电能质量和可靠供电,电能供应离不开辅助服务,电能的终端消费者实质上需要为包含辅助服务产品在内的整个商品买单。依照“两个细则”,辅助服务费用虽然是在发电侧内部流转,但最终还是通过标杆电价或者基准价间接由用户侧承担。随着价格体系的改革,显性地将辅助服务费用向用户侧传导,能够使得市场和价格信号更加简洁化、清晰化。同时,随着新能源比例的逐渐提高,系统将引入更多的灵活性资源,比如储能、需求侧响应等。这些主体不属于发电侧市场成员,不具备从发电侧辅助服务总盘子中获得补偿的内在逻辑。因此,将辅助服务费用向用户侧疏导,也是新型灵活性资源参与辅助服务市场的重要前提。

当前,中国大部分辅助服务市场的费用仍在发电侧分摊与分享,中国辅助服务正在经历定价与费用分摊机制从计划到市场的转型。同时,多种因素使得价格传导机制不顺畅,制约了辅助服务成本向用户传导的实施,无法完全、有效地遵循辅助服务“谁受益、谁承担”的原则。

1.2.5 灵活性资源参与辅助服务尚不充分

当前,大部分省份针对可调节负荷、储能、虚拟电厂、负荷聚合商、非统调电源等新型市场主体参与调峰辅助服务开展了初步探索,制定了相应的规则,取得了一定的效果。但是,仍存在以下问题:一方面,大部分省份在市场机制设计中分别针对各个主体设立相应的市场品种,未能实现灵活性资源与常规调节资源同台竞价的有效机制；另一方面,灵活性资源参与辅助服务的市场品种以非现货试点省级调峰市场为主,灵活性资源参与调频、备用辅助服务市场的实践较少。考虑到未来新型电力系统的建设、现货市场的发展以及灵活性调节资源的增长,有必要积极深化探索新型灵活调节资源参与调频、备用等辅助服务市场的有效机制。

2 全国辅助服务市场体系设计的基本原则及关键维度

辅助服务市场的发展建设与电能量市场的发展建设是相辅相成、紧密相关的,辅助服务体系建设需要协同考虑电能量市场各个阶段的建设规划目标和市场形态。中国电能量市场建设尚不成熟,辅助服务建设需要遵循循序渐进、协同统筹的基本原则,结合当前中国辅助服务已有形态的特点,逐渐改革过渡。协同考虑未来新型电力系统的变化,按需设计相应辅助服务市场机制。

目前,中国电网调控运行执行五级调度体系,其中,电力现货市场主要面向“省-区域-国家”三级调度,辅助服务建设需要适应中国调度体系,厘清省级市场、区域市场、国家市场分别适合组织哪些辅助服务市场,并且需要厘清多层级市场如何衔接。

辅助服务体系设计需要明确辅助服务的品种种类以及品种内涵,辅助服务品种及其交易机制应该与其物理特性及经济特性相匹配,并非所有的辅助服务品种都适合建立辅助服务市场。建立辅助服务市场应该考虑以下几个原则:

1）随着电力现货市场改革、全面取消工商业目录电价、输配电价改革等一系列改革措施的不断推进,市场主体关于辅助服务的权利与义务也在发生变化；在辅助服务体系设计中,需要保障市场主体权责对等,有必要首先厘清和明确各类市场主体的权利和义务。

2）需要结合实际面临问题及市场发展程度,因地制宜、循序渐进开展新品种的辅助服务市场。

3）辅助服务市场品种在电力系统运行中的功能不应该与其他电力市场品种的功能有重合。

4）辅助服务市场品种应该具有可考核、可量化的技术标准。

5）辅助服务市场品种应该具有由市场成员自己或者调度机构根据出清结果来控制执行与否的能力。

6）辅助服务市场品种应该是可被计量的或可评估的。

辅助服务体系设计还需要考虑市场成员的辅助服务费用风险,基于辅助服务需求随着时间推进而逐渐精确的特点,设计多个时间尺度的辅助服务市场。

综上所述,辅助服务市场体系需要从市场发展阶段维度、市场层级维度、市场品种维度、市场周期维度等方面开展设计。

3 全国辅助服务市场体系的总体架构及建设路径建议

3.1 近期辅助服务市场体系架构

3.1.1 近期电能量市场基本形态

考虑当前到未来2 至3 年为近期发展阶段。基于当前市场建设基本情况及发展规划,电能市场建设特点为,省级电力现货市场尚未全面覆盖所有省份、区域电力现货市场尚未广泛形成,省级现货需要保障电力供需平衡,省间现货市场侧重于省间余缺互济。

3.1.2 近期辅助服务市场阶段建设目标

近期辅助服务市场建设主要目标为:规范化、清晰化各区域和省级辅助服务品种,明确界定调峰、备用与电能之间的区别和关系,促进同类功能市场品种的整合、推进多类参与主体的同台竞价,提升市场运行效率、优化资源配置。在省级市场层面,进一步深化省级备用、调频辅助服务市场的建设,继续发挥非现货市场省份的调峰市场作用；建立健全现货试点省份的调频市场、备用市场,推进联合出清机制或其他协调机制。在区域市场层面,逐步推进备用辅助服务在更大范围内的资源优化配置和市场化；探索区域调频市场、备而不用的区域备用市场等标准跨省辅助服务品种,并继续发挥原区域调峰、区域备用市场的功能,实现向电力现货市场全面覆盖、多层级电力市场全面建成目标的平稳过渡。推进辅助服务费用向用户侧疏导的机制。促进储能、可调节负荷、虚拟电厂等新兴市场主体参与辅助服务市场。

3.1.3 近期辅助服务市场架构设计

基于电能市场现状及阶段性目标,设计与之相适应的辅助服务市场架构,如图1 所示。近期辅助服务市场体系架构包括省级、区域两个层级。各阶段框架图中各辅助服务品种并非都需要建立,可根据客观情况及实际需求建立相应辅助服务品种。

图1 近期辅助服务市场体系架构设计Fig.1 Architecture design of auxiliary service market in recent stage

1）基本权责

在近期阶段,考虑到电力现货市场仍未全面覆盖,对于未开展现货市场的地区,仍采用以标杆电价为依据的“基准价+上下浮动”的中长期价格机制。由于标杆电价包含了辅助服务价格,理论上发电企业上网电价已经包含辅助服务成本,可沿用发电侧零和博弈的思路,将辅助服务费用向发电侧分摊,市场化的辅助服务品种按照市场中标结果来行使辅助服务的权利和义务,未市场化的辅助服务品种可延用“两个细则”约定的权利和义务进行补偿和考核。但是,由于上下浮动的价格机制并非严格的标杆电价,价格成分不够清晰,有必要理顺价格体系,逐步完成向用户侧疏导。对于已开展现货市场的地区,电能市场价格信号逐渐代替了基准价格,电能的权责由电能市场来约定,各辅助服务的权责由辅助服务市场来约定,并且随着第三监管周期省级电网输配电价的改革,交叉补贴问题、输配中间环节与发用两头的问题也逐渐清晰,基本具备将辅助服务费用向用户侧疏导的条件,以进一步实现“谁提供、谁获利,谁受益、谁承担”。

2）各层级市场特点

（1）省级市场层面

省级调峰市场。在近期阶段,省级调峰辅助服务市场仅在非现货试点省份开展,现货试点省逐步实现调峰与现货市场融合。省级调峰市场可延续当前各地的调峰出清机制,进一步促进不同种类市场主体的同台竞价,实现调峰资源的同质同价。

省级备用辅助服务市场。省级电力备用辅助服务在当前正备用品种基础上,可探索负备用品种（允许深调能力机组参与）。在日前、实时市场同时开展,或者仅在实时市场开展,可采取与电能联合出清或者独立出清的市场机制。

省级调频辅助服务市场。省级调频辅助服务是指二次调频,可探索扩展至一次调频。在实时开展调频市场,可采取与电能联合出清或者独立出清的市场机制。

省级黑启动辅助服务市场。在中长期开展黑启动市场,可通过电网公司招投标、中长期集中竞价交易等形式开展。

（2）区域市场层面

区域调峰市场。区域调峰市场品种可涵盖正调峰（类似目前的区域备用市场）和负调峰（类似目前的区域调峰市场）。

区域备用辅助服务市场。近期区域备用辅助服务品种可包括现有的非标准含义的备用品种,同时可探索备而不用的区域内跨省标准备用品种交易,并在成交买卖省之间的联络线上预留相应空间。此类标准含义的区域备用辅助服务市场与中国目前省级备用留取、调用是由各省自己负责的调度机制有些矛盾。需进一步研究评估标准含义的区域备用辅助服务市场对买卖省双方带来的经济效益、运行风险、运营复杂度、通道利用率等多方面的利弊。

区域调频辅助服务市场。近期区域调频辅助服务品种是指区域二次调频,区域调度机构评估维持频率控制区稳定所需要的调频需求,区域范围内满足调频技术要求等的机组、虚拟电厂、储能、灵活调节负荷等可参与区域调频市场,并接受调频指令的统一响应。

3.2 中期辅助服务市场体系架构

3.2.1 中期电能量市场基本形态

考虑未来约3 至5 年为中期发展阶段,面向未来全国统一电力市场逐渐形成的过渡时期市场环境,即省级电力现货市场逐渐全面覆盖,省间交易壁垒逐步打开,市场范围逐渐扩大,部分省级市场可能耦合形成若干区域市场,这些区域市场与其内部的省级市场“统一申报、耦合运行”。区域市场和省级市场作为一个层级,与省间市场形成“分层申报、按次序衔接出清”的层级市场衔接模式。

3.2.2 中期辅助服务市场阶段建设目标

中期辅助服务市场建设主要目标为:逐步取消调峰市场品种,省级常规调峰功能由省级电力现货市场实现；省级深调峰能力资源可通过参与省级负备用市场进行市场化补偿；发挥省间现货市场及区域现货市场的跨省调峰功能,区域调峰功能逐渐由省间现货市场或区域现货市场实现。丰富省级辅助服务市场品种,建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制,探索灵活爬坡等新型辅助服务交易品种。结合区域电能市场的建立,推进区域备用市场、区域内省级备用市场的耦合出清机制,即市场成员一次申报、两层市场联合出清,实现省内备用、区域备用的最优化配置和定价。

3.2.3 中期辅助服务市场架构特点

如图2 所示,中期辅助服务市场架构主要包括省级、区域两个层级。

图2 中期辅助服务市场体系架构设计Fig.2 Architecture design of auxiliary service market in medium term stage

1）基本权责

在中期阶段,现货市场基本覆盖,各辅助服务的权责由辅助服务市场来约定,并且有必要进一步理顺各环节电价机制,实现辅助服务费用向用户侧的顺畅传导。同时,随着新型灵活调节资源的增加,为充分激励发挥其灵活调节能力,有必要提供不同类型市场成员同台竞价、公平参与辅助服务市场的市场机制。另外,中期阶段开始探索“统一申报、耦合出清”的区域辅助服务市场模式,省间壁垒减弱,相应地,区域内不同省份的市场成员应该具备平等的购买或卖出该辅助服务的权利和相应的义务。

2）各层级市场特点

（1）省级市场层面

省级备用、调频、黑启动辅助服务市场。与近期阶段基本一致,随着中期阶段市场发展的成熟,鼓励采取备用、调频与电能联合出清的出清机制。

省级灵活爬坡辅助服务市场。灵活爬坡辅助服务品种可为系统在本时段内留出足够的爬坡/滑坡裕度。可在日前、实时分别开展灵活爬坡市场,与电能联合出清。

省级无功辅助服务市场。主要在中长期开展,可采取电网公司招投标、中长期集中竞价交易、双边协商交易等交易形式。

（2）区域市场层面

区域调峰市场。在市场发展中期,可结合省间现货市场建设及区域现货市场建设情况,逐步实现区域调峰市场的功能由区域现货市场或省间现货市场代替。

区域备用辅助服务市场。中期将逐步规范区域备用市场品种含义。根据实际需求,探索建立备而不用的区域内跨省标准备用品种交易。对于已开展区域现货市场的区域,尝试探索电能与备用联合出清的机制。

区域调频辅助服务市场。与近期阶段的区域调频市场基本一致。在中期阶段,对于已开展区域电能市场的区域,尝试探索电能与调频联合出清的机制。

3.3 远期辅助服务市场体系架构

3.3.1 远期电能量市场基本形态

考虑未来约5 至10 年为远期发展阶段。随着市场融合程度的加深,区域市场之间、区域市场与省级市场进一步相互融合扩大,全国统一电力市场体系基本建成,省间市场与省（区、市）/区域市场形成“统一申报、耦合运行”模式,电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

3.3.2 远期辅助服务市场阶段建设目标

远期辅助服务建设主要目标为:探索更大范围内的备用资源优化配置,建立跨省备用辅助服务市场；随着新型电力系统的建设,辅助服务的费用占比逐渐提高,该阶段将建立健全各层级各品种辅助服务的中长期交易机制,层级市场之间逐步实现“统一申报、耦合出清”的衔接机制,实现全国范围的辅助服务资源的最优化配置和定价；辅助服务品种之间、辅助服务与电能之间实现联合出清。探索建立辅助服务金融衍生品交易机制,建立形成“中长期+日前+实时”的多时序衔接市场体系,以规避市场成员的辅助服务费用过高风险。

3.3.3 远期辅助服务市场架构特点

如图3 所示,远期辅助服务市场架构包括省级、区域、跨区三个层级。该阶段主要的辅助服务品种不仅包括备用、调频,灵活爬坡、无功、黑启动等也成为主流辅助服务品种。

图3 远期辅助服务市场体系架构设计Fig.3 Architecture design of auxiliary service market in long-term stage

1）基本权责

除了在中期阶段关于市场主体辅助服务基本权责的一些讨论之外,在远期发展阶段,考虑到辅助服务费用由用户侧承担之后,本质上是规定了用户侧享有获得辅助服务的权利以及支付辅助服务费用的义务,比如按照实际负荷将全系统的辅助服务义务按比例分配给各个用户。用户侧可以在中长期环节通过双边协商等形式,自主决策中长期的辅助服务购买量价,以规避所有辅助服务义务都在现货尺度履行而带来的高费用风险。

2）各层级市场特点

（1）省级市场层面

省级备用、调频、灵活爬坡辅助服务市场,与近、中期阶段的市场形态基本一致,随着远期阶段电力市场发展的成熟,采取电能与以上品种辅助服务联合出清的出清机制；建立与省级辅助服务现货市场相配套的中长期辅助服务合约机制。

（2）区域市场层面

区域备用、调频辅助服务市场,与中期阶段的区域辅助服务市场基本一致。远期阶段,对于已开展区域电能市场的区域,探索电能与备用、调频联合出清的市场机制,建立与区域辅助服务现货市场相配套的中长期区域辅助服务合约机制。

（3）跨区市场层面

跨区备用辅助服务市场,是指在全网范围内开展的、在一定时间内可调出且持续时长满足技术要求的有功正备用。在日前、实时省级/区域电网出现运行备用容量不足时,由市场运营机构及时启动跨区备用辅助服务市场。考虑采取与省级/区域市场“分层申报、按次序协同出清”的协调机制,并逐渐过渡至与省级/区域市场“统一申报、耦合出清”的协调机制。

4 适应全国辅助服务市场体系的技术展望

4.1 多层级辅助服务市场需求确定技术

电能市场的需求确定主要依赖于负荷侧申报或者负荷预测,各个负荷实体对自身的用电量也会有较强的预见性。与电能需求确定不同,辅助服务的需求确定不仅需要预测未来的变动因素,而且绝大部分辅助服务品种的需求确定需要结合全网或者局部区域的多个维度的数据进行复杂计算才能得到。在多层级辅助服务体系下,特别对于“分层申报、次序协同”的电力市场衔接模式,如何科学评估不同层级的同品种辅助服务的需求量,使得各层级需求既满足电网可靠运行要求,又不能有过多的冗余,防止用户侧承担过多的辅助服务费用,需要进一步开展研究。

4.2 多层级辅助服务市场耦合出清定价技术

在多层级辅助服务体系下,为了实现“统一申报、耦合出清”,实现更大范围内的辅助服务资源最优化配置,需要进一步研究辅助服务跨省区耦合出清关键技术,攻克大规模算法的计算性能瓶颈,解决市场出清与辅助服务运行控制设备策略的协调问题［25］,以及与出清相匹配的大电网安全校核及效率提升问题等［26］。同时,研究分析多层级辅助服务耦合出清模型下辅助服务的分区价格机理及价格构成成分等。

4.3 新型灵活调节资源参与辅助服务市场的交易机制及出清定价技术

辅助服务市场是灵活性资源直接提供辅助服务的首要途经。辅助服务的交易定价机制,应该充分适应新型灵活调节资源的加入,并在规则设计、出清定价机制等方面做出适应性修改,在出清模型中考虑为新型灵活调节资源建模,比如表征储能的充放电特性,或者表征可转移负荷的削峰填谷特征等。在定价机制中,既要体现不同类型主体的同台竞争、同质同价原则,又要考虑为不同类型市场主体提供与其资源特性、盈利模式相适应的申报形式。

4.4 灵活爬坡等辅助服务品种交易机制及出清定价技术

随着未来新型电力系统的形成,可再生能源的大规模并网改变了电网物理运行特性,电力辅助服务市场的形态也需要随之革新。对于灵活爬坡辅助服务、无功辅助服务、一次调频等辅助服务品种,如何建立适合中国国情、网情特点的出清机制,如何与中国现货市场出清进行融合,如何设计价格机制实现激励相容作用,并且有效覆盖新型辅助服务成本等有待进一步研究。