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2014年,我国首个电力调峰辅助服务市场正式启动,标志着市场化补偿电力调峰辅助服务尝试的开始。2015年3月,《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(“9号文”)提出以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制。2019年初,东北电力辅助服务市场升级,首次增设旋转备用交易品种,实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。浙江、华中等省区也在积极探索增设备用辅助服务交易品种。到2019年,电力辅助服务市场机制已在东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个地区启动。
从实际效果来看,电力辅助服务市场的建设提升了火电机组的调峰能力,在转轨阶段通过市场化手段充分调动了火电企业参与调峰的积极性和主动性,降低了新能源弃电率,促进了节能减排。省间调峰辅助服务市场中,东北已经正式运行,西北、华北、华东已经启动试运行;华中、西南也正在建设中。但东北区域市场的实际也表明当前这种“行政主导”型的市场机制存在着辅助服务激励扭曲的问题,甚至出现了可再生能源“消纳改善、但效益更差”的局面。究其本质是在计划的框架内做市场必然会扭曲,行政主导、缺乏价格发现机制必然会过度补偿。
在我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”。对于调峰服务,我国大多数地区根据发电机组的负荷率水平来规定其基本调峰服务。比如,规定负荷率50%以上的发电调节服务是基本的,不给予另外的补偿,而如果机组的出力在50%以下,则需要另外补偿,各省的辅助服务补偿标准有所不同。
国外典型辅助服务市场
为了适应各国能源结构的不断调整,以美国PJM为代表的全电量竞价现货市场也在不断优化辅助服务机制。目前世界一些国家的辅助服务的采购和交易组织通常由系统调度运行机构负责,电力系统调度运行机构的职责与辅助服务的目的一致,同时系统调度运行机构能够详细掌握各类辅助服务的需求信息,因此国外电力辅助服务市场通常由系统调度运行机构组织运营。例如,加州电力市场的辅助服务由CAISO(加州独立系统调度运营商California Independent System Operator)负责管理。
辅助服务市场组织方式采用集中竞争或长期等多种方式。竞争程度较强的辅助服务品种一般采用集中竞价或招标方式采购,其余品种可通过长期合约形式购买。各种定价机制如表2所示。在欧洲和美国电力市场中,备用一般通过竞争性市场采购,部分国家AGC和调频也作为交易品种。无功调节和黑启动由于具有依赖地理位置或特殊装置的特性,一般采用双边长期合约,具体分类如表3所示。辅助服务成本的分担,各国市场通行的方式是按照一定机制分摊给终端用户,例如,欧洲部分国家通过输电费用或系统调度专项费用将辅助服务成本传导给用户。
从国外典型辅助服务市场的运作模式来看,主要有电力辅助服务独立交易方式和联合优化方式。独立交易方式指电力辅助服务市场独立于电能量市场运行,常见于以欧洲为代表的分散式电力市场。欧洲电力交易机构与系统调度运行机构分立,电力交易机构负责运营日前、日内现货电能市场,系统调度运行机构(TSO)负责运行辅助服务市场,与电能量市场独立运行。联合优化方式指电力辅助服务市场与现货电能量市场联合交易出清,常见于美国、澳大利亚等集中式电力市场。以美国PJM电力市场为例,参加辅助服务市场交易的机组在运行日前一天连同电能量报价一起向PJM提交报价信息,辅助服务市场在实时运行前一小时关闭。在此之前,机组可以修改报价信息。实时运行过程中每5分钟将辅助服务市场与电能量市场联合出清一次,联合出清的目标为电能和辅助服务采购总成本最小化。
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