第三方独立主体参与华北电力调峰市场规则设计与实践

史沛然，李彦宾，江长明，张 哲，张 勇，郭 磊

（国家电网有限公司华北分部,北京市100053）

0 引言

中国华北电网由京津唐电网、河北南网、山西电网、山东电网和蒙西电网五个省级控制区构成,供电区域涵盖北京市、天津市、河北省、山西省、山东省和内蒙古自治区西部地区。京津唐电网由北京、天津、冀北五市（唐山、秦皇岛、承德、张家口、廊坊）所在电网以及山西、陕西、内蒙古、辽宁等地点对网电厂送出系统组成,新中国成立以来始终按照“统一规划、统一建设、统一调度、统一运营”原则发展,保障着首都北京可靠供电。

近年来,华北电网电源结构“一高一多一少”特征愈发显著。截至2019年底,华北电网新能源装机107 GW,占总装机近30%；供热机组装机183 GW,占火电装机73%；利于调峰的水电机组7.43 GW,占总装机不到2%。华北电力调峰辅助服务市场运行信息表明,京津唐电网平均发电负荷率最低值已达50.92%,夜间和午后低谷时段平均发电负荷率均值为59.99%和60.93%,电网调峰资源明显不足,新能源消纳压力不断增加,亟须挖掘各类功率可调节的资源参与调峰。

与此同时,配网侧存在大量功率可调节的负荷资源,如电动汽车、分布式储能、智能楼宇、电采暖、工业园区等。以京津唐电网为例,据不完全统计,截至2018年底电动汽车保有量约40万辆,空调保有量约8 000万台、容量1.8 GW,电采暖用户约163万户、容量近0.6 GW［1］。这些资源用电时间有弹性、用电行为可引导、用电规律可预测、用电方式智能化,若将其纳入电网调度优化控制,可大幅增加电网调节能力。

2019年上半年,华北电网在国内率先搭建了源网荷储多元协调调度控制平台［1］,解决了调度端与负荷端网络链条长、跨越平台数量多、信息交互壁垒大、互联网安全风险大等诸多问题,实现了调度端对负荷侧资源的数据采集、监视、分析及展示。

然而,如何通过市场手段引导负荷侧资源可持续参与电网调节成为一个难题。近年来,电力调峰辅助服务市场已成为解决电网调峰问题的主要市场化手段［2-6］,其市场主体涉及各类发电侧资源,包含燃煤火电机组［2-5］、抽水蓄能机组［4］、核电机组［2-3,6］、新能源机组［2-3］等。随着虚拟电厂［7-8］、负荷侧需求响应［9-10］、微电网［11-12］等概念的提出,电动汽车、储能、智能楼宇等功率可调节的负荷侧资源参与电网调峰成为研究热点之一［13-18］。政府主管部门也提出按需扩大电力辅助服务提供主体,鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务,允许第三方参与提供电力辅助服务［19］。当前负荷侧资源参与电力辅助服务相关研究主要集中在理论、政策层面,尚未提出能满足商业化运行需求的规则设计与实践验证。

结合电网运行规律和华北电网实际情况,以源网荷储多元协调调度控制体系建设工作为基础,本文设计了第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场的规则,提出了市场申报、出清、结算和分摊的原则与方法。获国家能源局批复后,于2019年12月12日开始在京津唐电网正式结算运行。实践结果表明,第三方独立主体代理的电动汽车、分布式储能、虚拟电厂等负荷侧资源在市场机制引导下初步改变了“反调峰”特性,有效提高了电网调峰能力,促进了新能源消纳。相关研究成果和实践经验可以为其他省网负荷侧资源参与调峰辅助服务市场提供参考。

1 设计思路

按照积极稳妥、分步推进的思路,第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场初期,只参与省网市场、不参与省间市场。待条件具备时,第三方独立主体适时参与省间市场。

试点初期,第三方独立主体采取报量不报价方式,作为价格接受者参与省网市场。电力调度机构根据市场规则,通过二次出清完成第三方独立主体充用电计划编制。第三方独立主体不参与分摊。每个出清时段进行清算,每日统计,每月市场运营主体与第三方独立主体结算调峰服务费用。

2 市场主体、准入条件与职责

2.1 第三方独立主体

储能装置、电动汽车充电桩（站）、电采暖等负荷侧资源作为第三方独立主体可按照经营主体独立参与市场,也可由聚合后第三方独立主体分类代理资源参与市场。

2.2 市场准入条件

参与华北电力调峰辅助服务市场的第三方独立主体应是具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体,或经法人单位授权的非独立法人的第三方独立主体。

第三方独立主体代理的负荷侧资源暂定调节容量不小于2.5 MW·h时,最大充用电功率不小于5 MW,具备电力、电量数据分时计量与传输功能,满足电网接入要求,满足数据准确性与可靠性规范的要求,通过电力调度机构的相关技术测试。

第三方独立主体与市场运营机构签订并网调度协议和辅助服务结算协议。

2.3 第三方独立主体职责

第三方独立主体按照自主意愿参与市场,自行承担市场风险,严格遵守市场规则,服从市场管理,维护市场秩序,接受相关部门监管,履行法律法规规定的权利和义务。

第三方独立主体接受电力调度机构的统一调度,按照市场规则完成市场申报,严格执行市场出清结果。做好设备运行维护,防范安全生产风险。

第三方独立主体按规定向电力调度机构提供负荷侧资源个体的容量、类型、位置、是否可控等基本信息,如实、准确申报和传输负荷侧资源个体实时功率、总体实时功率等运行信息,提供负荷侧资源个体和总体历史运行信息。

第三方独立主体按照公平合理原则与其代理的负荷侧资源分配辅助服务收益。第三方独立主体获得的辅助服务收益与其应缴纳电费分别结算,不得冲抵。

3 申报与出清

3.1 市场申报

电力调度机构组织第三方独立主体参与市场申报,申报周期为日。第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场初期,报量不报价,作为市场出清价格的接受者参与省网市场。

储能装置、车网互动（V2G）型充电桩［20］等具备充放电功能的设备申报充放电功率及时间、基准充放电功率、充放电容量、转换效率、最大充放电功率、日最大充放电次数、功率调节速率等。电动汽车普通充电桩或充电站等仅有充电功能的资源申报充电功率及时间、最大充电功率、基准充电功率等。电采暖、智能楼宇等可控负荷申报用电功率及时间、最大调节功率、基准用电功率等。

第三方独立主体分类申报其代理的各类负荷侧资源。按照前述不同资源类型申报要求,第三方独立主体申报各类负荷侧资源的聚合信息。

3.2 市场出清

电力调度机构根据市场规则,编制省网日前发电预计划,完成日前市场预出清。

结合第三方独立主体申报的次日充用电曲线,在市场预出清价格较高时段调用负荷侧资源,形成第三方独立主体日前充放电曲线。依据确定的第三方独立主体日前充放电曲线,修正次日省网负荷预测,在此基础上,完成日前市场第二次出清,确定省网常规发电机组日前发电计划［21］。

市场出清结果通过调度侧自动功率控制（automatic power control,APC）系统实时下发至第三方独立主体控制管理平台,平台自动接收并将分解后的指令发给其代理的各负荷侧资源个体执行,有效实现闭环控制。

4 结算与分摊

第三方独立主体参与调峰辅助服务市场初期,为鼓励第三方独立主体参与市场积极性,设置市场系数。市场系数定义为参与市场的所有运行火电机组平均发电负荷率［22］的倒数,其数值总是大于1。

为引导第三方独立主体准确预测负荷侧资源次日充用电功率并严格按预测功率执行,设置调峰贡献率和结算调峰电力。调峰贡献率取实际调峰电力与基准功率的比值和1之间的较小者,其数值不大于1；结算调峰电力取实际调峰电力与基准功率中的较小者。实际调峰电力为实际充用电功率与基础功率的差值,基准功率为预测充用电功率与基础功率的差值。

基础功率用于计算实际调峰电力和基准功率,由市场运营机构主导制定。基于第三方独立主体资源的历史运行功率数据和电量数据,按照同类型资源的普遍运行规律,采用数学拟合方法确定基础功率。

考虑季节、出行需求等因素对资源运行特性的影响,同一类资源可以设置多个基础功率或对基础功率进行临时调整,从而确保基础功率的合理性。比如,由于不同季节温度的差异,电采暖资源可以按供热初期、中期和末期对应运行特性制定2～3个基础功率。

每一个出清时段内,第三方独立主体获得的调峰服务费用等于市场系数、调峰贡献率、结算调峰电力、出清时长和出清价格的乘积,即:

式中:Fi,t为t出清时段内第三方独立主体i获得的调峰服务费用；t为调峰市场出清时长,华北调峰市场该数值为15 min；Kt为t出清时段内的市场系数；Pi.t和Pb,i,t分别为t出清时段内第三方独立主体i所聚合负荷侧资源的实际调峰电力和基准功率；At为t出清时段内市场的出清价格。

调峰服务费用每个出清时段清算、每日统计。每月市场运营主体与第三方独立主体结算调峰服务费用。根据规则中市场准入原则相关条款,按照与第三方独立主体建立的辅助服务结算关系直接开展结算。

第三方独立主体参与调峰辅助服务市场初期,某出清时段内非电网原因造成负荷侧资源实际功率曲线偏离下发功率曲线,使得负荷侧资源用电量少于下发功率曲线对应电量超过30%时,该出清时段调峰服务费用不予结算。

第三方独立主体不参与市场分摊,其获得的调峰服务费用按市场规则由新能源企业和未中标火电机组分摊。待条件成熟后,逐步研究向用户传导的分摊机制。

5 运行实践与成效

第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点工作确定3家试点单位,与市场运营主体国家电网有限公司华北分部签订并网调度协议和结算协议。试点单位1代理充电桩和分布式储能两类资源,试点单位2代理包括电采暖在内的虚拟电厂,试点单位3代理充电桩资源。参与市场的充电桩27 006台、分布式储能电站4座、虚拟电厂负荷终端17个,负荷侧资源总量260 MW,调节量近40 MW。

5.1 个体资源调峰效果

参与市场前,负荷侧资源均是在低谷电价开始时段即以较大功率进行充电或用电,电动汽车一般在凌晨01:00—02:00即充满电,分布式储能和蓄热式电采暖设备为避免频繁调整功率引起设备不必要损耗,往往全低谷时段保持恒定功率用电。

在不改变每日谷价时段用电量需求基础上,通过市场引导,电动汽车、分布式储能和蓄热式电采暖设备改变了用电功率和时间,在后半夜市场出清价格较高时段即电网调峰困难时段多用电,有效参与了电网调峰。同时,由于谷价时段用电量不变,用户原本享受的谷价优惠不受参与调峰市场影响,但额外获取调峰市场红利,实现电网和用户双赢。

试点单位3代理的北京市某公交充电站参与市场前后的充电功率曲线如图1所示。蓝线是参与市场前典型日2019年10月7日20:00至次日08:00的充电功率,红线是参与市场后典型日2020年1月9日20:00至次日08:00的充电功率。

图1 北京某公交充电站参与市场前后功率曲线Fig.1 Power curves of a bus charging station in Beijing before and after participating in market

参与市场前该站充电功率从谷价开始的23:00即以最大功率充电,持续1.5 h后,00:30开始下降,至03:30降至零。通过市场引导后,公交车充电延迟1.5 h,即00:30—02:00以最大功率充电,02:00—04:00以较大功率充电,04:00后逐步下降。可见,相较于未参与市场前的典型日而言,参与市场后该站改变了充电功率大小和时间,向电网提供了调峰电力60～240 kW,且在电网调峰最困难的03:00—04:00时段提供了最大的调峰电力。

试点单位1代理的北京市某商场分布式储能参与市场前后充电功率曲线如图2所示。

图2 北京某商场分布式储能电站参与市场前后功率曲线Fig.2 Power curves of a distributed energy storage station in a shopping mall in Beijing before and after participating in market

参与市场前,储能电站从谷价开始的23:00即以约1 500 k W大功率充电,直至05:45,此后充电功率快速下降。参与市场后,在电网调峰不困难时段23:00—02:00以较小功率约500 k W充电,在电网调峰较为困难时段02:00—05:00以大功率约2 500 k W充电,相比参与市场前提高了67%,调峰效果显著。

试点单位2代理的张家口市某蓄热式电采暖设备参与市场前后的用电功率曲线如图3所示。该设备享受的谷价时段是20:00至次日08:00。

图3 张家口某蓄热式电采暖设备参与市场前后功率曲线Fig.3 Power curves of an accumulating type electric heating device in Zhangjiakou before and after participating in market

参与市场前,电采暖设备在低谷电价时段保持恒定功率蓄热。参与市场后,电采暖设备改变用电功率大小和时间,从红线与蓝线的差值可以看出,凌晨03:00—06:00用电功率比参与市场前增加约66%,即在电网调峰困难时段多用电,改变了用电行为,有效助力电网调峰。

5.2 总体资源调峰效果

第三方独立主体日前申报负荷侧资源每15 min调峰能力,采用报量不报价的方式,作为价格接受者参与市场。每15 min根据电网实际调峰需要,以及负荷侧资源的申报情况完成市场统一优化出清,确定负荷侧资源每15 min的运行出清结果。

试点单位3代理充电桩资源典型日出清情况如图4所示。充电桩资源实际充电功率按照市场出清结果执行,可见通过市场引导,01:45—04:45实际充电功率大于基础功率,为电网提供调峰电力,实际调峰电力在调峰较为困难的02:15达到最大0.61 MW,有效参与调峰。相应地,在实际调峰电力大于零时段,充电桩资源获得调峰市场红利。

图4 充电桩资源典型日出清情况Fig.4 Typical market daily clearing information of charging piles

试点单位1代理的分布式储能资源典型日出清情况如图5所示。通过市场引导,分布式储能资源在02:15—04:15实际充电功率大于基础功率,为电网提供调峰电力,实际调峰电力在调峰最为困难的03:45达到最大1.43 MW。在实际调峰电力大于零时段,储能资源获得市场红利。

图5 分布式储能资源典型日出清情况Fig.5 Typical market daily clearing information of distributed energy storage stations

试点单位2代理的可控负荷资源典型日出清情况如图6所示。可见,通过市场引导,可控负荷资源在00:30—06:30实际充电功率大于基础功率,为电网提供调峰电力,获得市场红利。实际调峰电力在00:30—04:30持续保持在18 MW左右,调峰效果显著。

图6 可控负荷资源典型日出清情况Fig.6 Typical market daily clearing information of controlled loads

5.3 成效

试点运行期间充电桩、分布式储能、虚拟电厂等各类负荷侧资源提供了调峰电力近40 MW,调峰电量19.58 GW·h,促进了19.58 GW·h新能源消纳,提升了电网调峰能力和新能源消纳空间。各类资源调峰电量与市场红利如表1所示。

表1 三家试点单位代理资源经济成效Table 1 E conomic profits of proxy resources by three pilot companies

电网负荷低谷时段用电负荷增加,提高了该时刻火电机组平均负荷率,降低火电机组的煤耗,调峰市场边际机组中标档位也相应提高,中标价格降低,市场总费用降低,减少发电企业分摊费用。负荷侧资源提供40 MW调峰电力相当于将一台350 MW容量的火电机组负荷率由40%提高到50%,降低煤耗约1.5%。

商场、写字楼分布式储能通过参与调峰市场建立新盈利模式,可有效促进储能产业健康快速发展。未参与调峰市场前储能设备只能利用峰谷电价差收回成本及盈利,参与调峰市场后新增加一种盈利模式,可缩短投资成本回收时间,促进储能发展。

三家试点单位通过充电服务费打折方式或优惠电价方式向电动汽车车主、电采暖企业等负荷侧用户传递市场红利,激发了负荷侧用户参与调峰市场的积极性和主动性,这些用户充用电时间逐渐从前半夜负荷较高时段转移到后半夜电网调峰较为困难时段,培养、提升了用户的市场意识,为后续现货市场开展打下基础。

6 参与省间调峰市场相关思考

从省内资源优先参与省内调峰市场角度,第三方独立主体在省内调峰资源不足时段不参与省间调峰市场,在省内调峰资源充足时段参与省间调峰市场。省间调峰市场出清结果通过省间联络线刚性执行,这要求参与省间调峰市场的负荷侧资源具备稳定提供一定调节电力和调节电量的能力。

负荷侧资源参与省间调峰市场有2种思路:一种是类似省内市场,初期作为价格接受者参与；另一种是以报量报价方式参与。考虑省间同类负荷侧资源运行成本存在差异,从优化配置资源角度考虑,负荷侧资源宜按报量报价方式参与省间调峰市场。

负荷侧资源、火电资源均以报量报价方式参与省间调峰市场出清。以购买调峰服务成本最小为目标,按照报价从低到高的原则调用各调峰资源,直至满足出清时段调峰需求,完成省间市场出清。

省间市场结算时仍按负荷侧资源的实际调峰电力考虑,因负荷侧资源执行偏差产生的偏差费用可由省内火电机组按调峰贡献率按比例分得。

第三方独立主体同时参与省间和省内市场时,省内市场以省间市场出清结果为边界条件。

7 结语

国家电网有限公司华北分部在国内率先建立了第三方独立主体参与电力调峰辅助服务市场商业模式,获得国家能源局正式批复并开展试运行。运行实践表明,电动汽车、分布式储能、电采暖等负荷侧资源充用电功率和时间有弹性,通过市场引导后初步改变了“反调峰”特性,能够有效助力电网调峰,提高电网消纳新能源能力。

下一步将拓展负荷侧资源规模和种类,量化各类负荷侧资源提供调峰价值,完善分摊机制,深化商业模式,适时开展负荷侧资源报量报价参与华北省间调峰市场,实现负荷侧调峰资源在全华北电网优化配置。