面向新能源消纳的调峰辅助服务市场研究综述

孙莹，李晓鹏，蔡文斌，王渊，程晓磊，吕海霞

（内蒙古电力（集团）有限责任公司内蒙古电力经济技术研究院,内蒙古自治区呼和浩特市 010000）

0 引言

近年来，环境与气候问题日益严峻，能源结构转型已成为我国电力及能源发展的必然趋势[1-2]。2020年9月22日，我国在联合国大会上正式提出“碳达峰”“碳中和”目标[3]。2021年3月15日中央财经委员会第九次会议提出要构建以新能源为主体的新型电力系统[4]。然而，随着新能源电源并网规模的不断提升，电力系统调节手段不足的问题逐渐突显[5-7]，调峰压力日益突出，局部地区弃风、弃光问题严重[8-10]，电网调峰能力已难以满足新能源快速发展，系统亟需不断完善和深化电力调峰辅助服务市场机制，以市场手段激发电力系统各环节、各市场主体参与系统调节的积极性。

目前，电力辅助服务市场相关研究可归纳为3种类型：第一类为某一具体市场机制的创新设计[11-14]。如文献[11]设计了一种考虑煤电和核电机组的多类型电源参与的调峰辅助服务市场模型；文献[12]建立了一种考虑电源与负荷的调峰辅助服务市场两阶段模型；文献[13-14]分别提出考虑深度调峰的日前市场模式；第二类为某一市场主体在电力辅助服务市场中的参与机制。如文献[15-19]分别归纳了储能、火电机组、虚拟电厂、微电网、需求侧资源参与调峰、调频辅助服务市场的交易模式与市场机制；第三类为某一省份或区域电力辅助服务市场的发展历程与市场机制，如文献[20-24]分别阐述了贵州、广西、山东、东北、华北地区调峰辅助服务市场机制。

从目前现有研究来看，面向高比例新能源消纳最紧密相关的调峰辅助服务市场，其市场主体、交易品种、出清方式、补偿机制与分摊方式等尚缺乏针对性、细致性的归纳分析，全国电力辅助服务市场顶层指导下，不同地区在调峰辅助服务市场建设中的差异性、共同性尚缺乏科学、系统的研究。在此背景下，论文首先分析了我国电力辅助服务市场发展历程及相关政策，接着选取5个典型地区从源、网、荷、储侧分别对比分析了调峰辅助服务市场政策及机制，最后对未来调峰辅助服务市场的发展提出4点建议，以期为新型电力系统下我国调峰辅助服务市场的建设提供新思路。

1 我国电力辅助服务市场发展历程及相关政策

我国电力辅助服务补偿机制产生于2006年，经超过15年一系列政策出台与应用实践，目前初步形成了跨区、区域省间、省多层次辅助服务体系。其发展进程可划分为如下3个阶段。

第一阶段（2006—2014年）：计划性补偿阶段。2006年，原国家电监会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，标志着我国辅助服务从无偿提供的阶段进入了有偿提供的阶段。该阶段特征在于，一定程度上起到了激励发电机组提供电力辅助服务的作用，但整体补偿力度较低（例如华东、华中地区深度调峰补偿价格最高仅为0.1元/ kW·h），所以对于发电企业的激励作用相对有限。

第二阶段（2014—2021年）：市场化激励阶段。2014年，我国首个电力调峰辅助服务市场—东北地区调峰辅助服务市场正式启动，标志着我国市场化补偿电力调峰辅助服务探索与尝试的开始。该阶段的特征在于，一是补偿力度逐步加大，激励作用逐步提升。例如，东北电力辅助服务调峰市场将最高限价定为1元/ kW·h，山东省最高限价为0.8元/ kW·h，青海省最高限价为0.7元/kW·h。二是辅助服务市场区域范围不断扩大，随着2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的出台以及新一轮电改的开启，与电力辅助服务市场化建设直接相关的文件密集出台，各地也积极开始电力辅助服务市场化探索，华东、西北、福建、甘肃等省区陆续启动调峰辅助服务市场建设运行。三是辅助服务市场主体范围不断扩大，鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务。

第三阶段（2021—至今）：新型电力系统下的进一步建设阶段。2021年国家能源局印发了新版“两个细则”——《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，时隔15年，对其进行了重新修订，标志着在我国电力辅助服务市场进入了新目标导向下的新阶段。该阶段特征在于，辅助服务提供主体进一步扩大补偿方式与分摊机制进一步明确，电力用户参与辅助服务分担共享机制进一步细化。此外，与现货市场的衔接逐步被强调，按照《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》的要求，要持续完善电力辅助服务市场，并统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，加强市场间有序协调，在交易时序、市场准入、价格形成机制等方面做好衔接。

其关键历史节点及政策如表1所示。

表1 我国电力辅助服务市场发展阶段及关键政策汇总Table 1 Summarizing of development phases and key policy issues of power auxiliary service market in China

2 典型地区调峰辅助服务市场机制

在国家系列政策的顶层指导下，各地区相继出台政策文件。目前，大多数地区均结合其电力发展实际，在不同程度上建立了电力辅助服务市场机制。论文选取5个典型地区，分4个部分对其调峰辅助服务市场政策及机制进行具体分析。

2.1 电厂参与调峰辅助服务市场机制

相比于用户侧、储能侧等调峰辅助服务，并网电厂参与调峰辅助服市场机制建立较早。交易品种主要包括深度调峰、启停调峰、停机调峰等[25-26]。

一般来讲，市场主体通过集中竞价方式参与电网调用[27-29]。在深度调峰辅助服务中，一般均按照负荷率进行“阶梯式”报价，在不同负荷档位分别给出限价。不同地区，深度调峰辅助服务限价差距较大，相比而言，东北限价较高，最低

负荷段限价为1元/kW·h；贵州省限价较低，最低负荷段限价为0.15元/kW·h。深度调峰辅助服务补偿费用按照各档调峰电量和出清进行结算，一般由并网电厂按上网电量比例参与分摊。在启停和停机调峰辅助服务中，一般按并网机组容量分别进行限价。东北地区对于并网机组容量划分较细，共设置5个档位，限价从50万元/台次（对应容量为10万kW的机组）到300万元/台次（对应容量为80～100万kW的机组）；贵州省档位划分较少，共2档，其中容量不超过35万kW的机组限价为80万元/台次，容量超过35万kW的机组限价为160万元/台次。启停和停机调峰辅助服务补偿费用按照各级别机组市场成交价格与启停和停机次数进行结算，分摊方式一般与深度调峰辅助服务费用相同。更多具体信息对比如表2所示。表3为典型地区启停（停机）调峰辅助服务市场最高限价。图1为典型地区深度调峰辅助服务市场最高限价。

图1 典型地区深度调峰辅助服务市场最高限价Fig.1 Ceiling priceof auxiliary in-depth peak-load regulation service market in typical regions

表2 典型地区电厂参与调峰辅助服务市场机制Table 2 Market mechanism of power plants participating in auxiliary peak-load regulation service in typical regions

表3 典型地区启停（停机）调峰辅助服务市场最高限价Table 3 Ceiling price of start/stop(shutdown)auxiliary peak-load regulation servicemarket in typical regions

2.2 用户参与调峰辅助服务市场机制

用户侧提供调峰辅助服务的市场主体一般为参与电力市场中长期交易的电力用户和售电公司。不同于并网电厂参与调峰市场，用户参与调峰市场的交易品种名称和准入条件在不同地区差异较大[30-34]。交易品种名称方面，江苏省为用户可调负荷调峰交易，山东省为用户侧有偿调峰交易，青海省为蓄热式电锅炉调峰交易，东北地区为可中断负荷调峰交易。准入条件方面，山东省对调节时长、可调容量提出了要求；青海省对用电负荷、可调容量提出了要求；东北地区对用电负荷提出了要求；贵州省目前暂无相关机制。

用户侧市场主体参与辅助服务市场方式主要包括与新能源企业进行双边交易、集中交易以及电网调用。其中，在双边与集中交易中，调峰辅助服务费用按成交电量及成交价格补偿结算；其价格机制在不同地区有所不同，东北地区采取限价机制；青海省对双边交易暂未进行限价，对集中交易采取固定价格0.1元/kW·h。在电网调用中，调峰辅助服务费用一般按调用电量及调用价格进行补偿结算。山东省有所特殊，用有效响应容量参与结算，有效响应容量根据实际响应容量占中标容量的百分比分档参与计算。在江苏省，中长期调峰辅助服务补偿费用中考虑了对负荷预计准确的考量，其预测准确率越高，调峰服务费用越高。在价格机制方面，山东省相对较高；东北地区采用固定价格（集中交易上、下限价格平均值）；江苏省按照中长期市场交易和短期市场交易有所区分；短期可调负荷调峰交易报价上限根据需求时段长短进行区分。对于多数地区，在与新能源企业双边交易、集中交易中产生的调峰辅助服务费用由新能源企业承担；在参与电网调度

中产生的调峰辅助服务费用由所有市场化用户按照用电量比例分摊。更具体信息对比如表4所示。

表4 典型地区用户参与调峰辅助服务市场机制Table 4 Market mechanism of power consumers participating in auxiliary peak-load regulation service in in typical regions

2.3 储能参与调峰辅助服务市场机制

大多地区对储能参与辅助服务市场的充电功率及时长有明确要求[35-39]。相对而言，东北地区要求较高（4 h），其他多数地区对储能的持续时间要求为2 h，按要求高低排列依次为江苏、青海、山东。

储能参与辅助服务市场方式包括双边交易、集中竞价及电网调用等。在同时具有以上交易品种时，一般优先与新能源企业进行双边交易及集中竞价交易，按交易电量及交易价格进行结算。在仍有剩余充电能力且电网有调峰需求的情况下，按补偿价格参与电网调峰。在电网调用调峰资源

时，一般优先安排储能设施。不同地区电网调用储能参与辅助服务的补偿机制有所区别，江苏省按照日前中标的启停调峰折算单位电量最高价对充（放）电容量予以结算（但不低于充放电损失）；山东省按照实际出清价格结算；贵州省按照储能平均申报价格结算；青海省与东北地区按固定补偿价格予以结算。此外，电网调用储能进行调峰的限价，在不同地区差异较大，青海省对目前已并网的共享储能项目采用固定调峰价格，其余省份采用限价，其中山东省相对较高（储能示范应用项目参与有偿调峰交易时报量不报价，按照0.2元/ kW·h，给予补偿），东北、贵州限价较低，一般由并网电厂分摊。表5为典型地区储能参与调峰辅助服务市场机制。

表5 典型地区储能参与调峰辅助服务市场机制Table 5 Market mechanism of energy storage participating in ancillary peak-load regulation service in typical regions

2.4 虚拟电厂参与调峰辅助服务市场机制

目前，多数地区尚未建立虚拟电厂辅助服务调峰机制。5个典型地区中，山东建立了针对于虚拟电厂的调峰市场机制（目前江苏省将虚拟电厂融入至负荷侧之中，尚无单独机制），因此以山东为例对虚拟电厂参与调峰市场机制进行分析[40]。

山东对虚拟电厂的准入条件为：具备可调节电力不低于10 MW、连续调节时间不低于4 h能力。虚拟电厂以日内实时交易、日前交易、电网调用的方式参与辅助调峰服务[41-44]。其中，山东省对日内实时交易和电网调用中虚拟电厂的响应时间要求为30 min及以下，其调峰机制如图2所示。

图2 山东省虚拟电厂参与调峰辅助服务市场机制Fig.2 Market mechanism of virtual power plant participating in ancillary peak-load regulation service in Shandong Province

虚拟电厂参与调峰辅助服务获得的补偿费用计算方式如下：

日内实时交易调峰补偿费用＝有偿调峰电量×max（实际出清电价，报价上限）

日前交易调峰补偿费用＝有偿调峰电量×max（50%日前交易出清价格，日内实时交易出清价格，报价上限）

电网调用调峰补偿费用＝有偿调峰电量×max（日内实时交易出清价格，报价上限）

其中，有偿调峰电量按实际调峰电量占中标容量的比例分档位计算确定。实际调峰电量是指虚拟电厂负荷超过基线负荷的部分，基线负荷通过虚拟电厂未参与发电侧有偿调峰辅助服务交易、以及未实施需求响应和有序用电时的分钟级负荷平均指确定。虚拟电厂有偿调峰报价上限目前暂按0.4元/ kW·h执行。

虚拟电厂有偿调峰辅助服务补偿费用由火电厂、集中式风电场、集中式光伏电站、核电厂、送入山东的跨省区联络线、地方公用电厂、分布式光伏等共同分摊。其中直调公用火电厂、集中式风电场、集中式光伏电站、核电厂按照发电量参与分摊，自备电厂、地方公用电厂、分布式光伏按照上网电量参与分摊。

3 新型电力系统建设背景下调峰辅助服务市场发展建议

根据我国电力调峰辅助服务市场发展背景以及国家构建新型电力系统的战略目标，结合各地区调峰辅助服务市场机制的发展情况，提出以下发展建议：

1）推动辅助服务市场向现货市场过渡与衔接。考虑我国电力市场发展背景，必将存在调峰辅助服务市场与现货市场同时存在的过渡期，在该阶段，需加快探索辅助服务与现货市场交易品种的耦合方式，研究现货市场与深度调峰市场联合优化运行机制。结合现货市场的发展进度，适时滚动调整调峰辅助服务市场规则向实时市场逐步过渡。在电力现货市场运行成熟、价格信号趋于完善后，在现货市场内推动调峰服务。

2）加大火电机组参与低负荷档位调峰的标准要求与补偿力度。根据火电机组及其灵活性改造技术的发展情况，结合各地区实际，对机组有偿调峰基准以及分档方式实时调整。并且，逐步放宽低档位限价水平，保证补偿费用以覆盖其压出力运行时的能耗成本以及少发电量在电能量市场中的机会成本之和为最低基准，消除火电企业完成灵活性改造的顾虑，提高其参与低档位调峰的积极性，缓解电力系统在负荷低谷时段的调峰能力。

3）加快推进辅助服务交易向市场竞争方式转型。一是推动市场竞价机制代替固定补偿方式，考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格，完善各市场主体提供调峰辅助服务的竞价机制。二是逐步放宽限价，加大对调峰辅助服务提供方的补偿力度。三是推动按报价支付机制向统一出清价格机制转变，更好释放市场价格信号，更好发挥市场力的作用。

4）细化对新型电力辅助服务提供主体的激励机制。根据新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等新型主体的调节容量、调节速率、调节精度、调节成本、调节可靠性等指标，分类制定其参与电力调峰辅助服务市场的准入条件、价格机制以及成本分摊和收益共享机制，推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值。以市场化手段激励多元主体释放灵活调节潜力，扩展新能源消纳空间。

4 结论

随着新能源电源并网规模的不断提升，电力系统调节手段不足的问题逐渐突显，现有调峰能力已难以满足新能源快速发展，如何完善和深化电力调峰辅助服务补偿(市场)机制，激发电力系统各环节、各市场主体参与系统调节的积极性已成为亟待解决的问题。论文通过研究梳理过去20年中电力市场相关政策及研究文献，分析了我国电力辅助服务市场发展背景、发展历程及关键政策，并在地区层面，分电厂、负荷、储能等4个方面具体对比分析了5个典型地区的调峰辅助服务市场政策及机制，最后结合我国电力调峰辅助服务市场发展背景与目标，以及各地区调峰服务市场机制的发展实际，在构建新型电力系统的目标导向下，提出了4点建议。希望本文能够为“双碳”目标下我国调峰辅助服务市场的建设提供研究方向，为高比例可再生能源的消纳提供新思路。

致谢

本文得到了内蒙古电力（集团）有限责任公司科技项目（2022-07）的资助，在此表示感谢。