新型电力系统背景下我国辅助服务市场分析

姚洋阳，三梅英，白永福，王西德，邱亚鸣，胡 静

（1.上海明华电力科技有限公司，上海 200090； 2.黄河上游水电开发有限公司，青海 西宁 810000；3.黄河上游水电开发有限公司拉西瓦发电公司，青海 贵德 811700；4.甘肃盐锅峡发电有限公司，甘肃 永靖 731601）

2021 年3 月，我国提出要构建以新能源发电为主体的新型电力系统，确定了新能源发电在未来新型电力系统中的主体地位，也切实表明了未来新型电力系统将在我国实现“碳达峰、碳中和”（简称“双碳”）目标的过程中发挥至关重要的作用［1-2］。

在“双碳”战略目标下，我国正在快速建设以新能源发电为主体的新型电力系统。新型电力系统呈现“新能源高渗透”和“直流输电、电力电子设备高比例”的“双高”特性。新能源发电大规模接入电网，会对电网稳定性产生较大影响。一方面，当前不配置储能设备时，风电、光伏等新能源发电调频能力有限，特别是在电网频率偏低需要增加出力的情况下，电网调频主要依赖火电、水电等传统机组，但随着高比例新能源发电的接入，电力系统的惯量水平显著下降，系统调频问题凸显。另一方面，光伏、风电的随机性和间歇性功率波动特征导致电网频率偏差增加，进一步降低了电网频率稳定性。随着新能源装机比例的不断增加，电力系统的惯量支撑力度弱、出力不确定性强、频率调节能力和阻尼特性差等问题将日益凸显［3］，因而对调峰、调频、调压等辅助服务的需求将明显提升。电力辅助服务市场及其补充机制均需要进一步发展完善，补偿力度也需要进一步提高。

本文旨在分析我国电源结构现状及变化趋势、新型电力系统下电网面临的挑战以及辅助服务市场应对策略，展望新型电力系统下“源网荷储”发展的新机遇与挑战。

1 我国电源结构现状及变化趋势

对2017—2021 年全国各类电源装机占比情况进行分析得到，火电装机占比不断下降，2017 年装机占比为62%，2021 年装机占比下降至54%；核电装机占比基本稳定在2%；水电装机占比逐年略有下降，相较于2017 年，2021 年水电装机占比减少约2.8%；风电装机占比不断提高，2021 年装机占比比2017 年增加4.6%，达到13.8%；光伏发电装机占比也明显提高，2021 年装机占比达12.9%。

2017—2021 年全国总发电量及非化石能源发电占比情况如图1 所示。我国总发电量逐年增加，其中非化石能源发电占比也在不断提高，2021 年非化石能源发电占比超过34%。在“双碳”战略目标下，这一比例还将不断提高，为此以新能源发电为主体的新型电力系统正在形成。与此同时，电网安全运行压力也越来越大。

图1 2017—2021 年全国总发电量及非化石能源发电占比情况

“十四五”时期，我国可再生能源年均装机规模将有大幅提升，预计到2025 年末，可再生能源发电的装机占比将超过一半。此外，可再生能源在能源消费中的占比也将持续攀升，预计到2025 年末将达到社会用电量增量的2/3，可再生能源角色将发生重大变化，不光是能源电力消费的增量补充，更是能源电力消费的主体。

此外，随着新能源装机占比的不断提高，弃风和弃光率高也是不容忽视的问题。2016 年，全国平均弃风率高达17%。此后国家出台了多项政策促进对新能源发电量的消纳，这一问题得到了有效改善。但该问题仍然困扰着青海、西藏等新能源装机占比较高的省份，2022 年1～11 月，青海弃风率为7.2%，弃光率为9.3%，远超全国平均水平。

2 新型电力系统下电网面临的挑战

以新能源发电为主体的新型电力系统下的电网将呈现“一低、双高、双峰、双随机”等特征，即低系统转动惯量、高比例新能源与高比例电力电子设备、夏冬负荷双高峰、发电出力和用电负荷双侧随机波动［4］。

新型电力系统及交直流混联电网的复杂结构使电力系统实时平衡面临较大压力。电网需要不断增强系统实时能量平衡、清洁能源消纳以及资源优化配置的能力。新能源发电高比例接入电力系统后，系统转动惯量削弱，频率调节能力降低，系统短路容量下降，系统抗扰动与无功支撑能力也会变差，暂态过电压问题突出。这些不可控因素均会加大新能源机组大规模电网解列的概率，增加电网运行的风险，提高对电网调峰、调频、调压、电能质量控制以及维持系统平衡等能力的要求［5］。

国外相关研究表明，在电网不采取任何新措施的情况下，电网可接受的最大非同步渗透率（SNSP）为50%，计算公式如下［6］：

式中PNG——本地新能源发电功率；Pimport——直流输电馈入功率；Pload——本地负荷功率；Pexport——交直流送出功率。

西北电网是我国新能源装机占比最高的区域电网。截至2022 年底，西北电网新能源装机容量超过1.57 亿kW，占比超过50%，具有鲜明的新型电力系统特征。随着电源结构的变化，西北电网存在转动惯量降低、系统无功调节压力巨大、有功调峰能力欠缺等问题。未来，西北电网目前遇到的问题也很可能成为其他区域电网需要面对的问题。

随着我国新能源发电渗透率的不断提高，需要加快完善辅助服务市场，发挥不同市场主体的功能作用和积极性，提前布局，缓解新能源发电大规模接入电网带来的冲击。

3 新型电力系统下辅助服务市场应对策略

3.1 我国辅助服务市场发展历程

电力辅助服务是指各类并网主体在正常电能生产、输送及使用外，为维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量、促进清洁能源消纳等而提供的服务。

我国电力辅助服务市场发展先后经历了3 个重要阶段［7］。

3.1.1 第一阶段

2002 年之前为电力辅助服务无偿提供阶段，采用垂直一体化管理模式，没有单独的补偿机制，而是将其与电量进行捆绑，统一结算。这一阶段电力辅助服务的市场价值无法充分体现，损害了部分主体的利益［8］。

3.1.2 第二阶段

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》（与《发电厂并网运行管理规定》并称“两个细则”），标志着我国电力辅助服务进入计划补偿阶段，按照“补偿成本和合理收益”的原则对提供辅助服务的并网发电厂进行补偿。然而“两个细则”计划补偿模式的补偿力度并不能完全与市场相匹配，对辅助服务提供主体的激励作用有限。

伴随着新能源发电的大规模并网，电力系统调节方法匮乏的问题逐渐严重，原有的计划补偿方式难以满足电网需求，我国进入电力辅助服务市场探索阶段，亟须利用市场化手段加大奖罚力度，以更高的补偿价格激励发电企业等调节资源参与电力辅助服务。

当前，我国辅助服务市场尚处于探索建设阶段，正在形成辅助服务市场+辅助服务管理办法/实施细则的辅助服务提供模式。其中，调峰、调频辅助服务市场化程度相对较高。电力辅助服务提供方式如图2 所示。

图2 电力辅助服务提供方式

3.1.3 第三阶段

2014 年10 月，东北能源监管局印发的《东北电力辅助服务调峰市场监管办法（试行）》开始执行，我国首个电力调峰辅助服务市场正式启动。此后，在《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》（中发〔2015〕9 号）的指引下，我国积极尝试辅助服务市场化补偿方法，对电力辅助服务提供主体的激励作用显著提升。

截至2023 年2 月，我国电力辅助服务市场开展情况如表1 所示。由表1 可见，我国已初步形成了以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。

表1 我国电力辅助服务市场开展情况

调峰、调频辅助服务已初步形成市场化的价格形成机制，即发电侧市场主体自行报价，通过集中竞争、统一出清形成调峰、调频辅助服务的边际出清价格和中标量。电力调度机构根据按需调用、按序调用、价格优先的原则对辅助服务资源进行调用，并按照边际出清价格和调用量对提供辅助服务的市场主体予以经济补偿，辅助服务的补偿总费用按照电量或电费比例分摊给发电侧市场主体及电力用户。

3.2 当前电源结构下辅助服务市场新变化

2021 年12 月，国家能源局印发新版“两个细则”，开启我国辅助服务市场新篇章。此后各区域电网积极响应，2022 年3 月南方电网最先发布了“两个细则”征求意见稿。此后，华东电网、华北电网、西北电网均发布了新版“两个细则”模拟运行稿［9］。

新版“两个细则”的修订主要体现在以下几个方面：扩大电力辅助服务主体；丰富电力辅助服务品种；深度挖掘传统电源潜力；丰富优化市场交易辅助服务市场［10］。

3.2.1 扩大电力辅助服务主体

为契合新型电力系统主体多元、“源网荷储”良性互动的特点，新版“两个细则”增加了对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等的并网技术指导及管理要求［11］。

西北电网与南方电网新版“两个细则”将调相机纳入了辅助服务主体，对调相机提供的转动惯量进行补偿。扩大服务主体范围，可以通过市场的方式充分协同“源网荷储”各环节，使调节更加灵活，从而有效提高对新能源发电的消纳能力。

3.2.2 丰富电力辅助服务品种

我国有偿电力辅助服务分类如图3 所示。为适应电网“双高”特性，平抑新能源波动，新版“两个细则”新增了转动惯量、爬坡等辅助服务品种，以提升电力系统的可靠性和电能质量，促进能源低碳发展。

图3 我国有偿电力辅助服务分类

转动惯量是指在系统受到扰动时，并网主体根据自身惯量特性提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，为阻止系统频率突变所提供的服务［12］。传统电力系统同步发电机可通过转子转动速度的变化吸收或释放能量来维持系统频率稳定，系统转动惯量越大，频率变化越缓慢，转动惯量支持是系统稳定运行的重要保障。新能源发电大规模接入电网会导致转动惯量降低，系统稳定性下降，将转动惯量纳入辅助服务可以提高传统电源的积极性，为新型电力系统的稳定运行保驾护航。目前南方电网及西北电网在新版“两个细则”中均对转动惯量进行补偿。以西北电网一个1 000 MW 火电机组为例，假设机组运行在38%负荷，当50%≤西北全网非同步电源发电电力占比＜60%时，每小时可以得到1.4 万元补贴；当60%≤西北全网非同步电源发电电力占比＜70%时，每小时可以得到7 万元补贴。补偿力度随着新能源装机占比的提高不断加大，在非同步电源大发时段通过转动惯量补偿措施，可以有效促进具备惯量支撑的主体提供辅助服务，保障电网的安全运行。

爬坡是指为应对可再生能源发电波动等不确定性因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备出力较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整处理，对新能源出力功率波动进行预判，维持系统功率平衡。火电、天然气发电、水电及储能均可提供爬坡服务，可以有效缓解新能源出力功率波动对电力系统造成的冲击。

3.2.3 深度挖掘传统电源新潜力

增大调峰能力是解决新能源出力消纳的有力措施，目前提供调峰辅助服务的主体主要包括火电、天然气发电、核电、水电、储能等，其中火电灵活性改造是“十四五”期间推动新能源出力消纳最重要的手段之一。2021 年，国家发改委发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，强调火电机组灵活性改造应改尽改，以促进对新能源出力的消纳。火电灵活性改造为火电企业的发展带来了转型契机及活力。

随着新能源发电占比的逐渐提高，对机组调峰能力的要求也日益提高，火电作为调峰主力军，其深度调峰考核力度显著增大。我国新能源装机占比最高的西北电网，在新版“两个细则”征求意见稿中对火电调峰提出了更高的要求，其中对于20%≤p＜40%（p为新能源装机占比）调节范围，深调考核系数提高了1 倍以上，即相同条件下新规考核金额将超过旧规的两倍；同时新规对低于20%的装机容量部分也要求进行调峰考核，如表2 所示。华东电网在新版“两个细则”中也提出，在电力供应保障压力大以及缺煤停机等特殊保供时期，将调峰考核系数从0.2 提升到0.4。因此，传统火电机组需要充分挖掘调峰潜能，提升调峰能力，充当调节电源的重要角色。

表2 西北电网新旧版“两个细则”深调考核系数对比

此外，水电由于具有响应迅速、调节速率快的特点，在调频辅助服务市场中占据一席之地。随着新能源发电占比的逐渐提高，水电的调节任务将会进一步加重。各区域电网新版“两个细则”对水电自动发电控制（AGC）性能的要求如表3 所示。由表3 可以看出，新能源发电占比高且水电资源丰富的西北电网对水电AGC 性能要求较高。由于西北电网新能源发电占比高，水电调节频繁，导水机构磨损加剧，10 s 的AGC 响应时间有时难以满足，因此需充分挖掘水电的调频能力，可通过优化控制策略、协同其他能源等方法优化其AGC 性能。

表3 各区域电网新版“两个细则”对水电AGC 性能要求对比

随着新能源装机占比的提高，电网势必会对传统电源提出更高的要求，需要充分挖掘传统电源的潜力，最大化促进低碳能源的发展，构建新型电力系统。

3.2.4 丰富优化市场交易辅助服务市场

早先我国电力辅助服务市场服务以调峰为主，近年来辅助服务品种越来越丰富，部分区域电网将调频、旋转备用、黑启动也纳入了辅助服务市场，东北电网辅助服务市场还包含了抽蓄超额调用。

随着我国电力市场的不断完善，可以根据各省区市具体电力交易情况，持续丰富优化其电力辅助服务市场，适时将转动惯量、爬坡等适用于新型电力系统的辅助服务新品种纳入辅助服务市场，以市场竞争的方式确定辅助服务提供的主体，使辅助服务的价格随市场波动，可以提高辅助服务提供主体的积极性。

4 新型电力系统下“源网荷储”发展新机遇与挑战

4.1 源侧：新能源发电为主体，传统能源发电兜底

新能源发电将成为我国装机及电量提供的主体。在新型电力系统的建设过程中，新能源与传统能源之间的博弈将从激烈对撞向共存共生转变。新能源发电的随机与间歇特性对电网安全运行造成了巨大威胁，需加强新能源发电自身调节支撑与故障穿越能力。此外，火电等传统化石能源电源占比下降是大势所趋，但也是新型电力系统中不可或缺的重要组成部分，将由基础电源向调节电源转变，起到保障、调节与支撑的作用。各区域辅助服务市场都会与时俱进，贴近当前能源结构，相信火电转为调节能源后也能有可观的收益。

在高温、寒冷等特殊天气环境下，可再生能源发电由于不可抗力出力减少，此时若没有传统火电兜底，电力系统将难以保持平衡。2022 年8月，由于罕见高温负荷大幅增加，电能出力不足，四川发布限电令，对居民的日常生活造成了严重影响，这背后就有枯水造成传统水电出力不足的原因。可再生能源发电多“靠天吃饭”，不可预估，需要火电作为兜底保障电力的正常供应。面对突发状况时，新能源发电调节支撑能力不足，需要电力系统在更大范围内协同来支撑电网的安全运行，风光与火电是相辅相成的关系，绝非简单的替代关系［13］。

4.2 网侧：大电网与微电网并举

新型电力系统背景下，配电网中将含有大量的分布式可再生能源发电、可调节负荷，能源与社会深度融合，向能源互联网转变。因为新能源用能与产能地域不匹配，所以网侧需要作出调整：提高特高压外送规模，提升新能源出力消纳能力。新型电力系统下，大电网与微电网将融合发展，交流大电网与交直流配网共生；配网将更加智能，灵活控制能力增强，可以支持分布式能源、电动汽车、储能等用能设施和分布式发电设备的海量接入，满足功率双向流动和多元负荷用电需求；电网与社会网络融合，共同参与智慧城市、智慧生活建设。

4.3 荷侧：源网荷互动

传统电力系统生产组织模式是“源随荷动”，用发电系统匹配基本可测的用电系统。新型电力系统下，发电侧、负荷侧预测难度加大，传统“源随荷动”的调节方式很难保证电力系统的稳定。新型电力系统下负荷结构将更加多元化，用户双向互动需要更加深入，负荷特性也更加复杂。随着电动汽车等新型负荷的不断涌现、用户侧分布式储能的推广应用，以及电力市场现货交易机制的不断完善，只有不断提升电网供需互动水平，才能从根本上实现新型电力系统的安全高效运行。虚拟电厂可以作为用户侧与大电网之间的沟通纽带［14］，实现对分布式发电机组、可控负荷、储能设施的实时调控管理，通过与输电网的信息实时交互实现电力的供需平衡。

4.4 储侧：共享储能与抽水蓄能并进

储能系统具有快速响应、精确跟踪等特性［15］，在电网调频应用中具有常规发电机组调频无可比拟的优势。从国家到地方陆续出台多个政策鼓励新能源发电配置储能，配置之后可优先并网。电源结构变化以及新能源装机占比的迅速增加，将使得储能刚需属性愈发增强，储能已成为未来建设新型电力系统的关键支撑手段。共享储能的运行方式是一个重要的储能改革方向［16］，可以解决传统配建储能电站利用率低、难以实现统一调度与结算等问题，是未来储能建设的大方向。此外，抽水蓄能作为规模最大的电力系统储能技术，可以有效缓解新能源发电消纳压力，近年来得到了飞速发展，在华东电网区域内就新建有金寨、长龙山等多座抽水蓄能电站。新型电力系统的建设给抽水蓄能带来了新的活力［17］。

5 结语

“双碳”战略目标下，新能源装机占比不断提高，新型电力系统及交直流混联电网的复杂结构给电力系统实时平衡带来了巨大挑战，需要加快完善辅助服务市场，发挥不同市场主体的功能作用和积极性，提前布局，缓解新能源发电大规模接入电网带来的冲击。本文介绍了我国辅助服务市场的发展历程，分析了新型电力系统背景下我国辅助服务市场的新变化，对新型电力系统下“源网荷储”发展的新机遇与挑战进行了展望。相信在各方努力下，我国能顺利过渡，建成安全、高效、低碳的新型电力系统。