电力辅助服务交易市场的运作机制及模型
黄永皓1,尚金成2,康重庆1,夏 清1,孟远景2,何南强2
(11清华大学电机系,北京市100084;21河南省电力公司调度通信中心,河南省郑州市450052)
摘要:电力辅助服务是电力市场运营的重要内容,辅助服务市场是随着电力市场化改革的不断深入而逐步被业界所重视的一种市场模式,其运作机制及市场竞价模式还有待进一步深入研究。文中给出了一种适合中国国情的电力辅助服务市场运作机制,对其交易流程、需求预报和发布、数据申报、竞价规则、交易机制及发电与输电辅助服务的调度进行了详细的描述。关键词:辅助服务;竞价;交易机制中图分类号:TM 73;F 12319
收稿日期:2002211218。
1 辅助服务基本概念
发电辅助服务包括:自动发电控制(A GC ),又称有功频率控制;运行备用;替代备用;无功及电压支持;恢复及黑启动。按照备用的响应特性,运行备用服务可进一步分为旋转备用(热备用)和非旋转备用(停机备用)两部分。旋转备用指可以在极短的时间(m in 级)内响应调度需要,为系统提供出力的机组,包括热备用、空转备用和停下来的水电机组;非旋转备用,又称冷备用或停机备用,指机组处于停机状态,并可在短期成为可调度的机组。
旋转备用、非旋转备用和替代备用三者的区别,只在于机组响应调度的速度。对于旋转备用,机组始终处于开机状态,可以在极短的时间内响应调度需要;对于非旋转备用,机组处于停机状态,但可以在10m in 内成为可调度机组;对于替代备用,可以在60m in 内成为可用的发电容量。
辅助服务贯穿每一个交易时段,是在市场中确保电网安全、稳定运行的重要手段。在制定市场运营规则时,需要对电网辅助服务保持一定的政策倾向性,激励发电商为电网提供高质量的辅助服务。
2 辅助服务市场
211 市场交易流程
市场运作按交易日进行。每个交易日为一个日历日,分为48个交易时段,每个交易时段30m in 。交易日从北京时刻0:00开始,第1个时段为0:00～0:30,最后一个时段为23:30～次日0:00。
现货市场公布需求的同时,电力交易中心向所有市场成员发布各类辅助服务市场的需求总量。
下午2:00之前,所有获得辅助服务许可证的发
电公司申报完毕。申报程序负责对申报数据进行粗校验。
电力交易中心按照本规定的相应规则,决定各市场的交易方案以及市场出清价,并于下午5:00前发布。
在实时调度过程中,若电力调度中心认为有必要,可调用获得辅助服务合同的机组参与系统调节。
在实际运行后2d 内,电力交易中心根据本规则,对各辅助服务提供商的辅助服务以及电量的偏差进行清算,并于下月初进行统一结算。212 市场组织流程
辅助服务市场主要决定了对各项辅助服务的购买,在系统的实际负荷与短期负荷预测出现偏差时,具体如何调整则由实时市场来决定。在实时市场的调用顺序是:①先调用A GC 机组进行快速的自动发电—频率调整,维持系统负荷平衡;②调用旋转备用机组替换A GC 机组,维持系统A GC 容量;③组织15m in 实时市场交易,通过在实时市场购买机组的出力,替换旋转备用机组,维持系统的正常旋转备用。辅助服务市场总体流程图如图1所示。21211 A GC 市场的组织流程
在日前申报结束之后,根据系统各时段的A GC 需求、A GC 机组的容量报价、A GC 机组的跟踪能力(调频响应速率)确定对A GC 机组的购买容量,即A GC 市场交易结果。
结合各A GC 机组的购买容量与A GC 机组的可调频出力范围,得到A GC 机组的基值出力点范围。参与A GC 服务的机组必须在此基值出力区间运行,A GC 机组基值出力点的具体值需要根据其在有功市场报价的高低,由后面的日前有功市场的预调度计划来决策。
日前有功市场的预调度计划根据A GC 机组的基值范围、各机组的出力范围,在考虑系统正负备用
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3第27卷 第2期2003年1月25日 电力系统自动化A u tom ati on of E lectric Pow er System s
V o l .27 N o.2
Jan .25,2003
图1 辅助服务市场总体流程
F ig.1 Flow chart of anc illary serv ice market
约束和系统各种其他安全约束的情况下,制定出机组次日各时段的运行出力点(包括A GC机组的运行基值点),即次日的预调度计划。
21212 旋转备用市场的组织流程
旋转备用市场交易计划的制定在日前有功市场预调度计划之后。根据系统各时段旋转备用需求和机组的旋转备用报价,考虑机组跟踪负荷能力和机组剩余的运行备用容量,最终确定各机组旋转备用的购买量,即机组旋转备用市场的交易结果。21213 与日前有功市场之间的协调
日前有功市场的预调度计划需要考虑水电机组的预留情况、A GC机组的基值范围、各机组的出力范围和系统正负备用约束等条件,制定出机组次日的预调度计划。其中A GC机组的基值范围直接修正了A GC机组的可调节范围,而在预调度计划结束时,计划结果中A GC机组的出力点即对应其基值运行点。
在预调度计划中考虑了系统的正、负备用。这种备用属于系统的运行备用,即只考虑机组的变化范围而不考虑其10m in跟踪能力。另外,在预调度计划中考虑的正、负备用是基于系统安全性约束的(而非基于经济性条件的),即不考虑报价因素的方式。21214 与实时市场之间的协调及实时调用过程电力系统不平衡负荷及频率波动根据其周期长短和幅值大小可分为3类:①A类:频率波动的周期在10s之内,幅值在0.025H z以下,由于幅值小、周期短,E M S不对其进行控制,而由机组的一次调频进行调节。②B类:频率波动的周期在10s～3m in,幅值在0.05H z～0.50H z,主要由冲击负荷变动引起,是电网A GC主要调节对象。对于这类频率波动,有关设计技术规程根据控制区域内装机容量或最大负荷大小,规定了频率偏差允许的波动范围。③C类:频率波动的周期在2m in～20m in,幅值较大,主要由生产、生活及气候变化引起。对这类频率波动的控制,现在主要由E M S的超短期负荷预报软件进行控制。
辅助服务市场主要决定了对各项辅助服务的购买,在系统的实际负荷与短期负荷预测出现偏差时,具体如何调整则由实时市场来决定。实时市场亦称平衡市场,主要目的是平衡系统中的不平衡负荷。
实时市场的调用过程和顺序是:
a1在系统出现了A类不平衡负荷时,通过所有机组调速器的作用维持系统负荷平衡,但系统将有微小的频率偏差,即处于有差调节状态。
b1在系统出现了B类不平衡负荷时,先调用A GC机组进行快速的自动发电—频率调整,通过A GC机组调频器的作用减少地区控制误差(A CE),维持系统负荷平衡,系统此时将处于无差调节状态。
c1在系统出现了B类不平衡负荷并持续了一段较长时间(10m in)后,调用旋转备用机组替换A GC机组,并将其拉回A GC计划的基值运行点,以维持系统的A GC容量在规定的安全范围之内。
d1在系统出现了B类不平衡负荷并持续了相当长的一段时间(15m in)后,或系统出现C类不平衡负荷后,必须组织15m in的实时市场交易。在实时市场通过增加购买机组的出力,在下一时段替换掉所有旋转备用机组,以维持系统的旋转备用在规定的安全范围之内。
是否组织实时市场主要根据有无C类不平衡负荷决定。C类不平衡负荷的预测主要是由超短期负荷预报软件进行,要求超短期负荷预报的精度在1%之内。
213 需求预报和发布
电力交易中心在进行短期负荷预报之后,结合年合约、月合约市场以及现货市场的交易情况,制定调频服务和各类备用的需求。
在日前市场开市的同时,电力交易中心向所有市场成员公布各类备用的需求总量。
214 数据申报
获得辅助服务许可证的发电公司按照以下规定的要求进行申报。申报按照单个注册机组提供其技术参数和报价。
调频服务的申报数据(A GC申报内容)有:有效A GC出力范围、A GC调频死区、A GC响应速率(?P m in)、A GC响应时间、A GC调频精度、A GC 价格曲线。有效A GC出力范围是A GC机组的工作区间,A GC机组的出力点只有工作在该区间上才可以提供A GC服务。A GC调频死区是机组调频无法动作的区间(单位:MW)。A GC响应速率是机组在A GC服务工作区间内可以响应系统频率变化的调整速率,为简化问题方便,正、负两个方向的跟踪能
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力认为相同,只需申报一个数值即可。A GC响应时间即调频响应延迟时间,是机组A GC动作与机组接到A GC命令的延迟时间(单位:s)。A GC调频精度是机组A GC动作稳定点与设定点的偏差(单位: MW)。A GC价格曲线采用的是单位容量报价的方式,是由一系列A GC容量点和对应单位价格点构成的曲线(报价点的单位:元 MW)。机组为了提供A GC服务,加装了额外的A GC设备,使发电成本增高;另外,工作在A GC点上将牺牲部分发电利润, A GC容量付费就是补偿这部分少发电的机会成本。由于各时段系统电价不同,因此A GC报价允许1d 内各时段采用不同的报价曲线。
机组的最大备用能力不再申报,而由各机组申报的各时段最大出力值与调度计划给出的计划出力之差决定。备用服务的报价数据为:运行备用报价、
(单位为元 MW)。报价采用单一报价,其单价与提供的服务量无关。
215 结算考核
在辅助服务市场中,发电商需要申报提交每种服务的容量投标价格和电量投标价格。成功的竞标者将预留发电容量并获得容量付费。在实时调度中,如果中标者被实时调用,则再付给一定的电量电价。因此,电网公司必须付给发电商两方面的费用。
3 竞价规则
对各类辅助服务,电力交易中心将各申报机组的报价从低到高排序,报价低者被优先采购。
出于系统安全和可靠性的考虑,电力交易中心可以酌情改变部分机组的优先级。若出现以上情况,电力交易中心必须给出合理的分析和解释,并存档备查。
运行备用可以替代后两者,其出清价格高于后两者;替代备用可以替代冷备用,其出清价格高于冷备用。
电网调度中心应根据电网调频的要求,根据发电企业的数据申报选定足够的机组提供调频服务,并比较均匀地分配电网的调频容量,分配时应考虑机组增减负荷速度的要求。
4 交易机制
电力交易中心每日组织调频服务、运行备用、替代备用、冷备用市场。各辅助服务的报价同时申报,在确定市场交易时按照如下次序进行:A GC、运行备用、替代备用、冷备用。未能在前一市场获得市场份额的机组将自动进入下一市场。
各类辅助服务的交易决策的优化目标为:最小化决策周期内电量付费与所有辅助服务费用之和。411 调频服务(AGC)
选取调频机组时,应尽量选择无约束发电出力计划已安排运行的机组,同时考虑机组的调整幅度和调整速度。
调频机组的基值取自经安全校核后的约束发电出力计划,并根据调频的需要进行修正。
任何交易时段,调频机组申报的调整上限与基值之差为该机组的正调频容量,基值与调整下限之差为该机组的负调频容量。所有调频机组正调频容量之和为电网正调频总容量,所有调频机组负调频容量之和为电网负调频总容量。
412 旋转备用
所有经过竞价而投运且具有承担旋转备用能力的机组均有承担电网旋转备用服务的义务。
任何交易时段,具有调整能力的发电机组申报的最高出力与计划出力之差为该机组的正旋转备用容量,计划出力与该机组的最小出力之差为该机组的负旋转备用容量。所有投运机组正旋转备用容量之和为电网正旋转备用总容量,所有投运机组负旋转备用容量之和为电网负旋转备用总容量。
任何交易时段,电网的正旋转备用总容量应大于下列2项的较大值:电网内运行的最大单机容量、计划交易日电网最大预计负荷的2%～5%。
任何交易时段,电网正旋转备用机组增加出力的速度必须满足电网增负荷速率的要求。并且,正旋转备用机组增负荷速率的要求及正旋转备用机组增负荷速度应满足电网内运行的最大单机容量机组解列或甩负荷。
任何交易时段,电网负旋转备用应大于该交易时段预计负荷的3%。
正、负旋转备用容量应根据机组的数据申报比较均匀地进行分配。
任何交易时段,电网正旋转备用机组增负荷的速度必须满足电网升负荷速率的要求;任何交易时段,电网负旋转备用机组减负荷的速度必须满足电网降负荷速率的要求。
413 冷备用
任何交易时段,所有参与市场竞价而未能上网运行的机组都作为电网的冷备用。
收到电网调度中心的开机指令后,冷备用机组应能够按其数据申报中申报的开机特性曲线启动。414 电压无功支持和黑启动服务
41411 电压无功支持
发电公司通过长期合同提供电压无功支持和黑启动服务。
电力市场初期,备用服务也通过长期合同提供。电力市场后期,可以考虑备用竞争市场的开放。
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?电力市场辅助服务专题? 黄永皓等 电力辅助服务交易市场的运作机制及模型
电力调度中心按照公平、合理的原则,综合考虑调频机组的调频容量、调频速度及其运行成本,指定若干台调频机组。
按照调频机组的运行费用以及对稳定系统频率所做的贡献,电力交易中心对各台调频机组进行合理付费。
按照日前市场的交易计划,电力调度中心按照公平、合理的原则,确定若干开机机组的剩余发电能力作为旋转备用;同时按照停机机组的响应能力,确定若干台机组,分别充当非旋转备用、替代备用以及冷备用。被确定为旋转备用、非旋转备用、替代备用以及冷备用的机组将获得相应的备用服务费。一旦这些机组被调用,则额外获得发电补偿费用,该费用基于该机组相应时段的报价而确定。
对于按照调度中心的指令而增发无功的机组,将得到相应的补偿。
价方法,尽量弥补这些机组因多发无功而引起的成本增加。
41412 黑启动服务
当系统崩溃之后,所有发电公司、输配电公司以及地区供电公司都有义务提供黑启动服务。
对系统恢复做出贡献者,给予一定奖励;对造成系统事故或对系统恢复不利者,进行惩罚。
具体的黑启动协议以及相应的奖惩措施,由电力调度中心、输配电公司与各发电公司、地区供电公司谈判制定。
5 发电辅助服务的调度
若系统负荷的波动幅度不大,电力调度中心向获得调频服务的机组发出调度指令。每5m in,调度中心可以根据A CE调整机组的基准值。若系统负荷的波动超出预测负荷值的3%,或者由于出现机组、线路非计划停运而引起线路拥塞,电力调度中心调用各类备用,对预调度计划进行修正。
如果系统需要,电力调度中心优先选取旋转备用以应付负荷的意外波动以及其他小扰动;非旋转备用、替代备用、冷备用逐一次之。
计划调整的优化目标为:最小化计划调整引起的系统费用的增加值。
6 结语
本文给出了一种电力辅助服务市场的运作机制,对其交易流程、需求预报和发布、数据申报、竞价规则、交易机制进行了详细的描述。有关电力辅助服务市场运作的详细内容,可参考文献[1～3]。
参考文献
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E lectric Pow er P ress),2002
黄永皓(1962—),男,博士研究生,主要从事电力系统规划、电力系统生产及管理、电力市场及其技术支持系统等方面的研究工作。
尚金成(1966—),男,博士,高级工程师,主要从事电力系统及其自动化、电力市场及其技术支持系统、电厂竞价上网辅助决策与风险评估等方面的研究和管理工作。E2m ail: shangjincheng@vi https://www.doczj.com/doc/fa4543350.html,
康重庆(1969—),男,博士,副教授,研究方向包括电力市场、电力系统规划、电力经济与信息技术、负荷预测等。
AN OPERAT I ON M ECHAN IS M AND MOD EL OF ANC I LLARY SERV I CE M ARKET
H uang Y ong hao1ΨS hang J incheng2ΨK ang Chong qing1ΨX ia Q ing1ΨM eng Y uanj ing2ΨH e N anqiang2
;11T singhua U n iversityΚBeijing100084ΚCh inaΓ
;21H enan E lectric Pow er CompanyΚZhengzhou450052ΚCh inaΓ
AbstractΠA long w ith the developm en t of electricity m arketΚancillary service m arket is gradually attracting the no tice of electric engineers.T he bargain ing model and operati on mode still need to be investigated.A ncillary service m arket is an i m po rtan t con ten t of the p rocess of pow er indu stry deregu lati on.T h is paper p resen ts an operati onal m echan is m of ancillary service m arketΚw h ich fits the situati on of Ch ina.D etailed descri p ti on s abou t trading flow chartΚdem and fo recasting and distribu ti onΚdata renderingΚb idding m echan is mΚtrading m echan is m and ancillary service dispatch are also given.
Key wordsΠancillary serviceΜb iddingΜtrading m echan is m
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附件 完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案 为深入贯彻落实党的十九大精神和《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），进一步完善和深化电力辅助服务补偿机制，推进电力辅助服务市场化，按照《国家发展改革委国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）有关要求，制定本方案。 一、重要性和紧迫性 为保障电力系统安全、稳定、优质、经济运行，保证电能质量，规范电力辅助服务管理，原国家电力监管委员会于2006年11月印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）（以下简称43号文）。按照该办法要求，各区 域电力监管机构结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，陆续制订实施细则，组织实施并加强监管。2014年，国家能源局印发《关于积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设工作的通知》（国能综监管〔2014〕456号），将跨省跨区交易电 量纳入电力辅助服务补偿机制范畴。目前，电力辅助服务补偿机制除西藏尚未建立外，在全国范围内基本建成，运行效果普遍较好，为进一步推进电力市场建设奠定了基础。 近年来，我国电力行业尤其是清洁能源发展迅猛，电源结
构、网架结构发生重大变化，系统规模持续扩大，系统运行管理的复杂性随之大大增加，对系统安全稳定运行提出了更高要求。当前，我国电力供应能力总体富余，煤电机组利用小时数呈逐步下降趋势，局部地区弃风、弃光、弃水、限核和系统调峰、供暖季电热矛盾等问题突出，现行电力辅助服务补偿办法的部分内容已经难以适应实际需要。为深入落实电力体制改革各项措施，进一步还原电力商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，在更大范围内优化资源配置，亟需进一步完善和深化电力辅助服务补偿（市场）机制。 二、总体思路和基本原则 （一）总体思路 按照中央进一步深化电力体制改革总体部署，坚持社会主义市场经济改革方向，结合各地实际，完善电力辅助服务补偿机制。 （二）基本原则 坚持服务大局原则。保障国家能源战略落实，维护电力系统安全运行，落实电力体制改革要求。 坚持市场化原则。配合电力市场体系建设，充分利用市场化机制发挥各类型发电企业和电力用户的调节性能，营造良好的制度环境。 坚持因地制宜原则。根据电力用户与发电企业直接交易、跨省跨区电能交易以及现货市场试点等实际情况，分类推进电
XX省电力辅助服务市场运营规则 （暂行） 第一章总则 第一条为建立电力辅助服务补偿新机制,发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障XX省电力系统安全、稳定、经济运行,促进风电、光伏等新能源消纳，制定本规则。 第二条本规则依据《电力监管条例》（国务院令第432号）、《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）及其相关配套文件、《国家能源局关于印发2016年体制改革工作要点的通知》（国能综法改〔2016〕57号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）、《国家能源局关于印发完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案的通知》（国能发监管〔2017〕67号）、《国家能源局关于同意启动宁夏、广东、XX电力辅助服务市场试点实施工作的复函》(国能函监管〔2017〕117号)以及国家有关法律、法规及行业标准制定。 第三条本规则适用于XX电力辅助服务市场中开展的各项辅助服务交易行为，XX电力辅助服务市场所有成员必须遵守本规则。 第四条国家能源局XX监管办公室（以下简称XX能源监管办）负责XX电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规
则的实施。 第二章市场成员 第五条XX电力辅助服务市场包括市场运营机构和市场主体。 第六条XX电力辅助服务市场运营机构为XX电力调度控制中心及XX电力交易中心有限公司。 XX电力调度控制中心主要职责是： （一）管理、运营XX电力辅助服务市场； （二）建设、维护市场交易的技术支持平台； （三）依据市场规则组织交易、按照交易结果进行调用； （四）发布实时市场信息； （五）评估市场运行状态，对市场规则提出修改意见； （六）紧急情况下中止市场运行，保障系统安全运行； （七）向XX能源监管办提交电力辅助服务调用结果。 XX电力交易中心有限公司职责： （一）与市场主体进行结算； （二）发布月度结算信息。 第七条电力辅助服务市场的市场主体为已取得发电业务许可证（包括豁免范围内）的省内发电企业（包括火电，水电，风电，光电等），以及经市场准入的电储能和需求侧资源，新建机组归调后方可提供电力辅助服务。 自备电厂可自愿参与电力辅助服务市场。
浅述电力市场辅助服务的种类 [摘要]本文作者针对电力市场辅助服务基本定义和品种进行了分析。 【关键词】电力市场；辅助服务；定义；品种 一、前言 商品是用来满足人们某种需要的交换物,而经济学原理告诉我们对物品的需要是多样性和差异化的，不同的人对同一种物品的需求是不同的。用来满足人们不同需求的特性就是商品的差异性。商品的价格确定方法也呈现多样性，主要可根据商品的成本、价值和需求属性的不同来确定，成本和价值定价法更接近于商品的社会属性，而需求定价法侧更接近于商品的自然属性。 电从其发明并进入商业交换以来，由于其特殊性，被人为地就一直作为一种无差异商品进入市场交换，只要在同一载体的系统内的生产、输送、分配和使用交易活动都被看成的是同质的交换活动，即一个系统内发、输、配、用同时交换和结算。同一频率、同一质量的电能，无论这一系统内的各交易主体的设备好坏，能力大小，只要是联得上网的都被认为向系统提供的是同一性质的电能商品。尽管目前人为定价体系的不同，造成现实执行以“个别成本”定价方法过程中，将交换价格依据实际发生成本来划分，但电力系统内一直追求一条“同网同价”的信条。“同网同价”追求的是一种形式上的公平，但其又忽略了“质”的差异，将那些实际上是向整个系统提供了大量额外贡献,提供了不同质的电量的交易商，与一般的交易商同等对待，获得相同的电费结算，造成长期以来的实质性的不公平。 二、电力市场辅助服务基本定义及品种 1、基本定义 电力市场中的辅助服务是指在将电能从发电厂送到用户端的过程中，为维持用户需求的电能质量、保证用户供电安全性、可靠性和稳定性所需采取的一切辅助措施。 因此可以看出，辅助服务作为一种商品，主要是为了满足用户的需求而存在的。正是因为用户对电量的质量性、安全性、稳定性有特殊要求，才有辅助服务的存在。电力市场中用户对电能质量的关注或需求的原因是多方面的：（1）用户的现代用电设备对电能质量的要求。当前用户大量使用高精度、用电设备对各种电磁干扰谐波和电压不平衡等各种波形畸变要求提高；（2）用户用电设备对供电间断性，电压凹凸性，电路的通断等暂态波动要求；（3）用户用电设备的旋转精度对供电周波动（频率）的要求。
江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则 （试行） 第一章总则 第一条为建立江苏电力调频辅助服务市场化分担共享机制，发挥市场在调频资源优化配置中的决定性作用，激励发电企业提升调频服务供应质量，提升江苏电网安全、稳定、经济运行水平，制定本规则。 第二条本规则制定依据为《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）及其相关配套文件、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（电监市场〔2006〕43号）、《国家能源局关于印发<完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案>的通知》（国能发监管〔2017〕67号）、《国家发展改革委国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号）、《江苏省提升电力系统调节能力的指导意见》（苏发改能源发〔2018〕744号），以及国家有关法律、法规和行业标准。 第三条本规则所称电力调频辅助服务，是指电源在一次调频以外，通过自动发电控制（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。 第四条本规则适用于在江苏开展的电力辅助服务（调频）交易。依据本规则开展市场化交易的辅助服务，不再执行《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》自动发电控制（AGC）服务补偿（包括基本补偿和调用补偿）。其他辅助服务仍按《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》执行。 第五条国家能源局江苏监管办公室（以下简称江苏能源监管办）会同省发展改革委（能源局）负责江苏电力辅助服务市场的监督与管理，负责监管本规则的实施。 第二章市场成员 第六条电力调频辅助服务市场成员包括市场运营机构和交易主体两类。交易主体为满足准入条件且具备AGC调节能力的各类统调发电企业（火电、水电、风电、光伏、核电等）、储能电站以及提供综合能源服务的第三方机构（以下简称综合能源服务商）。市场运营机构包括电力调度机构和电力交易机构。 第七条充电/放电功率10兆瓦以上、持续时间2小时以上的储能电站，可以直接注册电力调频辅助服务市场成员。鼓励综合能源服务商汇集单站容量达到充电/放电功率5兆瓦以上的储能电站，汇集总容量达到充电/放电功率10兆瓦以上、持续时间2小时以上的，可以注册电力调频辅助服务
电化学储能在电力辅助服务市场中潜力与障碍 尽管储能技术在能源系统中极具应用价值，但各类储能技术的市场化程度有较大差异。从当前全球发展态势看，抽水蓄能和储热技术成熟度较高并已实现商业化运营；氢能、合成燃料、热化学储能等尚处于研发示范阶段；而铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、飞轮储能、压缩空气、钠硫电池等整体处于从技术示范到商业运营的过渡阶段。 目前抽水蓄能仍是全球储能装机的主体，但技术快速进步的电化学储能已经成为市场关注的焦点。特别是近年来电动汽车产业的快速发展带动锂离子电池技术不断成熟。 根据彭博新能源财经（BNEF）的预测，到2024年全球锂离子电池成本将达到640元/千瓦时，到2030年进一步降低至430元/千瓦时。 在国内，近年来锂离子电池技术进步速度更是超过预期，到2020年上半年，国内磷酸铁锂电池电芯成本约400元/千瓦时，电池包成本约600元/千瓦时。换言之，目前国内锂电池成本已达到BNEF预测的2024年全球水平。目前以锂电池为代表的电储能技术已成为我国商业化储能项目的主体，市场占比达到98%。相比电力系统其他灵活性资源，电储能产业协同效应强、技术进步空间大、环境资源约束小，是未来极具市场竞争力的电力系统短周期储能技术，其在电力系统中的价值也更多体现在电力辅助服务层面。在国外，成熟电力市场环境下电储能往往通过辅助服务（调频、备用等）获得收益；在国内，尽管电力市场建设处于过渡阶段，市场化程度有限，但部分辅助服务市场机制仍可体现电储能灵活参与系统服务的功能价值，参与辅助服务市场已成为电储能应用主要收益来源。 1电储能参与辅助服务面临的问题 虽然市场关注度与日俱增，但目前国内电力辅助服务市场还难以对电储能等新型灵活性资源形成有效激励，电储能参与电力辅助服务面临机制、成本、监管等方面问题。 定价机制
演讲题目 大规模储能系统参与辅助服务市场的应用与研究 李敏 2018-03-21
目录 01市场环境 02经验分析 03超威储能
可再生能源的发展促进储能发展 环保性和再生性特点决定新能源必将逐步占据更多的能源消费市场国家能源局统计数据显示，在2016年上半年，西北地区的弃光问题严峻，弃光电量达到32.8亿千瓦时，弃光率19.7%。其中，新疆、甘肃光伏发电运行较 为困难，弃光率分别为32.4%和32.1%。去年一季度，新疆弃光率甚至一度达到52%。整个2016年，西部 地区平均弃光率达到20%。 2016 中国各省弃风情况 National average wind curtailment in 2016 = 17%
中国储能市场—辅助服务市场 ?2016年6月，国家能源局《关于促进电储能参与”三北”地区电力辅助服务补偿(市 场)机制试点工作的通知》，AGC考核补偿标准根据各个地方制定《发电厂并网运行 管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》双细则来进行考核 ?2017年1月3日，江苏能监办修改了《江苏电网统调发电机组辅助服务管理实施办法》 ?2017年5月31日，山东能监办《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》 ?2017年7月26日，福建能监办《福建省电力辅助服务(调峰)交易规则(试行)》 ?2017年9月25日，新疆能监办《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》 ?2017年11月7日，山西能监办《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关 事项的通知》 火电机组参与调频存在的问题?2017年11月15日，国家能源局《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》 ?调节延迟 ?调节偏差（超调，欠调） ?调节反向、单向调节 ?增加机组的疲劳磨损和故障率，降低机组的 寿命和性能
电力市场辅助服务的计量与定价 /h1 第一章绪论 1.1 研究背景和意义 20 世纪70 年代开始,国内外进行广泛的电力改革,实施私有化和资产重组,将“市场”理念引入电力行业大大提高了电力行业的运行效率。电力市场分为电能市场和辅助服务市场,电力市场是解决负荷需求或电力需求的主要市场,辅助服务市场是次要市场,是保证电能安全、优质输送而提供的额外物品。尽管辅助服务地位不及电能市场,即电力市场不提供这种物品,电能市场理论上仍可运作,但电能质量(频率、电压)、供电可靠性(停电)、恢复供电时间得不到保障,因此辅助服务市场是电能市场不可或缺的重要补充,其运行好坏直接影响电能市场的良好运作。我国电力辅助服务市场始于2006 年,以国家电监会制定的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》为标志,随后国内六个区域依照该办法针对本区域制定并实施《区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。在辅助服务运行期间,某区域发电企业提出了关于改进辅助服务市场的不少建议,其中大部分建议是关于辅助服务的计算和定价: (1)辅助服务费用分摊。辅助服务的卖着是发电企业,而最后大部分辅助服务的费用又要由发电企业支付,定义发电企业既是买者又是卖者是否合理。
(2)辅助服务补偿价格。一是有些辅助服务价格定得太低或太高,如调峰服务太低、无功服务太高;二是统一定价不合理,不同的机组成本不同,应该为这些机组指定不同的价格。 (3)辅助服务提供量计算。一是方法不合理,如计算AGC 辅助服务,如果上次AGC 速度不合格而本次又没有收到新的AGC 指令,那么本次AGC 计算的结果是被罚或有负的服务提供量,而实际应该按0 计算的;二是计算过程不透明,发电厂只能从调度部门得到一个月最终的辅助服务提供量与被罚量,无法知悉一天、一个时段、一条指令的服务提供情况。 (4)其他问题。如辅助服务软件界面更新不同步,数据采集器延时严重,缺少答疑与帮助平台等。因此,研究电力辅助服务的计量与定价能为促进我国辅助服务市场健康发展提供建议,能为电能市场更好运作提供保障。 1.2 国内外研究现状 对辅助服务的研究有很多方面,如辅助服务定义、获取方式、辅助服务结算、定价、交易组织、方式、流程等。 (1)辅助服务定义:不同国家的辅助服务市场中辅助服务的类别不尽一致,甚至在同一国家中仍可能由于电网结构、电源与负荷特性等的差异性而形成多个区域市场。文献对美国、英国、澳大利亚、南美、亚洲及非洲等国家电力辅助服务市场辅助服务定义和分类做了概要性说明,具体见表1-1;文献总结和比较了北美、世界电力市场辅助服务的的理论和实践情况,将辅助服务法分为AGC(频率)服务、调相(无功电压)服务、备用(热备用、冷备用、替代备
电力市场下的无功辅助服务 XX 贵州省贵州大学电气工程学院电管081班 550003 摘要：无功服务是电力市场下的一种辅助服务。无功服务对电力系统的优质可靠运行有巨大的意义。本文将对无功补偿的原理、特点、优缺点、和容量的确定等进行简单的阐述。 关键词：电力市场；无功辅助服务；无功定价 一、前言 在开放的环境下, 需要有不同的电力服务来满足不同用户的需求以及电力市场竞争的需要。电力服务总的来说可以分为以下三类: 发电服务( generationservices) 、输电服务( transmission services) 和辅助服务( ancillary services) 。辅助服务是指那些为满足输电的可靠性和经济性要求而有关的服务, 包括调度、电压和无功功率控制、频率控制、各种系统备用、稳定控制等。 在电力市场下，辅助服务是电力市场的重要组成部分。无功电压控制作为一种辅助服务，是使电网中德输电交易能够顺利完成的一个必要条件，尤其当电网在重负荷运行时，电压和无功功率控制变得格外重要。。根据中国国家电监会在 2 0 0 4年1月颁布的《电网辅助服务补偿办法》，也对无功服务做出定义：“无功服务又称无功支持服务或无功电压控制服务，指发电机组向电网注入或吸收无功功率，以维持系统正常运行时节点电压波动水平在允许范围内，在电力系统故障后提供足够的无功支持以防止系统电压崩溃的服务。” 下面将对电力市场的基本概念和无功辅助设备进行简单概述。 二、电力市场的基本概念 电力市场是一个由电力和市场两个词组合而成的复合型概念，电力是用以界定市场范围和性质的限制词，所以要理解电力市场的内涵还必须从分析市场的内涵说起。 （一）市场的内涵
南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则 （2017 版） 第一章总则 第一条为保障广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）（以下简称“南方区域”）电力系统安全、优质、经济运行，贯彻电力体制改革有关精神，发挥市场在资源配置中的决定性作用，规范南方区域电力市场辅助服务管理，促进风电、光伏等清洁能源消纳，根据《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)及其相关配套文件、《电力监管条例》(国务院令第 432 号)、《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管〔2017〕67 号）、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43 号)、《电网运行准则》（GB/T 31465-2015）以及国家有关法律法规及行业标准，制定本细则。 第二条辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网企业和电力用户提供的服务，包括:一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、自动电压控制（AVC）、黑启动等。本细则所称辅助服务是指由并网发电厂、电力用户提供的辅助服务。 第三条本细则适用于南方区域省级及以上电力调度机构（含按省级电力调度机构管理的地市级电力调度机构）直接调度的发电厂；地市级电力调度机构调度的容量为 30MW 及以上风力发电场、10kV 及以上并网的集中式光伏电站，容量为 2MW/0.5 小时及以上的电化学储能电站，自备电厂；其余并网发电厂（含地方电网并网发电厂）参照执行。 本细则所称发电厂包括火力发电厂（含燃煤电厂、燃气电厂、燃油电厂、生物质电厂等电厂，其中生物质发电类型包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电等）、水力发电厂、核电厂、风力发电场、光伏电站、电化学储能电站、自备电厂。向南方区域售电的区域外电源（以下简称区外电源）纳入辅助服务管理范围，条件具备时启动补偿工作。抽水蓄能电站的实施细则根据有关政策另行制定。 与当地省级政府签订特许权协议的外商直接投资企业的发电机组，可继续执行现有协议；协议期满后的次月，执行本细则。 第四条新建发电机组完成以下工作之后开展辅助服务运行考核及结算。火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）要求完成分部试运、整套启动试运；新建水力发电机组按《水电工程验收规程》（NB/T 35048-2015）要求完成
电力市场中的辅助服务 （贵州大学） 摘要 电力市场是以电力商品交易活动为主要内容的市场，即电厂和电网之间的市场。由于辅助服务贯穿在电力市场的每一个交易时段，并且能与电力市场紧密融合。分析和研究辅助服务的本质涵义，就是去研究在电力市场中的各类型辅助服务功能或者能够对电力的系统安全性以及经济性等综合运行的水平会造成的影响、效能，并由此而赋予一定的经济学含义。 关键词：电力市场、辅助服务、定价机制、电能质量、提供方式 Ancillary services in the power market （Guizhou University ） Abstract Power market is a electric commodity trading activities as the main content of the market, that is, power plants and electricity markets.As support services throughout each of the electricity market in the trading session, and close integration with the power market.Analysis and research support services of the nature of meaning is to study various types of support services functions in the power market or to the power system security and economy of comprehensive operating level will impact performance, and thus give some economic implications. Keywords: power market, ancillary services, pricing mechanisms, power quality, mode of delivery
电力市场改革背景下的电力辅助服务分担共享机制研究 发表时间：2019-03-27T15:13:53.170Z 来源：《电力设备》2018年第29期作者：陈孝文苏育红陈宁吕志鹏李蕊[导读] 摘要：本文分析了国内外电力辅助服务开展的情况，指出了我国在服务分担共享存在的问题，并有针对性的提出了机制设计对策，力求供电、售电及用户三方均自愿参与服务分担共享的良好局面。 （海南电网有限责任公司信息通信分公司海南省海口市 570203）摘要：本文分析了国内外电力辅助服务开展的情况，指出了我国在服务分担共享存在的问题，并有针对性的提出了机制设计对策，力求供电、售电及用户三方均自愿参与服务分担共享的良好局面。 关键词：电力改革；辅助服务；分担共享；机制自2006年国家电力监管委员会印发《并网发电厂辅助服务管理暂行管理办法》以来，电力辅助服务在各省陆续建立了电力辅助服务补偿机制，取得了较好的效果。为进一步加快电力辅助服务分担共享市场化机制，国家能源局于2017年11月又下发了《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》。随着电力市场改革化的进一步推进，电力辅助服务分担共享势在必行，本文首先简述了国内外相关研究进展 情况，接着分析了国内在电力辅助服务推行过程中存在的问题，最后有针对性提出了分担共享机制对策，以期为今后建设提供理论基础。 1.国内外开展情况介绍 电力辅助服务是指为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，除正常生产、输送和使用外，由发电企业和电网经营企业提供的其他服务，主要包括调频、调峰、无功支持、备用及自动发电控制等，在我国分为基本辅助服务和有偿性辅助服务。电力辅助服务由系统需求决定，系统协调方式、电力生产构成、管理模式、运行标准、监控系统及量测等因素直接导致国内外电力辅助服务分担共享机制有别。 1.1国外开展情况 国外电力辅助服务相对成熟，通过市场竞价提高辅助服务的质量和效率，降低电力系统的总体运行成本。不同国家的电力辅助服务的类别、交易和组织方式、竞价与结算均不相同。国外电力辅助服务市场主要特点表现为：电力辅助服务主要通过电力市场获得，辅助服务的成本通过销售电价由用户承担；调峰不纳入电力辅助服务市场；建立统一透明的电力备用容量交易平台，还原备用容量的商品属性；新能源企业不承担接入引发的辅助服务成本。 1.2国内开展现状 长期以来，我国电力辅助服务长期采用计划机制，辅助服务的调用和结算均采用计划性的考核和补偿方式，难以有效反映辅助服务的真实价值，难以充分调动市场成员的积极性。我国电力辅助服务主要采用强制摊派，辅助服务为不付费或基于成本进行补偿的定价方法，这种定价机制的核心是考虑全成本并准确核算。全国范围内，局部地区陆续开展辅助服务量测和补偿的市场化，但受限于机制不够完善及市场意识淡漠，没有成熟的市场模式和分担共享机制的实践支撑，电力辅助服务分担共享仍任重道远。 2我国辅助服务分担共享存在的问题 2.1辅助服务市场不健全 我国电力辅助服务以调峰辅助服务居多，服务产品设计类型少，未考虑主能量市场的因素。由于我国幅员辽阔，各省市的电能形式分布不尽相同，系统设计过于庞杂且花费时间过长，主要以省为主体进行辅助服务设计，造成区域保护严重，不利于跨区交易调度。出于地方保护主义，很多省份均建有自备电厂，定位不清，如如蒙西电网存在火电、燃气机组和风电等多种供电形式，自备电厂发展迅速，比例较高，电网运行时对其调度困难，自备电厂参与市场辅助服务与否直接影响电网良性安全运行，也关乎市场公平环境。 2.2考核补偿平衡兼容有待加强 电厂参与电力辅助服务分担共享的成本不尽相同，而考核补偿“一刀切”，无法平衡各电厂提供辅助服务的成本差异，难以从根本上激励不同电厂主体参与市场分担共享的热情。不同形式的电能并网时序不明，特别水电、风电、光伏发电等受季节影响较大的电厂。一种形式的电能大规模并网必然导致其他形式电能机组调峰调频辅助服务增加，直接增加发电能耗和发电成本，而未任何辅助服务费用补偿。电厂和电网运行考虑角度不尽相同，电网调度安排电厂机组承担辅助服务任务更多从电网安全稳定角度考虑，而电厂则从成本层面考核。 2.3服务质量区分细则有待完善 全国发电设备利用小时逐年下降，占全国供电70%以上的火电企业参与调峰的成本不断增加，直接影响了企业效益。我国辅助服务资金主要来源于辅助服务质量考核，差额部分则由发电厂按机组分担，而每个电厂的服务成本不尽相同，导致服务质量存在较大差异，亟需细化完善服务质量区分机制。 3辅助服务分担共享机制建立对策 3.1完善服务定价体系 科学合理将上网电价分解为电量电价和辅助服务电价。不同发电机组提供辅助服务能力不尽相同，承担辅助服务负担千差万别，直接影响成本高低。电网调度侧要丰富电力调度手段，尽力做好辅助服务，不断优化调度提升管理水平。供电侧存在投资成本、安全成本、发电效率成本，要完善辅助服务成本的测算和分析机制，准确弄清服务变动成本，厘清供电侧定价体系。 我国在服务共享分担应逐步推进，制定合理的阶段性全成本核算规划。初期阶段主要完善现有辅助服务参与对象、补偿标准；中期扩大辅助服务试点范围和交易品种，逐步放宽报价限制，有序探索多品种辅助服务联合交易；远期阶段则可以采用实时竞争定价，无功和黑启动辅助服务采用双边或投标市场。 3.2创设公平辅助服务标准 目前，各省电力辅助服务考核和补偿差别较大，造成地区性不公平，一些指标设计明显不符合国家节能总体要求，存在明显的地方保护主义。对于清洁电能，大多数采取保障性消纳，不参与电网调峰。从其他电能供应主体角度而言，按照“谁受益、谁承担”的原则，会造成心态失衡。在实际考核和补偿时，并没有更多的政策倾斜，在上层机制设计时，要构建供电、售电及用户参与的辅助服务分担共享机制，指标设计及权重分配要科学合理，促使电厂加强运行管理并能产生明显效益，发挥各类型发电企业参与辅助服务的积极性。因此，在构建服务分担共享机制时，要设计出三方公平的辅助服务标准，充分利用市场化机制，让供电、售电和用户均自愿参与进来，约定各自的辅助服务权利与义务。 3.3加快服务市场化建设
我国电力辅助服务发展历程 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。伴随着我国电力体制改革的逐步推进，我国电力辅助服务的发展基本上经历了从无偿提供到计划补偿、再到市场化探索的两个转变过程。本文主要阐述了辅助服务市场建设基本情况，重点分析了辅助服务的市场品种、市场主体、组织方式、出清价格、出清方式以及市场衔接等特点。 我国电力辅助服务发展历程 无偿提供向计划补偿方式转变。“两个细则”首次明确了我国电力辅助服务的基本补偿规则。2002年以前，在我国垂直一体化的电力体制下，我国电力辅助服务基本是无偿提供的。厂网分开后，为保障电力系统安全、优质、经济运行，规范辅助服务管理，原国家电力监管委员会于2006年印发《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”），要求各区域电监局结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，制订实施细则。2011年华北电监局率先发布并网发电厂辅助服务管理细则，随后各区域电监局相继印发本区域的“两个细则”。“两个细则”规定了我国电力辅助服务的基本内容，其原则为“按需调用、择优调用”，“谁受益、谁承担”。我国电力辅助服务由此进入计划补偿阶段。 计划补偿方式向市场化方向转变。调峰辅助服务市场是“两个细则”市场化的突破。随着新能源的大规模并网，电力系统调节手段不足的问题越来越突出，原有的辅助服务计划补偿模式已不能满足电网运行需求。在调峰空间极为有限的条件下，东北地区率先开展电力调峰辅助服务市场探索。2014年10月，东北电力调峰辅助服务市场启动运行，这是国内首次以市场方式开展电力调峰辅助服务尝试。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》（简称“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”。2017年，国家能源
电力辅助服务市场对储能的影响 摘要：电力辅助服务市场化目前主要指深度调峰和AGC服务通过市场化方式获取，通过市场发现辅助服务价值、提升系统灵活性。本文介绍了山东辅助服务市 场规则、对比分析多省规则，提出辅助服务市场运行将激活储能市场。 关键词：电力辅助服务、深度调峰、储能 2018年3月1日，山东电力辅助服务市场正式启动，有偿调峰和AGC将通过集中竞价统一获取，日前组织、日内调整，山东电力市场建设进入了新的阶段。 一、用规则激活市场 《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）》于2017年5月31日印发，相 较山西、甘肃、新疆、东北等地区的辅助服务市场规则，山东省市场规则清晰明朗、自由度高，充分赋予了火电厂参与市场的空间和力度。可以预见，山东省辅 助服务市场将会非常活跃。 表1 多省有偿调峰规定对比表 因各省电力形势、电源结构各有特点，各省的辅助服务市场在市场主体、交 易品种、结算规则等方面不尽相同，上表仅就有偿调峰的基准，尤其是第一档进 行对比。由上表可知，山东省火电机组有偿调峰基准是70%负荷率。按最低负荷 率40%计算，火电深调空间达30%，普遍高于其他省份近20个百分点。在价格 方面，只有有偿调峰价格高于电厂对应负荷率下的边际利润时，电厂才有动力参 与调峰市场。在不考虑低负荷率下机器损耗时，市场价格大于110元/Mwh时， 电厂提供有偿调峰是合适的。 根据华北区域“两个细则”，四档深度调峰的价格分别为50元/Mwh、60元 /Mwh、70元/Mwh、80元/Mwh，显然低于电厂边际利润，电厂调峰更多是责任。辅助服务市场化后，电厂心态从“要我调峰”向“我要调峰”转变，调峰积极性大为 增加。可以预见，市场运转后，山东电网调峰能力显著增强。 二、用价格推动储能 储能产业必将爆发，这几乎已成行业共识，但经济性一直是关键制约因素。 山东省峰谷价差小，因此相较广东、江苏等省份，山东储能电站发展相对滞后。 虽然山东辅助服务市场规则未将储能电站作为独立辅助服务提供商列入其中，但 并未禁止储能与火电厂联合参与市场。 火储联合参与AGC市场，火电机组的AGC调节性能将大大改善，从而在AGC 市场获得更多收益。火储联合参与有偿调峰市场，将提高火电机组的深调能力， 但这方面储热比电化学储能更具优势，可参见东北市场。单论电化学储能（储能 电池），火储联合参与AGC市场经济性更好。根据石景山电厂的项目数据，投入 储能前，机组K2和K3平均值分别在1.4和1.5左右，投入后上升到1.5和1.6，Kp值从2.8上升到3.2左右，后期通过进一步优化Kp值提升到接近5。储能在调 频方面具备非常优越的性能。在成本方面，磷酸铁锂电池的价格已降至1.6元/wh，随着第一批电动汽车电池退役，锂电池价格还将进一步降低。AGC市场的启动无 疑为储能调频的经济性增加了许多猜想空间。山东储能市场有可能在发电侧率先 引爆。 三、结语 随着山东辅助服务市场的平稳运行，辅助服务将不再是火电厂间的小游戏， 而将在提高电网新能源消纳能力、促进储能产业发展、推动山东新旧动能转换方
第四章辅助服务 建立电力市场的根本目的是通过引进竞争机制，最大程度地降低系统运行成本，包括：发电、输电、配电等费用。但是追求经济效益不应该以牺牲电能质量、系统的安全性和可靠性为代价。实际上，在现代电力市场中，供电质量、系统的安全性和可靠性方面的问题更加突出。因此，系统必须具有足够的控制措施，以满足电力市场各方对供电质量、系统的安全性和可靠性的要求。在电力市场中，这些控制措施是有偿的，称为辅助服务（AS – Ancillary Service）。辅助服务主要集中在以下三方面： ●系统安全性 ●供电质量 ●增加电力交易容量 辅助服务可由发电机组、输电系统、系统负荷提供，完成以下功能： ●调节备用（包括AGC） ●负荷跟踪 ●电能平衡 ●旋转备用 ●非旋转备用 ●替代备用 ●发电机组的无功/电压控制 ●输电系统无功/电压控制 ●黑启动功能 以上是现代电力市场中常见的辅助服务，不同的电力市场其辅助服务的内容可能不同，随着电力市场的发展，新的辅助服务也可能出现。辅助服务一般由发电公司和电网提供，也可由供电商（用户）提供，由SO进行管理，辅助服务在一个独立的辅助服务市场中进行交易。但是辅助服务又与实时电力市场有着不同程度的交叉，例如：发电机组的输出力直接影响到AGC的实施及备用的配置。反过来，辅助服务又会影响到机组的输出力，例如：AGC 的配置、旋转备用、无功支持都会对机组输出力产生很大的影响。此外，辅助服务市场与堵塞管理也存在一定程度的交叉，这些都大大地增加了辅助服务的复杂性。因此，不同电力市场中的辅助服务市场的结构和交易规则也各不相同。图4-1是辅助服务市场的一般性结构。大体上讲，辅助服务交易有两种形式，即：竞价交易和双边合同交易。竞价交易占辅助服务市场的份额将会越来越大。例如，目前在大多数电力市场中，针对无功/电压控制的交易是基于双边合同，但是无功电力市场的提出将彻底改变这一局面。对无功电能的竞价交易是辅助服务市场发展的必然趋势。 本章将针对常见的几种辅助服务，即：调节备用、旋转备用、非旋转备用、替代备用、无功/电压控制，阐述辅助服务的价格制定及辅助服务市场的运营和优化规则。黑启动功能是指发电机组在没有外部电源情况下可自己启动，一般以长期合同形式购买，本章将不再加以赘述。 图 4-1 辅助服务市场结构
定义【1】 辅助服务指为保证电力系统安全、可靠运行,电力市场的成员为维护频率及电压的稳定而提供的服务。主要包括调频、调相、备用、黑启动等。(1)调频服务 系统频率受整个系统的供给与需求状况的影响, 为维护系统的频率稳定, 一部分市场成员, 提供调整出力的服务, 称为调频服务。 (2) 调相服务 电力系统的无功必须实时平衡。辅助服务供应商通过调整其无功的出力或需求, 来维持电压的稳定的服务称为调相或电压支持服务。 (3) 备用服务 为应付负荷需求超过预测值、计划运行机组非计划停运等, 市场成员所提供的机组、出力等的备用, 称为备用服务。可根据提供备用服务机组的状况, 分为旋转备用或非旋转备用。也可根据备用机组不同响应时间与持续时间来进行区分不同种类的备用服务产品。 (4) 黑启动(Black Start) 是指发电机组在没有外来电力供应的情况下, 能从停机状态启动起来。提供该能力的服务,称为黑启动服务。 (5) 约束缓解服务 当输电出现约束时, 参加约束缓解服务的服务商将重新调整计划来降低电力出力或降低电力需求等来保证网络的安全和成本。 针对的技术问题【2】 · 有功频率控制(Regulation或Automatic Generation Control，简称AGC)在线的)或与系统同步的(synchronized)发电机组，在能量管理系统(Energy Management System，简称EMS)的控制下，通过AGC可以立即增加或减少出力。用于处理负荷与发电之间较小的实时偏差，维持系统频率稳定，并使控制区内负荷与发电偏差及控制区之间的交换功率实际值与计划值的偏差为最小 旋转备用：在线的或旋转的发电机组，并有未带负荷的发电容量，响应调度指令，在10min内以一定的爬坡速率达到一定的出力水平，且能够被调度提供电能至少2小时。用于处理发电与输电系统故障使负荷与发电发生的较大偏差，恢复负荷跟踪服务的水平，保持频率稳定; · 非旋转备用(Non-spinning Reserves)：离线的但可以随时调度使用的发电机组容量，在1o min内可以与系统同步和爬坡到一定的出力水平，并且能够运行至少2小时。或响应调度命令，可以在10min内减少的负荷(curtail able demand/load)，并且可以保持减少状态至少2小时。用于恢复可靠性备用水平 替代备用(replacement Reserves)：非同步运行的发电机组容量，能够响应调度命令，在6Omin内启动，与系统同步和爬坡到一定的出力水平，并且能够运行至少2小时。或响应调度命令，可以在60min内减少的负荷，并且可以保持减少状态至少2小时。当AGC，旋转备用，非旋转备用都被调度提供能量时，替代备用提供额外的容量备用，以满足系统稳定和备用需要;
国外电力辅助服务市场的实践经验与启示 当前，我国电力市场建设正在加速推进。电力辅助服务市场作为电力市场体系的重要组成部分，在保障电网安全可靠、促进清洁能源消纳、提高系统运行经济与公平性方面发挥着重要作用。随着我国电力市场化交易规模不断扩大，电力现货市场试点建设逐步推开，清洁能源发展迅猛，需要适应电力现货市场建设进展对电力辅助服务市场进行配套设计。欧洲、美国等的电力辅助服务市场建设起步相对较早，已经形成了较为成熟的经验，对我国电力辅助服务市场建设具有一定启示意义。 电力辅助服务的概念和特点 电力辅助服务指为维护电力系统的安全稳定运行、保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用以外，由发电企业、电网企业和电力用户等提供的服务。常见电力辅助服务品种包括调频、调峰、备用、调压、黑启动等。其中，调峰是我国特有的电力辅助服务品种，其本质是通过短时电力调节使发电出力匹配负荷的变化，实现电力电量的平衡。国外电力辅助服务市场中并没有这个品种，一般通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现。 电力辅助服务产品与电力系统运行紧密相关，与一般的电能量商品相比，具有一定特殊性，要求对辅助服务的价格和交易机制进行科学合理的设计。 第一，电力辅助服务属于“公共产品”。电力辅助服务应用于整个电力系统，为保障系统安全稳定运行和可靠供电发挥着重要作用，所有接入主体均是“受益者”。因此，辅助服务具有一定公共产品属性。公共产品的成本可以通过“受益者”或“肇事者”两方面回收。辅助服务成本可以由终端用户分摊，或是由造成系统偏差的主体承担。 第二，电力辅助服务成本构成复杂、差异性大。辅助服务成本包括固定成本、变动成本和机会成本。不同辅助服务品种的成本间，以及不同主体提供同一种辅助服务的成本间均存在一定差异。
2018年电力辅助服务行业分析报告 2018年2月
目录 一、新疆一月份弃电率大幅下降，电网消纳能力大幅提升 (4) 二、电力辅助服务：提升新能源消纳能力的重要手段 (6) （一）电力辅助服务目标是维护电力系统稳定性、提高灵活性 (6) （二）新能源冲击发用电平衡，弃电本质是被动参与电网调节 (9) 三、西北地区电力辅助体系升级，新疆弃电改善显著受益 (12) （一）2015年西北地区电力辅助服务机制升级，以期促进新能源消纳能力提升 (12) 1、我国电力辅助服务机制起步较晚，仍属探索阶段 (12) 2、西北地区“两个细则”执行体系简析 (14) 3、2015年西北机制升级，提高补偿力度、考核标准 (17) （1）考核项目细致化，考核分数大幅增加 (17) （2）补偿力度加大，刺激参与辅助服务积极性 (18) （二）2015至今新疆电力辅助服务工作量大幅提升，新能源消纳能力持续向好 (19) 1、补偿、考核分数大幅提高，辅助服务工作量提升 (21) 2、参与主体数量不断提升，兑现费用翻倍 (22) 3、旋转备用服务占比50%，火电“让路”积极性提高 (24) 四、结论：弃风弃电率持续好转，储能有望开启全新商业模式 (26) （一）电力辅助服务市场起步，西北地区弃电率下降趋势持续 (26) （二）储能参与电网商业模式得以丰富，投资收益有望提升 (28)
本报告重点介绍西北地区现行电力辅助服务制度，并对过去三年10月份新疆地区的具体运行情况进行了量化分析，从一个侧面为理解新疆地区弃风弃电率接连下降原因提供了思路。 2018年1月，新疆、甘肃等地区的弃风限电率大幅下降，延续了2016年以来的下降趋势。国家政策层面对于新能源消纳给予了有力的支持，从多个方向加强监管协调，保障新能源发电的足额利用。 电力辅助服务是提高电网灵活性的重要工作领域之一，对于新能源消纳有着举足轻重的作用。2015年10月，西北地区开始实行了新版本的电力辅助服务相关政策细则（“两个细则”），对于电力辅助服务的相关补偿、考核机制进行了大幅度的调整。 2015年，西北地区的风电装机量暴增，直接导致了2015年、2016年西北地区弃风弃光率接连爬升，在2016年达到了峰值。2017年开始，西北地区的弃电情况开始缓和。我们认为，新版本的电力辅助服务规则对于西北电网的新能源消纳提供了有力的支持。 我们从新疆能监办官网上搜集到了2015、2016、2017年10月份的“两个细则”执行情况的通告，结合新版本的电力辅助服务政策进行了挖掘分析。我们发现，2015年至今，西北地区的电力辅助服务工作量出现了大幅度的提升：火电、水电厂的最终兑现费用大幅提高140%左右、考核（处罚）力度也进一步提升、风电、光伏发电主体数量增加了100%以上…… 通过这些结果，可以从一个侧面看出，我国电力辅助服务的潜力正在被逐步激发出来。作为电力体制改革的重要组成部分，电力辅助