隨著我國電力市場的逐漸推進，輔助服務引起了較多的關注。關于輔助服務的交易方式、補償方式、成本的分攤等，也有些不同的觀點，引起了一些爭議。其中目前爭議最多的就是調峰輔助服務：調峰服務算不算輔助服務？調峰服務市場應該如何設計？調峰輔助服務成本應該如何分攤（可再生能源是否需要承擔調峰成本？應該按實際發電量分攤還是按“超額”發電量分攤）？本文從產品交易的一些基本原理出發對這些問題進行一些分析。

 

（來源：能源研究俱樂部 ID:nyqbyj 作者：荊朝霞）

 

一

 

調峰服務算不算輔助服務

 

輔助服務并沒有統一的定義。簡單的說，輔助服務是為保證電安全、經濟地從發電傳送到用戶，由發電、電網或需求側資源提供的一些服務，如調頻、調壓、黑啟動等，不同地區、不同市場對輔助服務有不同的定義。輔助服務中的“輔助”是針對基本的能量服務而言的，因此什么服務算輔助服務，與電力市場中基本的能量服務的定義及相關的權利、義務的規定有關。

 

對于調峰服務來說，算不算輔助服務？要看基本的能量服務中含不含調節的要求。

 

在以美國PJM為代表的全電量競價現貨市場中，發電企業在日前申報相關數據進行報價，ISO通過安全約束機組組合和安全約束經濟調度等形成發電計劃。這個發電計劃中已經含有機組開停機、發電曲線等信息，發電企業按照能量市場的規定獲得相關收益。不同發電企業的負荷率可能不一樣，有些高一些，有些低一些，但不需要額外對負荷率低的發電進行補償。但這并不意味著不同負荷率水平的發電機組獲得的收益相同。不同負荷率水平的發電機組的收益是通過不同時間能量市場實時電價的變化來反映、調整的：系統負荷較小的谷時段，電價可能較低（甚至可以為負），而在系統負荷較大的峰時段，電價可能很高，因此調節能力強的機組可以通過在谷時段少發電而在峰時段多發電獲得較高的平均電價，調節能力較差的機組如果無法在谷時段減小出力，就要接受較低的電價。這樣，通過實時電價的變化，自然引導了發電企業主動參與調峰，而這個調峰就反映在了基本的能量市場出清中，因此不需要一個額外的“調峰”市場。

 

我國大多數地區尚未建立以分時電價為基礎的現貨市場，中長期市場中交易的實際是一個較長時間內（大多數地區是月）的電量。也就是說，發電機組在中長期市場中得到的是在一定的時間內發一定數量（千瓦時，兆瓦時）電的合同。但這個電并不是可以隨意發，發電企業有義務遵循相關的入網協議、輔助服務管理等規定，如很多地方的輔助服務管理兩個細則。

 

在我國大多數地區的電廠入網協議和輔助服務管理細則中，一般都對發電企業應該承擔的輔助服務進行了規定，并區分了“基本輔助服務”和“有償輔助服務”。基本輔助服務是發電機組接入電網應該無償提供的服務，不另外進行補償，而發電機組提供的有償輔助服務是發電機組提供的基本輔助服務之外的其他的輔助服務。

 

對調峰服務，我國大多數地區根據發電機組的負荷率水平來規定其基本調峰服務。比如，規定負荷率50%以上的發電調節服務是基本的，不給予另外的補償，而如果機組的出力在50%以下，則需要另外補償。

 

舉個例子，如果某30兆瓦的發電機組A在中長期市場中獲得了4月份的1000萬千瓦時的發電合同，相關的責任義務如下：

 

調度機構：有義務保證發電企業A在4月份發出1000萬千瓦時的電，在機組出力大于15兆瓦水平上可以隨便調度。如果在某個時間要求機組A出力水平低于15兆瓦，需要額外付費。

 

發電機組A：有權利在４月份發出1000萬千瓦時的電，但需要遵循調度的調度指令。在出力水平低于15兆瓦時，有權利獲得一定的調峰補償。

 

在這種情況下，發電機組A提供的出力低于15兆瓦的調峰服務即為深度調峰服務，可以認為是其提供的在發電這個基本服務之外的一種輔助服務，即深度調峰輔助服務。深度調峰輔助服務的價格可以通過不同的方式形成，我們在后面再詳細討論。

 

注意，在討論調峰服務的時候，有些專家/文件的含義是包含向上調節、向下調節的完整的調峰服務；而有些專家/文件中的調峰的含義實際僅僅是向下調節，而且對電廠而言僅限于“深度調峰”，即出力低于某個出力水平情況下的向下調節的服務。在我國，大多數省份的調峰輔助服務，實際上指的是深度調峰。本文中，如不另外聲明，后面的“調峰”均指深度調峰。

 

二

 

調峰輔助服務交易的“產品”和需求量

 

要進行一個市場的分析、設計，首先要明確市場交易的對象，即產品是什么。

 

調峰輔助服務市場中，交易的產品是“功率調節”或者更準確的說是“下調”這個服務。在一些情況下，比如負荷非常小的情況下，在現有的服務（所有機組出力都高于50%）下，系統無法安全、穩定運行，需要一些機組出力降低出力到50%以下（通過某些用戶增加用電也可以解決，這里為了簡化分析僅考慮電廠調節的方式）。

 

市場中對“下調”這個產品的需求量是多少呢？取決于當前的系統狀態。在所有機組都在50%的出力水平上，還需要下調多少才能滿足系統安全運行的需要？對某個確定的時刻，這個量應該可以計算出來，是一個確定功率值。比如，某系統在某個時段的負荷水平為2000兆瓦，總發電容量為6000兆瓦，則需要調節量1000兆瓦（6000/2-2000）。發電容量中，有30臺100兆瓦機組，100臺30兆瓦機組。

 

三

 

賣方市場的設計

 

調峰輔助服務是由一個集中的機構——電網調度——負責組織的一個市場，調度對調頻服務的提供者來說可以認為是單一購買者，而對調頻服務的需求者來說又可以認為是單一銷售者。所以，調峰輔助服務市場的設計可以分開為兩個部分：賣方（供給方）市場的設計和買方（需求方）市場的設計。

 

（一）基準狀態的確定

 

基準狀態就是，發電機組在什么狀態下算義務調峰，什么狀態下需要額外的補償？基準狀態的確定與基本（義務）調峰服務的定義有關。我國大多數地區對基準狀態的確定都是按負荷率進行的，比如出力在50%以上的調峰認為是義務調峰，出力低于50%需要額外補償。京津冀地區采用了另外一種方式，即按峰谷差率進行判斷：發電機組的峰谷差率小于系統的總體負荷峰谷差率，認為是基本的服務，不另外補償；發電機組的峰谷差率大于系統的總體負荷峰谷差率，認為是額外的調峰服務，得到另外的補償。

 

本文主要對第一種方式進行分析，即根據負荷率水平確定基準狀態。因此調峰市場的設計需要確定一個基準負荷率，發電機組出力低于這個負荷率時可以得到額外的補償，補償的價格由市場決定。基準負荷率的設定需要考慮以下兩個大的問題：是否應該對所有的機組設定相同的基準負荷率？基準負荷率應該設定在什么水平？

 

1.不同機組的基準負荷率

 

發電機組出力高于基準負荷率時，其調節是義務的、免費的。所以，是否對不同機組設定相同的基準負荷率，主要是一個公平的問題。需要各地根據系統的結構、歷史上各類機組的電價和調節要求等確定。比如，在東北的調峰輔助服務市場中，在供熱期和非供熱期，對純凝火電機組和熱電機組采用了相反的基準負荷率，就是從公平的角度進行的設計。

 

2.基準負荷率水平

 

目前，大多數地區的調峰輔助服務市場設計中，將基準負荷率水平定在50%左右。這一方面是考慮與之前的輔助服務兩個細則的銜接，另一方面是考慮機組一般在出力在50%以下時成本會增高較多。

 

山東的調峰輔助服務市場設計中，將基準負荷率設定在70%。而福建將燃煤火電機組定為60%，核電機組定為75%。這種提高的基準實際上會提高市場的效率。

 

因為大多數火電機組的效率在較大的出力范圍內是隨出力的增加（負荷率的提高）而降低的。在目前僅僅有下調市場的情況下，在基準負荷率以上的調度大多數是按照等比例等公平原則調度的，而在基準負荷率以下按照調峰的報價進行調度。因此，系統相當于僅進行了單向的優化，即僅在基準負荷率以下進行了優化。提高基準負荷率的水平，可以提高發電調度優化的空間。

 

（二）調峰服務的購買

 

對賣方市場，需要考慮的是，購買的是什么服務？這里考慮兩種選項：負荷率、功率。

 

1.負荷率。市場的申報、出清、結算都是按照負荷率來進行的。這是目前我國大多數調峰市場的設計。發電機組申報的是，在基準負荷率以下的不同的負荷率出力水平上，需要得到的補償。市場出清時，將不同機組相同負荷率水平的報價疊加，得到每個負荷率水平上的總報價，最終市場出清得到一個負荷率水平和市場出清價格。最終中標的、入圍提供調峰服務的機組，負荷率水平是相同的（或在同一個等級）。

 

2.功率。目前尚未看到這種設計。這種設計下，和常規的能量市場報價、出清沒有太多的區別，每臺機組申報在基準負荷率下降低不同的出力需要得到的補償，市場出清的是每個發電機組具體“下調”的量以及一個統一的價格。這種方式下，最終中標的、入圍提供調峰服務的機組，負荷率可能是不同的。比如，調節能力大、調節成本低的機組，負荷率水平可能比調節能力小、調節成本高的機組的負荷率更低。

 

3.兩種方式的比較。可以證明，在按下調的功率進行交易的方式下，最終可以實現不同機組調峰的邊際成本相等，從而實現系統調峰成本的最小。按負荷率進行報價的情況下，無法實現系統調峰成本的最小。

 

四

 

買方市場的設計

 

買方市場設計中，首先需要考慮的是，誰是調峰輔助服務的買方？誰需要為調峰輔助服務付費？這與整體系統、市場的權利、責任、義務等的界定有關。

 

在本輪電力體制改革前，廠、網分開，電網公司從用戶按政府核定的目錄電價收費，向電廠按政府核定的上網電價支付。政府核定每個電廠年度的發電計劃。這種情況下，由于用戶是按照政府核定的固定的目錄電價繳納電費，而這個目錄電價中已經包含了電廠、電網的所有費用，包括基本的發電費用，以及進行各種輔助服務的費用。因此，發電企業提供的輔助服務，包括基本輔助服務之外的需要補償的輔助服務，都不應該由負荷承擔。

 

這種模式下，所有發電企業有義務負責系統的平衡和穩定。輔助服務市場的設計，主要是解決不同發電機組承擔的、提供的輔助服務的數量和質量不一樣的問題。這也是為什么目前我國大多數地區的輔助服務由發電側承擔的原因。

 

電力市場改革后的情況比較復雜，成本應該如何分攤并沒有絕對的最優方案，具體的選擇取決于系統的具體情況。

 

1.調峰成本由用戶承擔。最簡單的是按郵票法，按用戶的用電量比例分攤調峰成本。

 

2.調峰成本仍然由所有發電機組承擔。這又有兩種情況。

 

1）所有發電機組按各自總發電量的比例分攤調峰成本。這種情況下，如果所有發電機組都參與了分攤，而且所有發電機組都進入了中長期電量市場，則這種方法與將調峰成本分攤給用戶是一樣的，因為發電機組如果需要承擔額外的調峰成本，其在能量市場中的報價就會提高（或者說降價幅度減小），所以最終調峰成本還是由用戶承擔。當然，如果有部分電廠未進入中長期市場、市場對電廠的報價有最高限價、有部分電廠未參與調峰成本的分攤，這些情況都會造成最終的結果和直接分攤給用戶方案的一些差別。

 

2）按照某種修正方法修正后的發電量分攤調峰成本。也就是說，分攤調峰成本不是依據發電機組總的發電量，而是基于調整后的某種發電量。比如，很多市場中按所在時段機組出力超過基準負荷率對應的發電量的值進行分攤。對可再生能源機組，一些市場還考慮往年的發電情況（是否完成保障性發電計劃）。這種方法存在的一種問題是，需要分攤調峰成本的電量減小，相應的單價會升高。一般會設定最高價格，并規定分攤的價格超過一定值時的處理方法。

 

3）兩種方法的比較。不同方法的區別體現在對相關責任、權利、義務的考慮不同。第一種方法，認為電廠具有出力水平高于基準負荷率的權利，此外沒有其他的義務。對于機組在基準負荷率以上的不同的出力、負荷率水平不進行區分和補償。調峰是由負荷曲線的峰谷差過大造成的，應該由負荷承擔。在目前無法另外向用戶收費的情況下，調峰成本由所有機組按照發電量的比例分攤，如上所述，相當于按郵票法分攤給了用戶。第二種方法，則認為電廠除了具有出力水平高于基準負荷率的權利，不同的機組具有在相同或相似的負荷率上發電的權利。也就是說，不能讓某臺（某些）機組的出力水平高，而另外一臺（一些）機組的出力水平低。因此，如果機組的實際出力水平不同，則需要承擔不同的調峰成本。對可再生能源機組的調峰成本的分攤方式，主要也是考慮其具有的權利。一般認為其具有按照政府核定的保障性發電量發電的權利，如果上一年發電不足，則本年度減少其需要承擔的調峰成本。

 

五

 

總 結

 

本文從市場設計基本理論的角度對我國目前的調峰輔助服務市場的產品設計、交易方式、定價方式、成本分攤方式等進行了討論。市場設計的一個基礎，或者說首要的內容是明確各方的權利、義務和責任。這不僅僅是技術問題，更多的是政策問題，影響到不同市場主體的利益的分配問題，需要在政府等相關機構的協調下通過協商、討論等確定。在相關權利、義務和責任明確的情況下，對不同市場設計方面評判的依據就是效率。市場效率的一個基本原則是邊際原則，即使得所有生產者的邊際成本相同，等于消費者的邊際效益。對我國目前階段的調峰輔助服務，有以下結論或建議。

 

1）深度調峰服務是在缺乏分時的現貨市場的情況下的一種特殊的輔助服務。

 

2）基準負荷率的選取一方面是要考慮對不同機組的公平，另外一方面要盡量增加優化調度的可優化空間。從增加優化空間的角度，可以適當提高基準負荷率水平。

 

3）從提高市場效率的角度，可以將調峰的報價從按“負荷率”報價轉為按下調功率報價，以便實現更優的調峰調度，降低調峰成本。

 

4）調峰成本不同的分攤方法各有其優缺點。在間歇性可再生能源比例增加，調節需求增大的情況下，根據發電機組不同的負荷率承擔不同的調峰成本是一種可行的思路，但可能存在分攤價格高、波動大等問題。

 

5）大多數省份已經開始了中長期電力交易市場，部分省份開始了現貨市場的建設。需要盡快在用戶側電價中增加輔助服務相關的項目，以便逐漸理順相關交易和價格機制。

 

原文首發于《電力決策與輿情參考》2019年3月1日第8期

 

華南理工大學教授 荊朝霞

 

原標題:深度調峰輔助服務交易和成本分攤