新能源高渗透率下辅助服务市场的思与变

新能源资源的随机波动性、间歇性，新能源发电并网设备的低抵抗性、弱支撑性客观存在。为维护电力系统的安全稳定运行，调频、调峰、调压、备用、黑启动等辅助服务需求日益增加。因此，随着新能源渗透率提升，需要探索新能源渗透率提升对辅助服务成本的影响。笔者基于国外电力市场运行时间较长、辅助服务品种较为丰富、且部分国家或TSO新能源渗透率已达到较高水平的背景，研究国外新能源渗透率提升对辅助服务成本的影响，能够为解决我国辅助服务产品的划分、定价机制设计等辅助服务市场建设关键问题提供参考与指导。

国外新能源渗透率提升对辅助服务市场的影响

新能源渗透率提升造成英国辅助服务市场规模增大

英国辅助服务市场的发展与英国电力市场的改革紧密相连。英国电力市场自1990年开始改革，英国国家电网于同年开始在英格兰及威尔士开展辅助服务相关交易。当时的辅助服务品种主要包含频率响应、无功服务及商业服务等品种。随后在2001年，英国电力市场从全电量竞价的强制性发电侧竞争市场POOL模式向双边交易为主、市场主体自愿参与的新电力交易机制(NETA)模式转变。由于此时英国电力市场双边交易比重占比攀升，为提升系统调度效率，维护电力系统安全稳定运行，英国电力市场设立平衡机制。英国电力系统运营商通过该机制保证每时刻电力供需平衡。在平衡市场中，系统运营商接受所有市场参与者的报价及投标，以实现实时平衡。同时电力系统运营商也可提前与市场主体签订合约，保证系统安全高效运行。此时，英国电力市场中备用容量服务和电能量市场交易是分开的，没有进行统一优化，在操作上较为简单。

2005年，英国国家电网将新电力交易机制(NETA)模式推广至全国，在全国范围内形成统一的竞争性电力市场(BETTA)，由英国电网公司统一负责系统调度交易和平衡市场运营。2011年7月，英国能源部正式发布《电力市场化改革白皮书》。2013年，英国颁布《2013年能源法案》，开始实施新一轮电力市场改革，主要内容包括对可再生能源为主的电源引入固定电价和差价合约相结合的机制、建立容量市场等。随着英国电力市场改革不断推进，英国平衡机制下辅助服务交易品种也在扩充，当前英国电力平衡市场主流的辅助服务交易品种(如表1所示)。

2019年，英国通过《气候变化法案》，明确2050年脱碳的目标，但由于新型冠状病毒肺炎疫情的流行及俄乌冲突导致的能源供需急剧变化让英国的能源转型备受挑战，图1为1990~2021年英国电源结构变化情况，2021年英国全国发电出力相较于2020年下降1.4个百分点。同时，受极端天气影响，新能源出力占比由2020年的43.2%下降至2021年的39.7%。但新能源出力占比依然较前几年有较大的提升。

笔者结合英国国家电网月度平衡服务公开数据，统计了近30年英国辅助服务市场规模，图2为英国辅助服务市场规模发展情况。2019年以前，随着新能源渗透率不断提升，英国辅助服务市场规模稳步提升，但由于2020年以来新能源渗透率不断提升以及新型冠状病毒肺炎疫情流行引起的负荷水平降低的双重影响，英国辅助服务市场规模急剧扩张。据公开数据显示，在2020年5~7月，为应对电网惯性水平持续下降以及电压稳定性等问题，英国系统运营商不得不采购大量辅助服务，辅助服务成本较2019年同期增加了2亿英镑。

英国为实现2050年的脱碳目标，将快速推进风、光新能源建设及并网，可再生能源渗透率也将随之提升。这将会在未来几十年重现甚至加剧2020年疫情封锁期间面临的运营挑战。英国国家电网与伦敦帝国理工学院通过频率保障调度模型仿真预测了未来英国在实现零碳排放目标过程中可能面临的挑战。到2030年，英国辅助服务在总系统运营成本中所占的份额将由2015年的2%提升至15%。

新能源渗透率提升造成澳洲辅助服务单位成本上升

澳大利亚电力市场分为国家电力市场(NEM)和批发电力市场(WEM)，除西澳大利亚州采用批发电力市场外，其他州执行国家电力市场。2001年起，澳大利亚电力工业结构重组并构建统一电力市场体系，此时国家电力市场的辅助服务品种主要包含频率控制辅助服务(FCAS)。2009年，澳大利亚重新建立电力监管体系，国家电力市场的辅助服务品种进行相应的扩充。截至2022年，澳大利亚国家电力市场的辅助服务品种如表2所示。

由于气候变化等问题，澳大利亚与其他国家一样，其国家电力市场也在经历电源的结构性、供给侧调整。在此阶段，可再生能源投资政策的不连续性以及约500万千瓦的老旧燃煤电厂的无序退出，导致了电力中长期及现货价格大幅上涨。2016~2021年，澳大利亚国家电力市场经历了较长的投资周期，电力系统中新增并网1600万千瓦的大型可再生能源发电站(以及额外的800万千瓦的屋顶光伏项目)。

伴随着大规模新能源并网以及电源结构的显著变化，澳大利亚电力系统频率急剧恶化。在原有的电源结构下，以频率控制辅助服务(FCAS)为主的辅助服务，由于电力系统的稳定性以及各类同步电源提供辅助服务资源的充裕性，其价格一直处于较低的水平。2016年以前，澳大利亚国家电力市场中频率控制辅助服务通常占全年电力市场交易额的0.5%以下。图3为2010~2022年的澳大利亚国家电力市场频率控制辅助服务市场价格，其中2003~2005年频率辅助服务成本为1.6美元/兆瓦时，备用辅助服务成本为4美元/兆瓦时，而2006~2021年，频率辅助服务成本跃升至26美元/兆瓦时，备用辅助服务成本跃升至23美元/兆瓦时。

新能源渗透率提升造成德国辅助服务成本占比提升

1990 年代和 2000 年代，大部分欧洲国家都建立了电力市场。德国的电力市场自由化是始于1990 年代多项努力的成果，随着《能源产业法》(EnWG)的修订而成形。德国过去的能源结构与中国相似，主要是以传统化石能源为主导的电力系统，利用以传统能源为燃料的同步发电机进行稳压、提供惯量，以及维持频率稳定，从而维持电力系统的稳定性。2000 年，德国颁布了第一部《可再生能源法(EEG)》，自此发起了能源转型。转型很快就影响到了能量实时平衡/调度、频率等各个层面上的系统运行，带来了越来越多的挑战。

对此，德国通过二十余年对辅助服务机制的优化，交易品种的不断细分，并于2020年启动能源平衡市场，并在能源平衡市场中开展相应辅助服务品种的交易，目前德国辅助服务交易品种主要包含频率响应、快速备用、无功支撑及黑启动能力。

伴随着新能源渗透率的持续提升，德国辅助服务成本的占比也日益提升。同时也造成以风、光为主的新能源并网成本不断增加。当新能源渗透率达到40%时(中低渗透率)，以风、光为主的新能源并网的成本在1.6~49美元/兆瓦时;而以风、光为主的新能源并网成本随着新能源渗透率提高而显著增加，在渗透率达到80%~100%时并网成本高达133美元/兆瓦时。

我国辅助服务市场建设现状

我国现行的辅助服务品种划分依据主要为2021年修订的《电力辅助服务管理办法》。各类电力辅助服务品种补偿机制如表3所示，主要包含有功平衡服务、无功平衡服务以及事故应急恢复服务。各区域、省内的辅助服务补偿机制主要包含基本辅助服务、辅助服务固定补偿以及辅助服务市场交易。基本辅助服务以及辅助服务的固定补偿主要参照各区域以及部分省内颁布的“两个细则”进行考核以及补偿。图4为目前我国国家电网及南方电网经营区下各区域、各省份在开展的省间、省内辅助服务市场交易品种。

我国新一轮电力体制改革已开展多年，第一、二批现货试点省份已成功开展模拟试运行、结算试运行，并逐步进行长周期结算连续试运行，各省区也在逐步推动调峰辅助服务与现货市场深度融合。

我国辅助服务应对新能源渗透率提升的思考

截至2022年，我国风电、光伏发电量突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2073亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%。同时风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，占全国新增发电装机的六成有余。在不远的将来，风电、光伏新能源渗透率会持续上升。通过前文分析英国、澳洲、美国等成熟电力市场下新能源渗透率提升对当地辅助服务市场的影响，结合当前我国辅助服务交易品种、补偿机制改革现状，笔者对我国辅助服务市场的建设与发展有以下三点思考：

一是辅助服务市场的交易品种有待探索。当具有随机波动性的新能源渗透率持续上升时，电力系统的频率稳定性、暂态过电压水平、惯性能力、稳态电压支撑能力、备用需求等将受到严重挑战。我国辅助服务市场交易品种需要结合电力市场的实际情况持续优化，扩充辅助服务类型，包括系统惯性、爬坡、无功等交易品种。

二是辅助服务市场的交易需求有待释放。我国当前辅助服务市场总规模占比较少，以各区域2019年一季度电力辅助服务补偿费用占上网费用比重为例，各区域辅助服务补偿费用占上网费用不超过3%。开设省内辅助服务市场后，辅助服务总成交量占电力市场总成交量也不足2%。在我国传统火电资源逐步减少及储能等新型辅助服务成本较高背景下，应寻求释放辅助服务市场交易需求的各项途径。

三是辅助服务市场的市场规模有待提升。风电、光伏新能源的边际成本较低，在参与以变动成本为主的电力现货市场中报价具备优势，通常在市场出清计算中可实现全额消纳。当前我国现货市场中，新能源主要以保障性收购、新能源机组自报价、跨区交易等方式参与市场，保证新能源的优先和完全消纳。随着新能源渗透率的持续提升，存在对辅助服务价值度量不足的问题，因此应提升辅助服务交易的市场规模以达到提升辅助服务机制潜在价值的目的。