电力市场理论与技术-辅助服务

辅助服务的概念辅助服务是指在电力市场的运营过程中，为完成输电和电能量交易并保障电力系统安全和电能商品质量（包括频率、电压和可靠性），发电厂和其它辅助服务提供者提供的与正常电能生产和交易相互耦合的频率控制、备用、无功支持、黑启动和其它安全措施等服务。辅助服务的内容不同电力工业结构所需的辅助服务不尽相同，结合我国电力系统安全运行的实际需要,辅助服务主要包括以下五种:1.2.1调频1.2.2调峰1.2.3备用1.2.4无功支持1.2.5黑启动调频概念：调频服务也称频率控制，指发电机组提供足够的调整容量、一定的调节速率，在允许的调节偏差下实时处理较小的负荷和发电功率的不匹配，以满足系统频率要求的服务。调峰•概念：为了负荷峰谷变化的要求而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机出力调整。•在电网中,公认的调峰机组为抽水蓄能机组和燃油、燃气轮机组,再次为部分可调库容的水电机组,再次为小容量(装机容量在200MW以下)的燃煤机组。备用•概念：电力系统除满足最大负荷需求外,为保证电能质量和系统安全稳定运行而保持的有功功率储备。•分类：–按备用的目的:负荷备用、事故备用、检修备用和国民经济备用;–按备用的运行状态:热备用和冷备用;–按备用的响应速度:瞬时响应备用、10分钟旋转备用、10分钟非旋转备用、30分钟备用、60分钟备用、冷备用；–按备用增减出力的调整方向：上备用和下备用无功支持•概念：发电机或电网中的其它无功源向系统注入或吸收无功功率,以维持电网中的节点电压在允许范围内,以及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。•在电力市场初期,电网所提供的无功服务,可计入输配电服务中,仅发电机组(含调相机组)提供的无功服务需要单独考虑。黑启动概念：整个系统因故障停运后,不依赖别的网络帮助,通过启动系统中具有自启动能力机组来带动无自启动能力的机组,逐步扩大系统的恢复范围,最终实现整个系统的恢复。辅助服务的分类•结合我国电力系统安全运行的实际需要，考虑辅助服务市场化的可操作性，可将辅助服务分为：1.3.1基本辅助服务1.3.2有偿性辅助服务基本辅助服务•概念：基本辅助服务指为保证电网安全运行，发电企业的发电机组必须具备的辅助服务。•主要包括：–发电机组的一次调频–设计功率因数范围内的无功调整–机组设计调峰率以内的调峰等有偿性辅助服务•概念：有偿辅助服务指除基本辅助服务之外的其他辅助服务。•分类：–AGC（自动发电控制）–备用–无功服务–黑启动定价机制的目标•价格能够正确反映并合理补偿辅助服务的成本，并使提供方得到合理的回报;•价格应该反映出辅助服务的价值差异；•能够激励供方保持并提高服务水平,使系统长期得到稳定和充足的服务;•最小化终端用户承担的服务费用;•运作定价机制所需的费用应该合理；•充分发挥引导电力建设投资的信号作用。定价机制的分类•2.2.1不付费•2.2.2基于成本的补偿制•2.2.3价值核算制•2.2.4双边合同•2.2.5投标市场•2.2.6实时竞争定价不付费•系统强制性要求供方提供辅助服务并且没有额外的付费。•这种机制广泛地用于垂直垄断结构的电力工业中。•从表面上看,这种机制可以降低终端用户承担的服务费用,但它并未真正地达到了上述的辅助服务定价机制的目标。基于成本的补偿制•这种机制随着电力工业的解除管制得到了广泛的应用。•在实施过程中遇到的主要问题是如何确定计算辅助服务成本的合理方法。•也需要必要的惩罚和奖励措施来确保系统得到可靠的辅助服务。价值核算制•首先估算购买方由于获得了辅助服务而创造的价值,然后以此为基础定价，目前还没有真正使用它的实例。•在大多数情况下估价可能明显超过成本,因此易使系统得到稳定的和充足的服务,但会增加终端用户的费用。双边合同•由双方协商形成辅助服务的价格。•这种机制的不足之处是:由于双边合同具有内在封闭性,合同细节通常是保密的,合同之外的第三方不能够得到辅助服务的价格和其他信息,因此无法据此提供更优质廉价的服务。投标市场•在这种机制下,供方按一定的技术要求进行投标,需方按照服务水平和投标价格在供方间进行选择，供需双方通常签订3-5年的中长期合同,在合同有效期内价格是固定的。•这种机制特别适用于可能出现短期区域性垄断的服务,如无功和黑启动服务。实时竞争定价•价格通常是由市场竞争或交易协议短期提前确定的实时定价机制已经广泛应用于电能交易市场中。•这种机制最大的缺点是操作复杂、运作它的资金消耗是很大的。国外辅助服务市场简介国外一些市场运行机制相对成熟的发达国家，已经在其电力市场中进行了辅助服务市场化改革，建立了特定的辅助服务市场，通过市场竞价，以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，在此简要介绍以下三个电力市场的辅助服务市场：•3.1英格兰和威尔士的辅助服务市场•3.2加州辅助服务市场•3.3新英格兰辅助服务市场英格兰和威尔士的辅助服务市场•该市场的辅助服务分类与我国相似,包括频率控制、无功/电压控制、备用和黑启动。•辅助服务分为3种提供形式:强制性服务、必需服务和商业服务。•进入电力市场的大部分机组都有义务提供强制性服务,在电网法规和输电网络连接条件中规定相关的技术要求。•仅要求部分机组提供必需服务(主要指黑启动),鼓励机组提供商业服务。加州辅助服务市场•由独立系统运行员(ISO)负责购买的辅助服务包括:AGC、旋转备用、非旋转备用、替代备用、电压支持和黑启动。•其中,后两种辅助服务一般通过长期合同方式购买前4种服务是在日前市场和小时前市场按小时购买的,辅助服务投标在电能投标之后进行。•市场规则规定:一个供应方可以以不同的容量和价格参与4种辅助服务中任意或者所有的市场投标,但对于特定的一种服务,只能提交一个投标。新英格兰辅助服务市场•新英格兰电力市场定义的辅助服务包括:AGC、10分钟旋转备用、10分钟非旋转备用、30分钟运行备用、替代备用、电压支持和黑启动，其中的前4种辅助服务经由竞争的投标市场获得。•发电商可以在提交第二天的电能投标的同时按小时提交一种或多种辅助服务的投标。•ISO根据投标信息结合投标结算方法同时进行电能和辅助服务的投标选择、安排发电计划和辅助服务计划。我国辅助服务补偿交易情况•辅助服务补偿交易是辅助服务市场的初级阶段，电力监管机构负责组织实施，电力调度机构负责统计数据，电网公司协助结算补偿费用。遵循原则•并入省级以上电网的发电企业，均遵循“区域统一规则、按调度管辖范围补偿、分省平衡、随上网电费一同结算”的基本原则参与辅助服务补偿。主要特点一是在不改变现行电价体制、电价标准和辅助服务调用机制的前提下，实现辅助服务提供的公平，调动发电企业提供辅助服务的积极性。•辅助服务补偿资金，来源于发电企业、使用于发电企业，不推动销售电价上涨。•电网企业不参与考核与补偿，没有利益关系。•对于辅助服务的调用仍然维持原来的“按需调用体制”，不需要对电力系统现行的运行方式进行改变。主要特点（续）二是辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。三是辅助服务补偿采用“以支定收”方式。•事先确定补偿标准，根据发电厂实际提供的辅助服务贡献量计算所需的总费用。•所有电厂按各自上网电费的比重分摊所需总费用。南方区域•南方区域开发了全区统一的辅助服务市场支持系统，在全国率先将辅助服务放在了区域统一平台上进行补偿。•按照国际上成功电力市场的惯例，将区外售电的电网公司视作本省内一个无辅助服务能力的电源参与费用分摊。•将跨省（区）电能交易分为电量交易和辅助服务交易两个部分，为解决三峡、黄河的水电参与跨省区补偿分摊做了有益尝试。西北区域•西北电网及陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆电网于2009年3月31日在全国率先启动试运行工作，7月进行第一阶段总结，并进一步修订细则、完善技术支持系统功能，已完成对试运行阶段西北电网公司技术支持系统的评估和验收。•西北电监局组织开展《黄河上游水电厂参加西北区域辅助服务专题研究》，为下一阶段开展跨省辅助服务补偿做好准备。华北区域•华北区域于2009年元月在全国率先启动了京津唐电网“两个细则”模拟运行，5月1日起进入试运行阶段。•华北电网公司根据监管机构的批复每月与发电企业进行考核和补偿的费用结算。•2009年5－12月，京津唐电网的辅助服务补偿资金为48571万元，占当期电费的1％左右。东北区域•东北区域的东北电网及辽宁、吉林、黑龙江省2009年均已完成技术支持系统的建设。•东北电监局将根据试运行经验，修订完善细则后转入下一阶段试运行。华东区域•华东区域的华东电网及上海、安徽、江苏、浙江省2009年均已经完成技术支持系统建设，2010年初进入试运行。•福建省技术支持系统建设相对滞后。华中区域•华中区域的华中电网、湖南、湖北电网于2009年12月31日开始模拟运行；•四川电网于2009年11月30日开始模拟运行；•重庆电网于2009年12月31日进入试运行。•江西、河南省技术支持系统建设相对滞后。辅助服务补偿交易存在的问题（1）个别发电企业强调自身机组的技术制约，不愿意参加辅助服务补偿交易，拒绝承担辅助服务义务。（2）大部分跨省（区）电能交易尚未将电能与辅助服务分别交易•区外来电特别是跨区水电基本不参加受电地区的辅助服务，造成受电区域发电企业，特别是常规燃煤机组负荷率下降，稳定性下降。•部分电力企业为避免机组的频繁启停调峰不得不降价外送，以平衡送入电能带来的低谷调峰问题，甚至造成了潮流互抵。我国辅助服务市场模式探讨•在辅助服务市场建设初期,全部或部分辅助服务强制性提供、但要合理补偿供应方成本外加合理利润。•随着市场运营方法和市场规则的不断完善,逐渐增大竞争模式所占的比例,最终的辅助服务市场将形成补偿模式和竞争模式共存的格局。•不论是补偿模式还是竞争模式,都应该在定