電力市場輔助服務定價

電力市場輔助服務定價是指對保證電能安全、優質輸送而提供的額外服務的定價。電力市場分為電能市場和輔助服務市場，電力市場是解決負荷需求或電力需求的主要市場，輔助服務市場是次要市場，是保證電能安全、優質輸送而提供的額外物品。在電力市場環境下，不論採用何種方法獲取輔助服務，均存在分攤成本的問題。從原理上講，應按每個用戶使用的各種服務的份額來確定，但這在理論上是一個非常困難的問題。因為一種服務可包括多個成本分量，如運行備用服務涉及到容量成本、能量成本和機會成本，且這些成本隨時間、地點和系統負荷變化，很難確定每個用戶應承擔的份額。

基本介紹

• 中文名：電力市場輔助服務定價
• 外文名：Electricity market ancillary services pricing
• 類型：電力市場關鍵技術
• 核心：輔助服務分攤成本
• 領域：能源
• 學科：電氣工程

簡介

20世紀70年代開始，國內外進行廣泛的電力改革，實施私有化和資產重組，將市場理念引入電力行業大大提高了電力行業的運行效率。

電力市場分為電能市場和輔助服務市場，電力市場是解決負荷需求或電力需求的主要市場，輔助服務市場是次要市場，是保證電能安全、優質輸送而提供的額外物品。儘管輔助服務地位不及電能市場，即電力市場不提供這種物品，電能市場理論上仍可運作，但電能質量(頻率、電壓)、供電可靠性(停電)、恢復供電時間得不到保障，因此輔助服務市場是電能市場不可或缺的重要補充，其運行好壞直接影響電能市場的良好運作。

我國電力輔助服務市場始於2006年，以國家電監會制定的《併網發電廠輔助服務管理暫行辦法》為標誌，隨後國內六個區域依照該辦法針對本區域制定並實施《區域併網發電廠輔助服務管理實施細則》。

在輔助服務運行期間，某區域發電企業提出了關於改進輔助服務市場的不少建議，其中大部分建議是關於輔助服務的計算和定價:

1)輔助服務費用分攤。輔助服務的賣著是發電企業，而最後大部分輔助服務的費用又要由發電企業支付，定義發電企業既是買者又是賣者是否合理。

2)輔助服務補償價格。一是有些輔助服務價格定得太低或太高，如調峰服務太低、無功服務太高;二是統一定價不合理，不同的機組成本不同，應該為這些機組指定不同的價格。

3)輔助服務提供量計算。一是方法不合理，如計算AGC輔助服務，如果上次AGC速度不合格而本次又沒有收到新的AGC指令，那么本次AGC計算的結果是被罰或有負的服務提供量，而實際應該按0計算的;二是計算過程不透明，發電廠只能從調度部門得到一個月最終的輔助服務提供量與被罰量，無法知悉一天、一個時段、一條指令的服務提供情況。

4)其他問題。如輔助服務軟體界面更新不同步，數據採集器延時嚴重，缺少答疑與幫助平台等

研究現狀

輔助服務定價:20世紀80年代後期。 Schweerppe等人根據經濟學中完全競爭市場的商品價格等於生產者邊際成本的原理提出實時電價理論。研究了電力系統中無功源的資源價值問題，對PV曲線法、無功備用法、等效無功補償法三種評估無功資源價值大小的方法進行了深入比較，提出了一種平均值法建立了無功資源價值、無功成本一併考慮情況下的實時定價模型;提出了考慮備用成本、電力備用經濟價值、電力備用社會價值和系統可靠性的基於激勵機制的備用服務定價模型;分析了可中斷負荷的成本，總結當前較為常用的可中斷負荷定價方法，定量地給出了基於效益的可中斷負荷定價模型;充分考慮了輔助服務容量成本，引入“當量電價法”對輔助服務運行備用和AGC進行定價，以及無功等值定價法;介紹了國內六大區域、各類輔助服務的補償價格。

輔助服務需要交易

只有交易，物品的價值方能得到承認和證明。為了說明這個觀點，先來看1度電的價值如何體現，不同的人會有不同的觀點:生產者認為是一度電的燃料成本，比如說是0.2千克，消費者則認為是這度電帶給自己的好處，如燒開10千克水、照明2小時或電動車跑100公里等， 因此，某區域發電企業對輔助服務費用由發電企業分攤的質疑是合理的。只是某區現階段電力市場建設處於起步階段，零售側尚未開放，而電網調度機構只是中介，並不是輔助服務的實際需求和真正購買者，因此輔助服務的費用自然而然的想到會是發電企業自身承擔。

通過以上分析可以看出:某區域輔助服務雖然並未真正交易，買者和賣者沒有互動，但這種分攤方式卻提供了在發電企業內部收入再次分配的依據，這對我國輔助服務的發展是個好的開端。

輔助服務的定價

定價是輔助服務的一個重點，本節想藉助交易的觀點從市場角度對輔助服定價，包括均衡定價和歧視定價。

（1）W市場均衡:當買者願意購買一種物品的數量正好等於賣者所願意出售的數量時，我們稱之為市場均衡。

(2)福利和無謂損失:福利即獲得的好處用剩餘表示，包括買者剩餘、賣者剩餘和社會總剩餘;當交易數量偏離均衡時，社會剩餘會減小而造成無謂損失。

(3)價格歧視:價格歧視是對提供相似產品的不同用戶群體，收取不同的價格。

(4)均衡定價:均衡定價是指支付意願曲線A-B-C與買者成本曲線a-b-c的交點c作為所有參與者交易的價格，大多用於完全競爭的輔助服務，如投標、競標等。更普遍

的情況是調度機構初步估計輔助服務需求數量c，然後從買家提供成本曲線a-b-c上，直接將最後一賣家的價格定為交易價格。

(5)歧視定價:主要用於雙邊交易或雙邊契約，此時可稱配對交易。

配對應該滿足兩個條件:一是社會剩餘最大，輔助服務交易只要達到均衡數量即可滿足要求;二是對買家和賣家公平，支付意願高的買者或生產成本低的賣者優先交易，且本次交易的價格用雙方支付意願和成本的平均值.

電力市場環境下輔助服務成本的分攤

在電力市場環境下，不論採用何種方法獲取輔助服務，均存在分攤成本的問題。從原理上講，應按每個用戶使用的各種服務的份額來確定，但這在理論上是一個非常困難的問題。因為一種服務可包括多個成本分量，如運行備用服務涉及到容量成本、能量成本和機會成本，且這些成本隨時間、地點和系統負荷變化，很難確定每個用戶應承擔的份額。儘管已經提出了一些按用戶使用份額分配有功損耗和無功支持成本的方法，但對於負荷跟蹤、運行備用以及調度與系統控制等輔助服務的成本，通常按照用戶的用電量及容量大小按比例分配，事實上這與在傳統的電力系統中採用的方法是一樣的。

國際上主要電力市場中輔助服務

英國電力市場

英國電力市場採用聯營體模式，其輔助服務的獲取和定價方法在很大程度上受該模式影響。國家電網公司(NGC)擁有輸電系統並負責系統運行。Ancillary Services Business (ASB)則是NGC屬下的一個獨立營業部門，其功能是在滿足系統運行要求前提下儘可能經濟地購買輔助服務。聯營體在每月結算時根據ASB提供的輔助服務在買電電價上追加一項附加費(upfift)後得到賣電電價，以此來支付ASB的服務成本。ASB的管理費預算和可得的利潤由聯營體成員共同議定，目前利潤為管理費的10%。

ASB主要通過簽訂長期契約來獲得由發電公司所提供的輔助服務，契約中規定了各種輔助服務的品質要求、數量、時間及價格。1995、1996年度ASB為這些服務支付了1.3億英鎊，略小於聯營體年營業額C70億英鎊)的2%。

在頻率調節方面，除特殊發電機(如核電站)外，每個發電機組都必須裝有調速器並要求運行在“頻率敏感”模式。提供這種服務的發電機組可以獲得兩種報酬，第一種是頻率回響輔助服務報酬 (英鎊/小時)。由於機組運行在這一模式時其所帶負荷受到限制而引起的機會成本，由第二種報酬作補償。當然還可以通過負荷管理實現頻率調節，如果提供同樣的服務比發電公司便宜的話。

在無功功率輔助服務方面，要求每台發電機組的功率因數運行在-0.95~+0.85，並具有連續作用的、穩定的自動勵磁系統。ASB每月支付固定報酬給提供無功服務的機組。英格蘭和威爾斯分為18個無功電壓區，按各個區的無功容量的多少採用不同的無功容量費率(英鎊/Mvar)，而無功電量則採用統一費率(英鎊/Mvarh。無功容量總酬金占總無功酬金的80%。目前正在考慮建立新的無功服務酬金支付機制以及建立無功輔助服務市場的可行性。

系統的備用容量可通過兩種方法獲得:一是與發電公司簽長期契約，二是利用未列入調度計畫的發電機(富裕)容量和相鄰電網的發電機富裕容量。在簽訂長期契約時，將每天分為多個時段(隨季節變化)。在每年1012月，各機組報出其願意在每天何時段提供備用容量服務、相應價格和數量及機組技術數據(如啟動的時間和爬坡速率等)。1月份對各報價做評估，並在2月份或3月份與選中的機組簽訂下一年度的備用容量服務同(契約量不少於3 MW)。

在黑啟動服務方面，ASB根據市場化前黑啟動方面的經驗，選擇一些發電公司簽訂長期契約提供該服務，簽約的發電司應隨著裝機變化而變化。ABS要求籤約的發電公司遞交其提供該服務所需成本的細節，ABS做統一評估後決定價格。

英國電力市場採用的長期契約方法對獲得穩定有效的輔助服務具有重要作用。在該市場中備用容量服務和主電能交易是分開的，沒有統一最佳化，這通常無法達到使總購買成本最小的目標。

挪威和阿根廷電力市場

挪威、瑞典、芬蘭和丹麥組成了北歐電力市場。它有相當完善的電能期貨市場和現貨市場，並採用零售競爭高級市場運行模式，存在大量電能交易雙邊契約。

挪威國家電網公司和約70個發電廠的所有者經協商達成一系列協定。協定中的“系統職責導則”對輔助服務的主要規定如下:

1)授權系統運行部門根據技術要求對發電廠有功輸出和無功輸出進行調度，要求發電廠對系統頻率作出回響(MW/Hz)並提供有功備用容量。

2)發電廠應服從系統運行部門的輔助服務調度。如果發電公司按調度要求提供了超常量或特殊的輔助服務，而這些輔助服務成本沒能通過電費適當補償，則可經協商給以專門報酬，而通常情況下對輔助服務不提供報酬，可理解為通常的輔助服務成本隱含在輸電費用中，只有極少量的特殊服務才另行付費。

所有與提供特殊輔助服務相應的成本均分攤到用戶的輸電費用中。

挪威國家電網公司在輔助服務獲取及定價方面採用了相當簡單的方法，這是由於其發電容量幾乎77%為水電，而且裝機容量遠大於峰值負荷從而有很強的調峰調壓能力和充裕的備用容量來提供輔助服務。

與挪威相似，在以聯營體形式運營的阿根廷電力市場中，也採用了簡單的輔助服務獲取及定價方法。其特點為:聯營體的運行部門負責協調輔助服務的調度;發電公司有責任提供適當水平的各種輔助服務，其成本隱含在電價中;若某個發電公司不能提供它應承擔的輔助服務，可以由別的發電公司代為提供，這時前者需要給後者經濟補償。

美國加州電力市場

加州電力市場是批發模式的，允許發電公司和大用戶簽訂雙邊契約以迴避價格及銷售量風險。現貨交易通過交易中心進行投標(包括下一個交易日每小時和下一個交易小時兩個現貨市場)，在實時運行時還有電力電量平衡調節市場。加州的電力交易中心(PX)和獨立系統運行組織(ISO)分別負責電能交易及實時運行的職能。

加州電力市場在能量主市場之外設立了競爭的輔助服務市場，由ISO管理。輔助服務可由調度協調員(Scheduling Coordinator-SC)和PX自己提供，也可從ISO購買，但所有輔助服務均由ISO統一調度。ISO管理6種輔助服務:調節、旋轉備用、非旋轉備用、替代備用、無功支持和發電機黑啟動能力。後2種服務通過長期契約獲得，前4種服務採用以拍賣為基礎的競爭市場方式獲得，包括下一個交易日每小時和下一個交易小時輔助服務市場。PX和SC均可以向這4個輔助服務市場投標，要求同時標出容量價格和能量價格。IS O只根據容量價格切除市場。如果系統運行中需要這些發電機提供能量，則從容量價格中標的發電機組中按能量標價從低到高的次序獲取所需能量。

PX或SC可以把同一個備用容量向1個或幾個、甚至全4個輔助服務市場投標。ISO按下述順序對4個市場分別進行切除:調節、旋轉備用、非旋備用、替代備用。這4個市場的產品屬於同一種類型，但質量不同(依次下降)。如果PX或SC同意，對於在某個市場中沒有投中的容量，可以自動轉到下一個市場。但對於不同的輔助服務市場，Px和sc可以給定不同的容量和能量價格。

這種方法存在下述問題:4個輔助服務市場分別切除，因而4個市場的購買成本分別最小未必導致總的購買成本最小。運行經驗也證明，採用4個輔助服務市場分別切除無法引導出一個高效率的市場。有些發電公司利用該方法的缺陷牟取暴利:輔助服務市場的正常價格為5一10美元/MWh，但在1998年7月最高時竟達9999美元/MWho ISO為此設定了價格頂限。後來，ISO對其輔助服務市場進行了重新設計，最主要的變化之一是自1999年8月18日起採用了理性買家算法作為輔助服務市場的切除方法，至今運行良好。

從加州能量市場和輔助服務市場的運行情況看，輔助服務市場的交易量可以達到能量市場交易量的20% 。

西班牙電力市場

在西班牙電力市場中，強制性要求發電機免費提供頻率調節服務，如果發電機無法提供，則它需要從別的發電機處購買。頻率調節容量要求為發電容量的1.5 %，對於小於100mHz的頻率偏差，而對於100 ~200 mHz的頻率偏差，要求時間回響在15~30s內(採用線性插值)。

AGC服務採用基於拍賣競爭的方式獲取。

輔助服務市場的市場力問題

輔助服務市場的地區性市場力可能強於能量市場中的市場力，因為有些輔助服務與發電機所在的地理位置有關。對於某一種輔助服務，一些地方的發電機可能比其他地方的發電機具有更強的市場力。前已述及，美國加州的輔助服務市場已經出現了濫用市場力的問題，但到目前為止，對輔助服務市場的市場力問題研究很少。

對我國電力市場的輔助服務的啟發

根據上述幾個典型的電力市場中所採用的輔助服務的獲取及定價方法，對我國電力市場化後的輔助服務獲取與定價原則提出一些看法或建議:

1)與電能相比，輔助服務所占的成本較小。考慮到電力系統需要統一調度運行的特殊要求，在電力市場建設初期宜採用比較簡單的方法，如強制要求發電機提供一些重要的輔助服務，有關成本按用戶的用電量和容量分攤。在電力市場運行逐步成熟時可以考慮採用更為先進和合理的方法。

2}在市場運行初期，任何參與調度的發電機都應具自動電壓調節器及調速器，相應控制器特性應達到運行規程要求的標準。發電機要能在一定功率因數範圍內運行，並保留一定比例的旋轉備用，具體要求需根據電網實際情況確定。這些要求作為發電機入網的前提條件，不支付相應的輔助服務費用。對於不滿足要求的發電機，可處以罰金或向承擔其責任的機組支付相應費用。有關成本可由各發電公司打入電能生產成本，在競價上網時計入。這樣有利於電網的安全穩定運行，因為每台機組都處於良好的運行和控制狀態，且分布也較合理。

3)在上述基礎上，系統運行部門按照運行規程、安全穩定導則以及對系統的全面分析結果確定尚需要的輔助服務。這主要包括:

1)負荷備用容量:通常為最大負荷的2%~5% (低值用於大系統，高值用於小系統)，以滿足負荷波動的要求。如有特殊情況(氣候突變、有預見的突發事件等)，系統運行部門需要對此作進一步調整。

2)事故備用容量:最大負荷的10%左右或系統中最大機組的容量，二者中取大的。一些國家採用7%左右的事故備用。一般小系統宜用高值，大系統用低值。事故備用容量中50%左右應為旋轉備用。

3)還應有一部分替代備用容量(60min內投入)，以供需要時使用。

4)對於有功調頻和實時電力電量平衡用的負荷備用容量，可先指定若干控制性能優良的機組提供AGC服務。根據實時量測的系統頻率及聯絡線功率計算ACE信號，從而獲得各地區負荷偏離電能交易契約的功率數值。先用AGC機組提供該部分電功率，再由負荷備用容量替代AGC機組來提供這部分功率，使AGC機組儘快恢復到設定運行點，繼續承擔AGC功能。即使這些提供備用的機組在運行中沒有被調用，也應支付其容量費用。如果被調用了，則需根據實際使用電量再支付電量費用。AGC機組由於調節頻繁、機組磨損大，也應得到合理補償。為維持實時電力電量平衡而引入的成本應按“誰用誰付，多用多付”原則由相應的用戶分擔。當很難確定用戶的使用份額時，相應的費用可按用戶的容量和用電量分攤。

5)對於無功支持和電壓控制，在上述(2)的基礎上，若系統運行需要一些電廠在規定範圍以外運行，或需要添加新的無功補償調節裝置，則應支付相應的建設、運行和維修費用。一般可按月計算及結清。

6)對於事故備用容量，若運行中沒有使用，則支付的容量費用統一歸入成本，分攤到用戶。但若由於某用戶或某電廠原因使用了事故備用容量，則由責任方支付相應容量費用和電量費用。事故旋轉備用和負荷備用容量計畫及其定價將在下面討論。

7)系統在選擇、購買輔助服務時要堅持經濟、有效和公開、公正、公平的原則。要監視備用容量是否充分及是否可隨時調用。

8)除向發電公司購買備用容量外，還可考慮由可中斷負荷提供備用，以便必要時切除一定的負荷而達到同樣目的。

9)在市場環境下不同用戶有不同的可靠性要求，採用備用容量雙邊交易可計及這些要求。這方面研究剛剛開始，可以綜合運用可靠性、風險評估和保險等方面的理論來解決這一問題。