新型電力系統背景下我國輔助服務市場分析

姚洋陽，三梅英，白永福，王西德，邱亞鳴，胡 靜

（1.上海明華電力科技有限公司，上海 200090； 2.黃河上游水電開發有限公司，青海 西寧 810000；3.黃河上游水電開發有限公司拉西瓦發電公司，青海 貴德 811700；4.甘肅鹽鍋峽發電有限公司，甘肅 永靖 731601）

2021 年3 月，我國提出要構建以新能源發電為主體的新型電力系統，確定了新能源發電在未來新型電力系統中的主體地位，也切實表明了未來新型電力系統將在我國實現“碳達峰、碳中和”（簡稱“雙碳”）目標的過程中發揮至關重要的作用［1-2］。

在“雙碳”戰略目標下，我國正在快速建設以新能源發電為主體的新型電力系統。新型電力系統呈現“新能源高滲透”和“直流輸電、電力電子設備高比例”的“雙高”特性。新能源發電大規模接入電網，會對電網穩定性產生較大影響。一方面，當前不配置儲能設備時，風電、光伏等新能源發電調頻能力有限，特別是在電網頻率偏低需要增加出力的情況下，電網調頻主要依賴火電、水電等傳統機組，但隨著高比例新能源發電的接入，電力系統的慣量水平顯著下降，系統調頻問題凸顯。另一方面，光伏、風電的隨機性和間歇性功率波動特征導致電網頻率偏差增加，進一步降低了電網頻率穩定性。隨著新能源裝機比例的不斷增加，電力系統的慣量支撐力度弱、出力不確定性強、頻率調節能力和阻尼特性差等問題將日益凸顯［3］，因而對調峰、調頻、調壓等輔助服務的需求將明顯提升。電力輔助服務市場及其補充機制均需要進一步發展完善，補償力度也需要進一步提高。

本文旨在分析我國電源結構現狀及變化趨勢、新型電力系統下電網面臨的挑戰以及輔助服務市場應對策略，展望新型電力系統下“源網荷儲”發展的新機遇與挑戰。

1 我國電源結構現狀及變化趨勢

對2017—2021 年全國各類電源裝機占比情況進行分析得到，火電裝機占比不斷下降，2017 年裝機占比為62%，2021 年裝機占比下降至54%；核電裝機占比基本穩定在2%；水電裝機占比逐年略有下降，相較于2017 年，2021 年水電裝機占比減少約2.8%；風電裝機占比不斷提高，2021 年裝機占比比2017 年增加4.6%，達到13.8%；光伏發電裝機占比也明顯提高，2021 年裝機占比達12.9%。

2017—2021 年全國總發電量及非化石能源發電占比情況如圖1 所示。我國總發電量逐年增加，其中非化石能源發電占比也在不斷提高，2021 年非化石能源發電占比超過34%。在“雙碳”戰略目標下，這一比例還將不斷提高，為此以新能源發電為主體的新型電力系統正在形成。與此同時，電網安全運行壓力也越來越大。

圖1 2017—2021 年全國總發電量及非化石能源發電占比情況

“十四五”時期，我國可再生能源年均裝機規模將有大幅提升，預計到2025 年末，可再生能源發電的裝機占比將超過一半。此外，可再生能源在能源消費中的占比也將持續攀升，預計到2025 年末將達到社會用電量增量的2/3，可再生能源角色將發生重大變化，不光是能源電力消費的增量補充，更是能源電力消費的主體。

此外，隨著新能源裝機占比的不斷提高，棄風和棄光率高也是不容忽視的問題。2016 年，全國平均棄風率高達17%。此后國家出臺了多項政策促進對新能源發電量的消納，這一問題得到了有效改善。但該問題仍然困擾著青海、西藏等新能源裝機占比較高的省份，2022 年1～11 月，青海棄風率為7.2%，棄光率為9.3%，遠超全國平均水平。

2 新型電力系統下電網面臨的挑戰

以新能源發電為主體的新型電力系統下的電網將呈現“一低、雙高、雙峰、雙隨機”等特征，即低系統轉動慣量、高比例新能源與高比例電力電子設備、夏冬負荷雙高峰、發電出力和用電負荷雙側隨機波動［4］。

新型電力系統及交直流混聯電網的復雜結構使電力系統實時平衡面臨較大壓力。電網需要不斷增強系統實時能量平衡、清潔能源消納以及資源優化配置的能力。新能源發電高比例接入電力系統后，系統轉動慣量削弱，頻率調節能力降低，系統短路容量下降，系統抗擾動與無功支撐能力也會變差，暫態過電壓問題突出。這些不可控因素均會加大新能源機組大規模電網解列的概率，增加電網運行的風險，提高對電網調峰、調頻、調壓、電能質量控制以及維持系統平衡等能力的要求［5］。

國外相關研究表明，在電網不采取任何新措施的情況下，電網可接受的最大非同步滲透率（SNSP）為50%，計算公式如下［6］：

式中PNG——本地新能源發電功率；Pimport——直流輸電饋入功率；Pload——本地負荷功率；Pexport——交直流送出功率。

西北電網是我國新能源裝機占比最高的區域電網。截至2022 年底，西北電網新能源裝機容量超過1.57 億kW，占比超過50%，具有鮮明的新型電力系統特征。隨著電源結構的變化，西北電網存在轉動慣量降低、系統無功調節壓力巨大、有功調峰能力欠缺等問題。未來，西北電網目前遇到的問題也很可能成為其他區域電網需要面對的問題。

隨著我國新能源發電滲透率的不斷提高，需要加快完善輔助服務市場，發揮不同市場主體的功能作用和積極性，提前布局，緩解新能源發電大規模接入電網帶來的沖擊。

3 新型電力系統下輔助服務市場應對策略

3.1 我國輔助服務市場發展歷程

電力輔助服務是指各類并網主體在正常電能生產、輸送及使用外，為維護電力系統安全穩定運行、保證電能質量、促進清潔能源消納等而提供的服務。

我國電力輔助服務市場發展先后經歷了3 個重要階段［7］。

3.1.1 第一階段

2002 年之前為電力輔助服務無償提供階段，采用垂直一體化管理模式，沒有單獨的補償機制，而是將其與電量進行捆綁，統一結算。這一階段電力輔助服務的市場價值無法充分體現，損害了部分主體的利益［8］。

3.1.2 第二階段

2006 年，原國家電監會印發《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》（與《發電廠并網運行管理規定》并稱“兩個細則”），標志著我國電力輔助服務進入計劃補償階段，按照“補償成本和合理收益”的原則對提供輔助服務的并網發電廠進行補償。然而“兩個細則”計劃補償模式的補償力度并不能完全與市場相匹配，對輔助服務提供主體的激勵作用有限。

伴隨著新能源發電的大規模并網，電力系統調節方法匱乏的問題逐漸嚴重，原有的計劃補償方式難以滿足電網需求，我國進入電力輔助服務市場探索階段，亟須利用市場化手段加大獎罰力度，以更高的補償價格激勵發電企業等調節資源參與電力輔助服務。

當前，我國輔助服務市場尚處于探索建設階段，正在形成輔助服務市場+輔助服務管理辦法/實施細則的輔助服務提供模式。其中，調峰、調頻輔助服務市場化程度相對較高。電力輔助服務提供方式如圖2 所示。

圖2 電力輔助服務提供方式

3.1.3 第三階段

2014 年10 月，東北能源監管局印發的《東北電力輔助服務調峰市場監管辦法（試行）》開始執行，我國首個電力調峰輔助服務市場正式啟動。此后，在《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9 號）的指引下，我國積極嘗試輔助服務市場化補償方法，對電力輔助服務提供主體的激勵作用顯著提升。

截至2023 年2 月，我國電力輔助服務市場開展情況如表1 所示。由表1 可見，我國已初步形成了以調峰、調頻、備用等交易品種為核心的區域、省級輔助服務市場體系。

表1 我國電力輔助服務市場開展情況

調峰、調頻輔助服務已初步形成市場化的價格形成機制，即發電側市場主體自行報價，通過集中競爭、統一出清形成調峰、調頻輔助服務的邊際出清價格和中標量。電力調度機構根據按需調用、按序調用、價格優先的原則對輔助服務資源進行調用，并按照邊際出清價格和調用量對提供輔助服務的市場主體予以經濟補償，輔助服務的補償總費用按照電量或電費比例分攤給發電側市場主體及電力用戶。

3.2 當前電源結構下輔助服務市場新變化

2021 年12 月，國家能源局印發新版“兩個細則”，開啟我國輔助服務市場新篇章。此后各區域電網積極響應，2022 年3 月南方電網最先發布了“兩個細則”征求意見稿。此后，華東電網、華北電網、西北電網均發布了新版“兩個細則”模擬運行稿［9］。

新版“兩個細則”的修訂主要體現在以下幾個方面：擴大電力輔助服務主體；豐富電力輔助服務品種；深度挖掘傳統電源潛力；豐富優化市場交易輔助服務市場［10］。

3.2.1 擴大電力輔助服務主體

為契合新型電力系統主體多元、“源網荷儲”良性互動的特點，新版“兩個細則”增加了對新能源、新型儲能、負荷側并網主體等的并網技術指導及管理要求［11］。

西北電網與南方電網新版“兩個細則”將調相機納入了輔助服務主體，對調相機提供的轉動慣量進行補償。擴大服務主體范圍，可以通過市場的方式充分協同“源網荷儲”各環節，使調節更加靈活，從而有效提高對新能源發電的消納能力。

3.2.2 豐富電力輔助服務品種

我國有償電力輔助服務分類如圖3 所示。為適應電網“雙高”特性，平抑新能源波動，新版“兩個細則”新增了轉動慣量、爬坡等輔助服務品種，以提升電力系統的可靠性和電能質量，促進能源低碳發展。

圖3 我國有償電力輔助服務分類

轉動慣量是指在系統受到擾動時，并網主體根據自身慣量特性提供響應系統頻率變化率的快速正阻尼，為阻止系統頻率突變所提供的服務［12］。傳統電力系統同步發電機可通過轉子轉動速度的變化吸收或釋放能量來維持系統頻率穩定，系統轉動慣量越大，頻率變化越緩慢，轉動慣量支持是系統穩定運行的重要保障。新能源發電大規模接入電網會導致轉動慣量降低，系統穩定性下降，將轉動慣量納入輔助服務可以提高傳統電源的積極性，為新型電力系統的穩定運行保駕護航。目前南方電網及西北電網在新版“兩個細則”中均對轉動慣量進行補償。以西北電網一個1 000 MW 火電機組為例，假設機組運行在38%負荷，當50%≤西北全網非同步電源發電電力占比＜60%時，每小時可以得到1.4 萬元補貼；當60%≤西北全網非同步電源發電電力占比＜70%時，每小時可以得到7 萬元補貼。補償力度隨著新能源裝機占比的提高不斷加大，在非同步電源大發時段通過轉動慣量補償措施，可以有效促進具備慣量支撐的主體提供輔助服務，保障電網的安全運行。

爬坡是指為應對可再生能源發電波動等不確定性因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，具備出力較強負荷調節速率的并網主體根據調度指令調整處理，對新能源出力功率波動進行預判，維持系統功率平衡?；痣?、天然氣發電、水電及儲能均可提供爬坡服務，可以有效緩解新能源出力功率波動對電力系統造成的沖擊。

3.2.3 深度挖掘傳統電源新潛力

增大調峰能力是解決新能源出力消納的有力措施，目前提供調峰輔助服務的主體主要包括火電、天然氣發電、核電、水電、儲能等，其中火電靈活性改造是“十四五”期間推動新能源出力消納最重要的手段之一。2021 年，國家發改委發布《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，強調火電機組靈活性改造應改盡改，以促進對新能源出力的消納?；痣婌`活性改造為火電企業的發展帶來了轉型契機及活力。

隨著新能源發電占比的逐漸提高，對機組調峰能力的要求也日益提高，火電作為調峰主力軍，其深度調峰考核力度顯著增大。我國新能源裝機占比最高的西北電網，在新版“兩個細則”征求意見稿中對火電調峰提出了更高的要求，其中對于20%≤p＜40%（p為新能源裝機占比）調節范圍，深調考核系數提高了1 倍以上，即相同條件下新規考核金額將超過舊規的兩倍；同時新規對低于20%的裝機容量部分也要求進行調峰考核，如表2 所示。華東電網在新版“兩個細則”中也提出，在電力供應保障壓力大以及缺煤停機等特殊保供時期，將調峰考核系數從0.2 提升到0.4。因此，傳統火電機組需要充分挖掘調峰潛能，提升調峰能力，充當調節電源的重要角色。

表2 西北電網新舊版“兩個細則”深調考核系數對比

此外，水電由于具有響應迅速、調節速率快的特點，在調頻輔助服務市場中占據一席之地。隨著新能源發電占比的逐漸提高，水電的調節任務將會進一步加重。各區域電網新版“兩個細則”對水電自動發電控制（AGC）性能的要求如表3 所示。由表3 可以看出，新能源發電占比高且水電資源豐富的西北電網對水電AGC 性能要求較高。由于西北電網新能源發電占比高，水電調節頻繁，導水機構磨損加劇，10 s 的AGC 響應時間有時難以滿足，因此需充分挖掘水電的調頻能力，可通過優化控制策略、協同其他能源等方法優化其AGC 性能。

表3 各區域電網新版“兩個細則”對水電AGC 性能要求對比

隨著新能源裝機占比的提高，電網勢必會對傳統電源提出更高的要求，需要充分挖掘傳統電源的潛力，最大化促進低碳能源的發展，構建新型電力系統。

3.2.4 豐富優化市場交易輔助服務市場

早先我國電力輔助服務市場服務以調峰為主，近年來輔助服務品種越來越豐富，部分區域電網將調頻、旋轉備用、黑啟動也納入了輔助服務市場，東北電網輔助服務市場還包含了抽蓄超額調用。

隨著我國電力市場的不斷完善，可以根據各省區市具體電力交易情況，持續豐富優化其電力輔助服務市場，適時將轉動慣量、爬坡等適用于新型電力系統的輔助服務新品種納入輔助服務市場，以市場競爭的方式確定輔助服務提供的主體，使輔助服務的價格隨市場波動，可以提高輔助服務提供主體的積極性。

4 新型電力系統下“源網荷儲”發展新機遇與挑戰

4.1 源側：新能源發電為主體，傳統能源發電兜底

新能源發電將成為我國裝機及電量提供的主體。在新型電力系統的建設過程中，新能源與傳統能源之間的博弈將從激烈對撞向共存共生轉變。新能源發電的隨機與間歇特性對電網安全運行造成了巨大威脅，需加強新能源發電自身調節支撐與故障穿越能力。此外，火電等傳統化石能源電源占比下降是大勢所趨，但也是新型電力系統中不可或缺的重要組成部分，將由基礎電源向調節電源轉變，起到保障、調節與支撐的作用。各區域輔助服務市場都會與時俱進，貼近當前能源結構，相信火電轉為調節能源后也能有可觀的收益。

在高溫、寒冷等特殊天氣環境下，可再生能源發電由于不可抗力出力減少，此時若沒有傳統火電兜底，電力系統將難以保持平衡。2022 年8月，由于罕見高溫負荷大幅增加，電能出力不足，四川發布限電令，對居民的日常生活造成了嚴重影響，這背后就有枯水造成傳統水電出力不足的原因?？稍偕茉窗l電多“靠天吃飯”，不可預估，需要火電作為兜底保障電力的正常供應。面對突發狀況時，新能源發電調節支撐能力不足，需要電力系統在更大范圍內協同來支撐電網的安全運行，風光與火電是相輔相成的關系，絕非簡單的替代關系［13］。

4.2 網側：大電網與微電網并舉

新型電力系統背景下，配電網中將含有大量的分布式可再生能源發電、可調節負荷，能源與社會深度融合，向能源互聯網轉變。因為新能源用能與產能地域不匹配，所以網側需要作出調整：提高特高壓外送規模，提升新能源出力消納能力。新型電力系統下，大電網與微電網將融合發展，交流大電網與交直流配網共生；配網將更加智能，靈活控制能力增強，可以支持分布式能源、電動汽車、儲能等用能設施和分布式發電設備的海量接入，滿足功率雙向流動和多元負荷用電需求；電網與社會網絡融合，共同參與智慧城市、智慧生活建設。

4.3 荷側：源網荷互動

傳統電力系統生產組織模式是“源隨荷動”，用發電系統匹配基本可測的用電系統。新型電力系統下，發電側、負荷側預測難度加大，傳統“源隨荷動”的調節方式很難保證電力系統的穩定。新型電力系統下負荷結構將更加多元化，用戶雙向互動需要更加深入，負荷特性也更加復雜。隨著電動汽車等新型負荷的不斷涌現、用戶側分布式儲能的推廣應用，以及電力市場現貨交易機制的不斷完善，只有不斷提升電網供需互動水平，才能從根本上實現新型電力系統的安全高效運行。虛擬電廠可以作為用戶側與大電網之間的溝通紐帶［14］，實現對分布式發電機組、可控負荷、儲能設施的實時調控管理，通過與輸電網的信息實時交互實現電力的供需平衡。

4.4 儲側：共享儲能與抽水蓄能并進

儲能系統具有快速響應、精確跟蹤等特性［15］，在電網調頻應用中具有常規發電機組調頻無可比擬的優勢。從國家到地方陸續出臺多個政策鼓勵新能源發電配置儲能，配置之后可優先并網。電源結構變化以及新能源裝機占比的迅速增加，將使得儲能剛需屬性愈發增強，儲能已成為未來建設新型電力系統的關鍵支撐手段。共享儲能的運行方式是一個重要的儲能改革方向［16］，可以解決傳統配建儲能電站利用率低、難以實現統一調度與結算等問題，是未來儲能建設的大方向。此外，抽水蓄能作為規模最大的電力系統儲能技術，可以有效緩解新能源發電消納壓力，近年來得到了飛速發展，在華東電網區域內就新建有金寨、長龍山等多座抽水蓄能電站。新型電力系統的建設給抽水蓄能帶來了新的活力［17］。

5 結語

“雙碳”戰略目標下，新能源裝機占比不斷提高，新型電力系統及交直流混聯電網的復雜結構給電力系統實時平衡帶來了巨大挑戰，需要加快完善輔助服務市場，發揮不同市場主體的功能作用和積極性，提前布局，緩解新能源發電大規模接入電網帶來的沖擊。本文介紹了我國輔助服務市場的發展歷程，分析了新型電力系統背景下我國輔助服務市場的新變化，對新型電力系統下“源網荷儲”發展的新機遇與挑戰進行了展望。相信在各方努力下，我國能順利過渡，建成安全、高效、低碳的新型電力系統。