[科普中国]-电力市场辅助服务定价

简介

20世纪70年代开始，国内外进行广泛的电力改革，实施私有化和资产重组，将市场理念引入电力行业大大提高了电力行业的运行效率2。

电力市场分为电能市场和辅助服务市场，电力市场是解决负荷需求或电力需求的主要市场，辅助服务市场是次要市场，是保证电能安全、优质输送而提供的额外物品。尽管辅助服务地位不及电能市场，即电力市场不提供这种物品，电能市场理论上仍可运作，但电能质量(频率、电压)、供电可靠性(停电)、恢复供电时间得不到保障，因此辅助服务市场是电能市场不可或缺的重要补充，其运行好坏直接影响电能市场的良好运作。

我国电力辅助服务市场始于2006年，以国家电监会制定的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》为标志，随后国内六个区域依照该办法针对本区域制定并实施《区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》。

在辅助服务运行期间，某区域发电企业提出了关于改进辅助服务市场的不少建议，其中大部分建议是关于辅助服务的计算和定价:

1)辅助服务费用分摊。辅助服务的卖着是发电企业，而最后大部分辅助服务的费用又要由发电企业支付，定义发电企业既是买者又是卖者是否合理。

2)辅助服务补偿价格。一是有些辅助服务价格定得太低或太高，如调峰服务太低、无功服务太高;二是统一定价不合理，不同的机组成本不同，应该为这些机组指定不同的价格。

3)辅助服务提供量计算。一是方法不合理，如计算AGC辅助服务，如果上次AGC速度不合格而本次又没有收到新的AGC指令，那么本次AGC计算的结果是被罚或有负的服务提供量，而实际应该按0计算的;二是计算过程不透明，发电厂只能从调度部门得到一个月最终的辅助服务提供量与被罚量，无法知悉一天、一个时段、一条指令的服务提供情况。

4)其他问题。如辅助服务软件界面更新不同步，数据采集器延时严重，缺少答疑与帮助平台等

研究现状辅助服务定价:20世纪80年代后期。 Schweerppe等人根据经济学中完全竞争市场的商品价格等于生产者边际成本的原理提出实时电价理论。3研究了电力系统中无功源的资源价值问题，对PV曲线法、无功备用法、等效无功补偿法三种评估无功资源价值大小的方法进行了深入比较，提出了一种平均值法建立了无功资源价值、无功成本一并考虑情况下的实时定价模型;提出了考虑备用成本、电力备用经济价值、电力备用社会价值和系统可靠性的基于激励机制的备用服务定价模型;分析了可中断负荷的成本，总结当前较为常用的可中断负荷定价方法，定量地给出了基于效益的可中断负荷定价模型;充分考虑了辅助服务容量成本，引入“当量电价法”对辅助服务运行备用和AGC进行定价，以及无功等值定价法;介绍了国内六大区域、各类辅助服务的补偿价格。

辅助服务需要交易只有交易，物品的价值方能得到承认和证明。为了说明这个观点，先来看1度电的价值如何体现，不同的人会有不同的观点:生产者认为是一度电的燃料成本，比如说是0.2千克，消费者则认为是这度电带给自己的好处，如烧开10千克水、照明2小时或电动车跑100公里等， 因此，某区域发电企业对辅助服务费用由发电企业分摊的质疑是合理的。只是某区现阶段电力市场建设处于起步阶段，零售侧尚未开放，而电网调度机构只是中介，并不是辅助服务的实际需求和真正购买者，因此辅助服务的费用自然而然的想到会是发电企业自身承担3。

通过以上分析可以看出:某区域辅助服务虽然并未真正交易，买者和卖者没有互动，但这种分摊方式却提供了在发电企业内部收入再次分配的依据，这对我国辅助服务的发展是个好的开端。

辅助服务的定价定价是辅助服务的一个重点，本节想借助交易的观点从市场角度对辅助服定价，包括均衡定价和歧视定价。

（1）W市场均衡:当买者愿意购买一种物品的数量正好等于卖者所愿意出售的数量时，我们称之为市场均衡。

(2)福利和无谓损失:福利即获得的好处用剩余表示，包括买者剩余、卖者剩余和社会总剩余;当交易数量偏离均衡时，社会剩余会减小而造成无谓损失。

(3)价格歧视:价格歧视是对提供相似产品的不同用户群体，收取不同的价格。

(4)均衡定价:均衡定价是指支付意愿曲线A-B-C与买者成本曲线a-b-c的交点c作为所有参与者交易的价格，大多用于完全竞争的辅助服务，如投标、竞标等。更普遍

的情况是调度机构初步估计辅助服务需求数量c，然后从买家提供成本曲线a-b-c上，直接将最后一卖家的价格定为交易价格。

(5)歧视定价:主要用于双边交易或双边合同，此时可称配对交易2。

配对应该满足两个条件:一是社会剩余最大，辅助服务交易只要达到均衡数量即可满足要求;二是对买家和卖家公平，支付意愿高的买者或生产成本低的卖者优先交易，且本次交易的价格用双方支付意愿和成本的平均值.

电力市场环境下辅助服务成本的分摊在电力市场环境下，不论采用何种方法获取辅助服务，均存在分摊成本的问题。从原理上讲，应按每个用户使用的各种服务的份额来确定，但这在理论上是一个非常困难的问题。因为一种服务可包括多个成本分量，如运行备用服务涉及到容量成本、能量成本和机会成本，且这些成本随时间、地点和系统负荷变化，很难确定每个用户应承担的份额。尽管已经提出了一些按用户使用份额分配有功损耗和无功支持成本的方法，但对于负荷跟踪、运行备用以及调度与系统控制等辅助服务的成本，通常按照用户的用电量及容量大小按比例分配，事实上这与在传统的电力系统中采用的方法是一样的。

国际上主要电力市场中辅助服务英国电力市场英国电力市场采用联营体模式，其辅助服务的获取和定价方法在很大程度上受该模式影响。国家电网公司(NGC)拥有输电系统并负责系统运行。Ancillary Services Business (ASB)则是NGC属下的一个独立营业部门，其功能是在满足系统运行要求前提下尽可能经济地购买辅助服务。联营体在每月结算时根据ASB提供的辅助服务在买电电价上追加一项附加费(upfift)后得到卖电电价，以此来支付ASB的服务成本。ASB的管理费预算和可得的利润由联营体成员共同议定，目前利润为管理费的10%。

ASB主要通过签订长期合同来获得由发电公司所提供的辅助服务，合同中规定了各种辅助服务的品质要求、数量、时间及价格。1995、1996年度ASB为这些服务支付了1.3亿英镑，略小于联营体年营业额C70亿英镑)的2%。

在频率调节方面，除特殊发电机(如核电站)外，每个发电机组都必须装有调速器并要求运行在“频率敏感”模式。提供这种服务的发电机组可以获得两种报酬，第一种是频率响应辅助服务报酬 (英镑/小时)。由于机组运行在这一模式时其所带负荷受到限制而引起的机会成本，由第二种报酬作补偿。当然还可以通过负荷管理实现频率调节，如果提供同样的服务比发电公司便宜的话。

在无功功率辅助服务方面，要求每台发电机组的功率因数运行在-0.95~+0.85，并具有连续作用的、稳定的自动励磁系统。ASB每月支付固定报酬给提供无功服务的机组。英格兰和威尔士分为18个无功电压区，按各个区的无功容量的多少采用不同的无功容量费率(英镑/Mvar)，而无功电量则采用统一费率(英镑/Mvarh。无功容量总酬金占总无功酬金的80%。目前正在考虑建立新的无功服务酬金支付机制以及建立无功辅助服务市场的可行性。

系统的备用容量可通过两种方法获得:一是与发电公司签长期合同，二是利用未列入调度计划的发电机(富裕)容量和相邻电网的发电机富裕容量。在签订长期合同时，将每天分为多个时段(随季节变化)。在每年1012月，各机组报出其愿意在每天何时段提供备用容量服务、相应价格和数量及机组技术数据(如启动的时间和爬坡速率等)。1月份对各报价做评估，并在2月份或3月份与选中的机组签订下一年度的备用容量服务同(合同量不少于3 MW)。

在黑启动服务方面，ASB根据市场化前黑启动方面的经验，选择一些发电公司签订长期合同提供该服务，签约的发电司应随着装机变化而变化。ABS要求签约的发电公司递交其提供该服务所需成本的细节，ABS做统一评估后决定价格。

英国电力市场采用的长期合同方法对获得稳定有效的辅助服务具有重要作用。在该市场中备用容量服务和主电能交易是分开的，没有统一优化，这通常无法达到使总购买成本最小的目标。

挪威和阿根廷电力市场挪威、瑞典、芬兰和丹麦组成了北欧电力市场。它有相当完善的电能期货市场和现货市场，并采用零售竞争高级市场运行模式，存在大量电能交易双边合同。

挪威国家电网公司和约70个发电厂的所有者经协商达成一系列协议。协议中的“系统职责导则”对辅助服务的主要规定如下:

1)授权系统运行部门根据技术要求对发电厂有功输出和无功输出进行调度，要求发电厂对系统频率作出响应(MW/Hz)并提供有功备用容量2。

2)发电厂应服从系统运行部门的辅助服务调度。如果发电公司按调度要求提供了超常量或特殊的辅助服务，而这些辅助服务成本没能通过电费适当补偿，则可经协商给以专门报酬，而通常情况下对辅助服务不提供报酬，可理解为通常的辅助服务成本隐含在输电费用中，只有极少量的特殊服务才另行付费。

所有与提供特殊辅助服务相应的成本均分摊到用户的输电费用中。

挪威国家电网公司在辅助服务获取及定价方面采用了相当简单的方法，这是由于其发电容量几乎77%为水电，而且装机容量远大于峰值负荷从而有很强的调峰调压能力和充裕的备用容量来提供辅助服务。

与挪威相似，在以联营体形式运营的阿根廷电力市场中，也采用了简单的辅助服务获取及定价方法。其特点为:联营体的运行部门负责协调辅助服务的调度;发电公司有责任提供适当水平的各种辅助服务，其成本隐含在电价中;若某个发电公司不能提供它应承担的辅助服务，可以由别的发电公司代为提供，这时前者需要给后者经济补偿。

美国加州电力市场加州电力市场是批发模式的，允许发电公司和大用户签订双边合同以回避价格及销售量风险。现货交易通过交易中心进行投标(包括下一个交易日每小时和下一个交易小时两个现货市场)，在实时运行时还有电力电量平衡调节市场。加州的电力交易中心(PX)和独立系统运行组织(ISO)分别负责电能交易及实时运行的职能。

加州电力市场在能量主市场之外设立了竞争的辅助服务市场，由ISO管理。辅助服务可由调度协调员(Scheduling Coordinator-SC)和PX自己提供，也可从ISO购买，但所有辅助服务均由ISO统一调度。ISO管理6种辅助服务:调节、旋转备用、非旋转备用、替代备用、无功支持和发电机黑启动能力。后2种服务通过长期合约获得，前4种服务采用以拍卖为基础的竞争市场方式获得，包括下一个交易日每小时和下一个交易小时辅助服务市场。PX和SC均可以向这4个辅助服务市场投标，要求同时标出容量价格和能量价格。IS O只根据容量价格切除市场。如果系统运行中需要这些发电机提供能量，则从容量价格中标的发电机组中按能量标价从低到高的次序获取所需能量。

PX或SC可以把同一个备用容量向1个或几个、甚至全4个辅助服务市场投标。ISO按下述顺序对4个市场分别进行切除:调节、旋转备用、非旋备用、替代备用。这4个市场的产品属于同一种类型，但质量不同(依次下降)。如果PX或SC同意，对于在某个市场中没有投中的容量，可以自动转到下一个市场。但对于不同的辅助服务市场，Px和sc可以给定不同的容量和能量价格。

这种方法存在下述问题:4个辅助服务市场分别切除，因而4个市场的购买成本分别最小未必导致总的购买成本最小。运行经验也证明，采用4个辅助服务市场分别切除无法引导出一个高效率的市场。有些发电公司利用该方法的缺陷牟取暴利:辅助服务市场的正常价格为5一10美元/MWh，但在1998年7月最高时竟达9999美元/MWho ISO为此设置了价格顶限。后来，ISO对其辅助服务市场进行了重新设计，最主要的变化之一是自1999年8月18日起采用了理性买家算法作为辅助服务市场的切除方法，至今运行良好。

从加州能量市场和辅助服务市场的运行情况看，辅助服务市场的交易量可以达到能量市场交易量的20% 。

西班牙电力市场在西班牙电力市场中，强制性要求发电机免费提供频率调节服务，如果发电机无法提供，则它需要从别的发电机处购买。频率调节容量要求为发电容量的1.5 %，对于小于100mHz的频率偏差，而对于100 ~200 mHz的频率偏差，要求时间响应在15~30s内(采用线性插值)。

AGC服务采用基于拍卖竞争的方式获取。

辅助服务市场的市场力问题

辅助服务市场的地区性市场力可能强于能量市场中的市场力，因为有些辅助服务与发电机所在的地理位置有关。对于某一种辅助服务，一些地方的发电机可能比其他地方的发电机具有更强的市场力。前已述及，美国加州的辅助服务市场已经出现了滥用市场力的问题，但到目前为止，对辅助服务市场的市场力问题研究很少。

对我国电力市场的辅助服务的启发根据上述几个典型的电力市场中所采用的辅助服务的获取及定价方法，对我国电力市场化后的辅助服务获取与定价原则提出一些看法或建议2:

1)与电能相比，辅助服务所占的成本较小。考虑到电力系统需要统一调度运行的特殊要求，在电力市场建设初期宜采用比较简单的方法，如强制要求发电机提供一些重要的辅助服务，有关成本按用户的用电量和容量分摊。在电力市场运行逐步成熟时可以考虑采用更为先进和合理的方法。

2}在市场运行初期，任何参与调度的发电机都应具自动电压调节器及调速器，相应控制器特性应达到运行规程要求的标准。发电机要能在一定功率因数范围内运行，并保留一定比例的旋转备用，具体要求需根据电网实际情况确定。这些要求作为发电机入网的前提条件，不支付相应的辅助服务费用。对于不满足要求的发电机，可处以罚金或向承担其责任的机组支付相应费用。有关成本可由各发电公司打入电能生产成本，在竞价上网时计入。这样有利于电网的安全稳定运行，因为每台机组都处于良好的运行和控制状态，且分布也较合理。

3)在上述基础上，系统运行部门按照运行规程、安全稳定导则以及对系统的全面分析结果确定尚需要的辅助服务。这主要包括:

1)负荷备用容量:通常为最大负荷的2%~5% (低值用于大系统，高值用于小系统)，以满足负荷波动的要求。如有特殊情况(气候突变、有预见的突发事件等)，系统运行部门需要对此作进一步调整。

2)事故备用容量:最大负荷的10%左右或系统中最大机组的容量，二者中取大的。一些国家采用7%左右的事故备用。一般小系统宜用高值，大系统用低值。事故备用容量中50%左右应为旋转备用。

3)还应有一部分替代备用容量(60min内投入)，以供需要时使用。

4)对于有功调频和实时电力电量平衡用的负荷备用容量，可先指定若干控制性能优良的机组提供AGC服务。根据实时量测的系统频率及联络线功率计算ACE信号，从而获得各地区负荷偏离电能交易合同的功率数值。先用AGC机组提供该部分电功率，再由负荷备用容量替代AGC机组来提供这部分功率，使AGC机组尽快恢复到设定运行点，继续承担AGC功能。即使这些提供备用的机组在运行中没有被调用，也应支付其容量费用。如果被调用了，则需根据实际使用电量再支付电量费用。AGC机组由于调节频繁、机组磨损大，也应得到合理补偿。为维持实时电力电量平衡而引入的成本应按“谁用谁付，多用多付”原则由相应的用户分担。当很难确定用户的使用份额时，相应的费用可按用户的容量和用电量分摊。

5)对于无功支持和电压控制，在上述(2)的基础上，若系统运行需要一些电厂在规定范围以外运行，或需要添加新的无功补偿调节装置，则应支付相应的建设、运行和维修费用。一般可按月计算及结清。

6)对于事故备用容量，若运行中没有使用，则支付的容量费用统一归入成本，分摊到用户。但若由于某用户或某电厂原因使用了事故备用容量，则由责任方支付相应容量费用和电量费用。事故旋转备用和负荷备用容量计划及其定价将在下面讨论。

7)系统在选择、购买辅助服务时要坚持经济、有效和公开、公正、公平的原则。要监视备用容量是否充分及是否可随时调用。

8)除向发电公司购买备用容量外，还可考虑由可中断负荷提供备用，以便必要时切除一定的负荷而达到同样目的。

9)在市场环境下不同用户有不同的可靠性要求，采用备用容量双边交易可计及这些要求。这方面研究刚刚开始，可以综合运用可靠性、风险评估和保险等方面的理论来解决这一问题。