【国家电网_王德林_】2024电力辅助服务市场及储能参与实践报告_42页_4mb

电力辅助服务市场及储能参与实践总结

一、电力辅助服务市场概述

电力辅助服务是电力系统安全稳定运行的重要保障，主要服务于有功平衡、无功平衡及事故应急与恢复等场景。根据《电力辅助服务管理办法》，辅助服务由发电侧并网主体、新型储能、可调节负荷等提供，旨在维持系统频率稳定、电压控制及应对紧急状况。

二、辅助服务的主要功能

电力辅助服务按功能可分为三类：

• 有功平衡类：包括调峰、调频、备用、灵活爬坡等，主要用于应对系统负荷波动及新能源出力不确定性。
• 无功平衡类：包括无功调节、自动电压控制（AVC）等，用于保持电压稳定。
• 事故应急与恢复类：包括黑启动等，用于在大范围停电后恢复系统供电。

三、辅助服务的特点

1. 公共产品属性：辅助服务覆盖整个电力系统，受益主体广泛。
2. 成本构成复杂：包括固定成本、变动成本和机会成本，不同主体和品种的成本差异显著。
3. 级联特性：同类辅助服务中，响应时间越短，服务价值越高，高质量服务价格一般不低于低质量服务。

四、辅助服务发展历史及补偿逻辑

1. 垂直一体化阶段

• 辅助服务由电力企业统一提供，未形成市场化机制。
• 成本隐含在综合电价中，未单独补偿。

2. 厂网分开阶段

• 市场主体多元化，原有补偿机制无法协调各方利益。
• 2006年出台《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，建立“补偿成本和合理收益”原则。

3. 市场化探索阶段

• 2015年“9号文”提出以市场化方式建立辅助服务分摊共享机制。
• 各地逐步探索调频、调峰、备用等市场建设，推动新型主体参与。
• 《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）明确调峰、调频、备用价格上限、费用结算和传导机制，推动辅助服务市场规范化。

五、我国辅助服务市场建设现状

1. 市场体系架构

• 时间维度：包括多年、年、月、多日、日前、日内和实时市场。
• 空间维度：涵盖省间、区域和省级市场。
• 市场品种：已建立调峰、调频、备用等现货市场，以及黑启动、无功等中长期市场。

2. 整体情况

• 2023年，6个区域、26个省已建立辅助服务市场，基本实现全覆盖。
• 新型主体（如储能、虚拟电厂）逐步参与市场，提升系统调节能力。

3. 最新政策要点

• 调峰市场与现货市场融合：通过优化峰谷价差和放宽限价，引导市场实现调峰功能。
• 调峰价格上限合理化：确保新能源消纳成本不高于其发电价值。
• 调频性能系数计算规范化：基于当地性能最优煤电机组设计参数，体现真实调频效果。
• 备用价格上限与电能量价格一致：保障机组合理收益。
• 费用传导机制明确：根据现货市场是否连续运行，确定是否向用户侧传导辅助服务费用。

六、储能参与实践

1. 储能特点及可提供的辅助服务

• 储能具有快速响应、能量有限等物理特性，适用于调频、调峰、备用、快速爬坡等服务。
• 不同技术类型（如电化学、压缩空气、飞轮）适用于不同市场和用途。

2. 典型省份实践

山西

• 新型储能装机容量72.5万千瓦/118万千瓦时。
• 储能参与调频市场，分为二次调频和一次调频。
• 二次调频：按日前组织交易，费用分摊按发电侧和用户侧1:1进行。
• 一次调频：储能参与快速动作区报价，补偿标准上限为300元/(MW·日)。

福建

• 新型储能装机容量15.6万千瓦/32万千瓦时。
• 储能主要参与调频市场，根据ACE波动分量进行动作分区设计。
• 快速动作区（0~50MW）适用于储能快速响应特性，慢速动作区（50~200MW）适用于常规机组。

甘肃

• 新型储能装机容量308万千瓦/710万千瓦时。
• 储能以市场化模式参与现货市场、调峰市场及调频市场。
• 建成国内首套调度端储能集中控制系统，实现储能与新能源的协同运行。

七、发展趋势展望

1. 费用分离趋势：辅助服务费用逐步从电能量价格中分离，电能量价格降低，辅助服务费用占比提高。
2. 市场品种多样化：适应能源结构调整，探索快速爬坡、快速调频等新品种。
3. 机制完善：建立健全成本分摊和利益共享机制，推动辅助服务市场健康发展。
4. 储能作用增强：随着新能源占比提升，储能将在调频、调峰、备用等方面发挥更大作用，成为提升系统调节能力的关键资源。

八、结语

建立健全辅助服务体系、优化完善储能参与市场机制，是提升电力系统调节能力、推动新能源大规模高比例发展、构建新型电力系统的重要举措。未来需进一步研究关键问题，助力新能源和新型储能高质量发展，推动能源清洁低碳转型。