适应新能源发展的西北区域电力辅助服务市场机制研究_76页_2mb

适应新能源发展的西北区域电力辅助服务市场机制研究总结

核心内容

本报告围绕西北区域电力辅助服务市场机制设计展开，旨在解决新能源高比例并网带来的调峰、调频、备用等辅助服务需求激增问题，促进新能源消纳，推动能源转型，同时保障电力系统安全稳定运行。研究结合国内外经验，提出适合西北地区特点的市场机制设计，强调市场化手段在电力辅助服务资源配置中的作用。

主要观点

• 电力辅助服务市场的重要性：随着新能源装机容量的提升，电力系统对调峰、调频、备用等辅助服务的需求显著增加。建立完善的辅助服务市场机制是实现新能源消纳和保障系统安全运行的关键。
• 西北区域电力市场特点：西北电网作为我国供电面积最大、主网电压等级最高的区域电网，面临新能源消纳难、调峰能力不足、市场机制不完善等问题。
• 市场建设的阶段性：市场建设应分阶段推进，初期以调峰辅助服务为核心，逐步引入调频、备用等市场交易品种，最终实现与电能量市场的融合。
• 市场机制设计：包括交易品种、市场成员、交易机制、价格机制、分摊机制等，旨在实现资源的优化配置，提高市场运行效率。
• 用户侧参与：用户侧资源如可调节负荷、电储能等应纳入辅助服务市场体系，以提升系统灵活性和经济性。
• 市场衔接与评价体系：区域市场与省内市场、电能量市场、容量市场等应实现有效衔接，建立综合评价体系，保障市场健康运行。

关键信息

1. 西北电网现状与问题

• 新能源装机占比高：风电（19.3%）和光伏（16.0%）已成为西北电网的第二、第三大电源。
• 新能源消纳困难：受本地需求不足、火电灵活性改造滞后、供热机组和自备电厂占比高、利益协调机制不完善等因素影响，弃风弃光现象仍较为严重。
• 市场机制不完善：现有市场体系尚未完全建立，市场活力不足，辅助服务费用分摊机制不健全，用户侧参与度低。

2. 市场建设目标与模式

• 建设目标：构建一个具有西北特色的、交易品种齐全、机制完善、评价反馈及时的区域电力辅助服务市场，保障系统安全稳定运行，促进新能源消纳。
• 建设模式：分阶段推进，初期以调峰辅助服务为主，逐步引入调频、备用等市场交易品种，最终实现与电能量市场融合。

3. 市场机制设计

3.1 交易品种

• 调峰辅助服务：包括深度调峰、启停调峰、虚拟储能调峰、可调节负荷调峰、电储能调峰。
• 调频辅助服务：包括频率响应、自动发电控制（AGC）等。
• 备用辅助服务：分为旋转备用与非旋转备用，旋转备用进一步细分为一级、二级和负备用。
• 有偿无功调节：为维持系统电压稳定，发电机组在调度机构要求下提供无功功率调节。
• 黑启动辅助服务：具备自启动能力的机组或储能系统可在系统停电后恢复供电。

3.2 市场成员

• 市场运营机构：包括西北电力调控中心、电力交易中心及各省级调控和交易中心。
• 市场主体：包括发电企业（火电、水电、光伏、风电等）、电力用户、售电公司、独立辅助服务提供者（如电储能、虚拟储能、可调节负荷等）。

3.3 交易机制

• 调峰辅助服务：采用集中竞价、统一边际价格出清机制，日前报价、日内修正、实时调用。
• 调频与备用辅助服务：初期在中长期市场通过集中竞价获取，后期与现货市场联合出清，以15分钟为单位进行结算。
• 有偿无功调节与黑启动：采用双边协商交易方式，以合同形式进行。

3.4 价格机制

• 调峰辅助服务：采用阶梯报价，按容量分段定价，统一边际价格出清。
• 调频辅助服务：按容量和电量定价，统一边际价格出清。
• 备用辅助服务：按容量和电量定价，费用由容量费用与能量费用组成。
• 有偿无功调节与黑启动：按双边合同约定价格结算。

3.5 分摊机制

• 调峰、调频费用：由发电企业与电力用户共同分摊，初期以发电企业为主，后期逐步向用户侧转移。
• 分摊方式：采用“阶梯分摊”机制，根据机组实际负荷率分档分摊费用。

4. 市场衔接与评价体系

• 与电能量市场衔接：调峰辅助服务与电能量市场同步开展，调频与备用与电能量市场联合出清。
• 与省内市场衔接：优先调用省间较低成本的调峰资源，降低省内新能源企业调峰费用分摊压力。
• 与容量市场衔接：备用辅助服务与容量市场联动，保障系统运行成本最小化。
• 评价体系构建：建立包含市场结构、供需关系、发展水平、风险控制、市场表现、市场行为等六方面的评价指标体系，采用层次分析法和多层次模糊综合评价模型进行分析。

5. 研究发现

• 区域市场优势：区域市场优先调用省间调峰资源，有助于降低系统运行成本。
• 市场化机制作用：市场机制能够激励传统机组参与调峰，协调新能源与传统能源利益，提升系统灵活性。
• 用户侧潜力：用户侧资源如可调节负荷、储能等具有重要潜力，应纳入市场机制。
• 评价体系重要性：建立完善的评价体系有助于及时发现市场问题，推动市场优化。

6. 政策建议

• 分阶段建设市场：优先发展调峰辅助服务市场，逐步引入调频、备用等交易品种。
• 统一市场规则：坚持“一个区域一套规则”，省级市场可适度差异化。
• 用户侧参与机制：明确用户侧主体地位，采用中长期双边协商与现货市场响应机制相结合。
• 完善分摊机制：推动辅助服务费用向用户侧传导，实现成本合理分摊。
• 加强市场衔接与评价：优化区域与省内市场衔接机制，建立科学合理的评价体系，形成市场运行、评价反馈、优化调整的良性循环。

总结

本研究为西北区域电力辅助服务市场建设提供了系统性框架，强调市场机制在新能源消纳和系统稳定运行中的关键作用。通过分阶段建设、统一规则、市场化交易、用户侧参与和科学评价体系，有望提升西北电网的灵活性和市场效率，实现新能源的高效消纳和电力系统的安全稳定运行。