美国辅助服务市场改革趋势及借鉴意义

 

从美国1992年《国家能源法案》吹响全国电力市场化的号角，1996～2004年七大区域电力批发市场陆续建立，到今天，美国的电力市场已经走过二十多年。这二十多年间，尽管电力市场一直处于不断的改进过程中，而且各大区域电力市场模式也不尽相同，但可以说美国批发电力市场的设计和运行基本比较稳定和成熟。然而最近几年，包括美国在内全球的电力系统发生了技术革命，传统电力市场设计需要进行改革。其一是间歇性可再生能源，包括风电和太阳能，在清洁能源环境政策鼓励和发电成本迅速下降的情况下，在电网中渗透率大大提高。相比传统化石能源发电技术，这两种发电技术受天气的影响而不完全可控和不能完全预测。传统电力市场主要是围绕传统的化石能源发电技术而设计，因此，在可再生能源大量渗透情况下，其有效性和可靠性受到了挑战。与此同时，其他新技术，如储能技术、需求侧响应正在逐步成熟，成为应对间歇性可再生能源挑战的潜在工具，但在传统电力市场设计中，参与和价值认可受到阻碍。为了应对可再生能源对市场设计造成的挑战，让新的发电技术充分融入到电力市场，最近几年美国各个批发电力市场做了很多改革，包括在能源、容量和辅助服务市场。本文专注于美国近几年辅助服务市场方面的改革，希望可以为中国正在建立的辅助服务市场提供一些参考和借鉴的经验。

 

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID:nyqbyj 作者：美国布雷托咨询公司资深助理 杨颖霞）

 

 

美国包括七大批发电力市场，包括CAISO，ERCOT，ISO-NE，MISO，PJM，NYISO和SPP。

 

每个市场中辅助服务市场的具体设计都略有不同。例如，表1是CAISO市场上交易的传统辅助服务产品以及产品要求，包括调频、旋转备用和非旋转备用1。调频服务的目的是在系统出现发电或者负荷短期微小变化的情况下为了保持目标频率（60赫兹）而对发电设备的出力大小进行向上或向下的调整。而旋转备用和非旋转备用则是为了应对系统出现一些在预期之外的变化，比如某些发电站突然出现故障无法出力，而预留的发电能力。旋转备用通常是由已经与系统同步可以迅速做出反应的资源提供，而非旋转备用是由那些虽然不与系统同步但可以很快启动然后做出反应的资源提供。这些产品是根据发电设备能够对系统需求产生响应的速度来划分的。一般来说，响应的速度越快，产品的等级越高，而产品获得的价格就越高2。

 

 

德州的批发电力市场ERCOT负责德州大概90%的用电。到2018年底，ERCOT有95吉瓦的发电设备，其中大概16吉瓦是煤电，49吉瓦是天然气，23吉瓦风电，不到2吉瓦太阳能，5吉瓦的核电，以及其他资源3。德州风电装机量占全美第一，因为风电利用率非常高，全年容量因子平均达到30%～50%。太阳能的容量因子也非常高，大概25%，目前装机量在迅速增长中。

 

德州只有能量和辅助服务市场，而没有容量市场。在美国区域批发电力市场中是唯一的。2014年ERCOT在辅助服务市场进行了一个影响非常大的改革，即引入了运营储备需求曲线（ORDC）。2011年异常漫长的夏季热浪导致电力近乎短缺的担忧，同年冬天严寒又导致电厂故障并造成轮流停电，再加上当时预计2014年的容量冗余度仅为9.8％（与可靠性目标13.75％相比），导致2012～2013年ERCOT对是否应引入资源充足性要求和容量市场进行激烈辩论。最终，德克萨斯州公用事业委员会（PUCT）决定于2014年6月1日在辅助服务市场实施改革引入ORDC。

 

在引入ORDC以前，ERCOT运营储备包括响应储备（RRS）和非旋转储备（NSRS）。RRS要求资源在10分钟响应系统的要求，NSRS要求资源在30分钟内响应系统要求。这两种产品只在日前市场交易，而实时市场只是一个能量的市场，并不同时优化能量和辅助服务市场，所以实时市场的价格只反映能量产品的价值，而不能反映辅助服务产品的价值。ORDC的设计正是将运营备用产品的价值体现出来，添加到实时市场的价格中，使发电资源能得到更多的市场报酬，从而鼓励投资者投资更多的发电资源来满足系统资源充分性⁴。

 

ERCOT在每个季节对于这两种辅助服务产品都分别制定出6条ORDC曲线，即把每天24小时按每4小时分成一个时段，共6个时段。对每个时段，ERCOT对系统在一定储备量的情况下估算负荷损失概率，然后将负荷损失概率乘以损失负荷的价值（在ERCOT这个损失负荷的价值是9000美元/兆瓦时）从而得到ORDC曲线。辅助服务产品的价格是ORDC的曲线减去边际能量市场的价格。如下图所示，当储备过剩时，由于负载损失概率较低，储备的价格很低，接近零。当储备短缺时，由于负载损失很高，价格很高。当储备少于2000兆瓦时，电力市场的价格就会达到市场价格的最大值9000美元/兆瓦时。假设当时市场的能源边际成本是1000美元/兆瓦时的话，这意味着提供辅助服务的资源可以得到8000美元/兆瓦时的价格。

 

虽说2014年ORDC的引入是为了解决ERCOT资源充足性的问题，但效果上会对响应快灵活性资源的报酬有所提高，并解决可再生能源带来的不稳定性问题。

 

 

注：图中曲线代表了夏天15时～18时所用的曲线。能量边际成本假设为1000美元/兆瓦时。

 

来源：William Hogan and ERCOT, Back Cast of Interim Solution B+ to Improve Real-Time Scarcity Pricing, 2013/3/21.

 

 

加州有非常激进的环境政策。其可再生能源配额的目标是可再生能源发电比例在2020年达到33%，在2030年达到50%，2045年达到100%。5,6,7政策推动风电和太阳能在加州增长非常迅速。到2018年底，加州风电近6吉瓦，太阳能发电站11吉瓦，分布式太阳能近8吉瓦。2018年风电和太阳能电站提供了加州大概20%的用电，分布式太阳能提供了近4.8%的用电⁸。

 

间歇性可再生能源的大量渗透，尤其是太阳能，对加州的电力系统带来了很大的挑战。下图是加州批发电力市场运营系统CAISO从2012年到2020年实际和预测的在某一日的净负荷变化。由于太阳能在白天的出力迅速增加，在中午12时～下午3时系统的净负荷变得很低，这时系统面临非常大的出力过多风险。但在下午3时～7时左右，因为太阳能的出力迅速降低，系统净负荷迅速增长，系统又面临没有足够的资源来满足出力增长的需求。净负荷在一天之内这样大幅度变化充分说明加州需要有非常灵活的资源来及时的应对风电和太阳能带来的变化。