力中长期交易中辅助服务市场的弃风弃光电量核算原则

电力中长期交易中辅助服务市场的弃风弃光电量核算原则

葛睿，刘敦楠

国家电力调度控制中心，新能源电力系统国家重点实验室

0引言

为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及相关配套文件工作要求，加快推进电力市场建设，规范各地电力中长期交易行为，国家发展改革委和国家能源局于2016年12月29日联合印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》（以下简称《基本规则》）。《基本规则》将辅助服务补偿（交易）机制纳入电力中长期交易范畴，执行《基本规则》相关规定。《基本规则》第九章阐述了辅助服务的相关规则，并提出“补偿成本、合理收益”的基本原则。《基本规则》中对辅助服务的管理实施、模式划分、补偿机制、运行方式和各主体权利义务等方面提出了八条规则。

随着大规模新能源电力接入电网，主要是风光电源的接入给电力系统带来了随机波动，电力系统的结构形态、运行控制方式以及规划建设与管理发生了根本性变革。《基本规则》提出建设辅助服务市场的主要目的就是平衡电量偏差，通过市场的手段，实现系统调峰资源的优化配置。目前，发电企业或者电力用户有能力调整部分偏差，具备更大的平抑风电、光伏等新能源发电波动的能力。将预留的该部分调整容量参与辅助服务市场交易并获得收益，可以弥补发电企业或电力用户在预留该部分调整容量过程中损失的机会成本，促使其他类型能源积极参与新能源消纳工作。

为了解决当前面临的弃风弃光问题，在《基本规则》下建立辅助服务市场，促进风光电源更高比例消纳。促进风光消纳的辅助服务补偿（交易）机制建设中的一个重要环节是辅助服务电量的核算，辅助服务电量核算的主要部分是弃风弃光电量消纳结果的核算。同时，弃风弃光消纳电量核算是辅助服务补偿（交易）中计量、结算及定价等重要环节的基础。因此，本文结合电力中长期交易规则和电力调度运行规范对弃风弃光消纳电量核算进行论述，并阐述火电辅助服务定价的影响因素和建立电力中长期交易中辅助服务补偿（交易）机制的着手点。

1弃风弃光消纳电量判定

《基本规则》指出按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。针对风光电源的辅助服务效果的判定，关键点在于弃风弃光电量消纳结果的核算。本文中，辅助服务市场中电网消纳弃风弃光的结算电量，应指电网企业通过调度指令用尽其手段后风光电源发电的实际上网电量与风光电源在已满足可再生能源发电原则基础上确定的计划电量之差。

根据电力调度系统运行要求，在电力中长期交易的辅助服务市场中，弃风弃光电量的判定需要五个步骤，如图1所示：

图1  电力中长期交易中弃风弃光电量的判定流程

步骤一：日前风光电源上报次日预测出力曲线α1；

步骤二：电力调度机构根据断面约束、负荷情况和安全运行等对风光电源上报的预测出力曲线α1进行校核，并下达风光电源次日发电计划曲线α2；

步骤三：确定风光电源自然出力曲线α3；

步骤四：确定在电力调度实际运行中，风光电源实际出力曲线α4；

步骤五：计算消纳弃风弃光的结算电量：

电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。在电力调度运行过程中，火电机组为弃风弃光的消纳、电力调峰等提供了绝大部分的辅助服务。本文对于促进弃风弃光消纳、电网调峰的火电辅助服务电量的判定是指燃煤发电企业在电力调度指令下的实际上网电量与燃煤发电企业满足火电发电原则的日前计划电量之差。

根据电力调度系统运行要求，在进行电力中长期交易中促进弃风弃光消纳、电网调峰的火电辅助服务电量判定需要三个步骤：

步骤一：制定满足优先发电电量和基数电量的火电日前计划曲线β1；

步骤二：确定电力调度指令下的实际出力曲线β2；

步骤三：计算促进弃风弃光消纳、电网调峰的火电辅助服务电量：

按照《基本规则》中“补偿成本、合理收益”的基本原则，根据辅助服务效果确定辅助服务计量公式，对辅助服务提供者进行补偿。《基本规则》中提出鼓励采用竞争方式确定辅助服务提供主体，电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，各主体通过竞价的方式提供辅助服务。辅助服务提供主体峰谷差率大于全网峰谷差率时调峰贡献度为正，峰谷差率小于全网峰谷差率时调峰贡献度为负，对贡献度为正的辅助服务提供主体按照统一标准进行补偿。

对辅助服务提供主体补偿的关键问题在于电网消纳弃风弃光的结算电量及促进其消纳的火电辅助服务电量的定价，在定价过程中主要考虑以下三个方面的影响因素：

1）电力调度运行：电力调度机构通过控制火电实时出力，对燃煤发电企业下达调度指令，促进弃风弃光电量消纳。辅助服务补偿（交易）机制下电力调度运行产生的影响：一方面保证了弃风弃光电量的最大限度消纳；另一方面提升了燃煤发电企业的发电成本。

2）电力市场交易：建立辅助服务市场，运用市场的手段实现三公调度，符合《基本规则》的主题思想。弃风弃光及其促进消纳的火电辅助服务电量定价是风光电源与燃煤企业之间进行市场化交易中的重要环节，有利于风光电源和燃煤发电企业的健康可持续发展。

3）社会环境效益：我国面临的气候变暖、环境恶化和能源紧缺等方面的挑战对保证风光等可再生能源利用提出了更高要求。在能源革命和供给侧改革趋势下，电力行业的一次能源消耗比例成为社会日益关注的焦点。

综合上述三个方面的影响因素，弃风弃光电量及促进其消纳的火电辅助服务电量定价原则主要有两点：

1）风光电源作为辅助服务的受益主体，弃风弃光电量的结算价格应该远远小于其基本上网电价。

2）火电机组作为辅助服务的提供主体，促进弃风弃光电量消纳的火电辅助服务电量核算部分的价格应大于其标杆电价与用煤成本的差。

在本文第一部分提到辅助服务补偿机制中的弃风弃光电量核算是建立辅助服务补偿（交易）机制中的重要一环，通过对弃风弃光电量的核算步骤梳理和定价原则影响因素的分析，根据《基本规则》建立辅助服务补偿（交易）机制主要应从四个方面着手。

1）制定市场规则

电力调度机构按照辅助服务效果确定辅助服务计量公式，根据“补偿成本、合理收益”的基本原则，核定电网消纳弃风弃光的结算电量及促进其消纳的火电辅助服务电量价格，对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行补偿。

2）披露市场需求

电力调度机构根据系统运行需要，确定调峰、自动发电控制、备用等服务总需求量，通过电力交易机构组织各主体通过竞价的方式提供辅助服务。

3）辅助服务计量

电力调度机构根据系统实际运行结果，按照辅助服务计量公式计算各主体的辅助服务（交易）电量。

4）补偿（交易）结算

电力调度机构的计量结果与市场交易合同进行校核，电力交易机构按照电网消纳的弃风弃光电量及促进其消纳的火电辅助服务电量定价面向各主体进行补偿结算。