美国辅助服务市场改革趋势及对中国辅助服务市场的借鉴意义

一、背景

（来源：能源研究俱乐部 作者：杨颖霞）

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。

二、美国传统的辅助服务市场

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

表1 加州传统辅助服务产品种类及要求

来源：CAISO,Business Practice Manual for Market Operations.

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。

图1 ERCOT运营备用需求曲线

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.

三、CAISO：灵活爬坡产品FRP

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。

图2 CAISO春天某一日内净负荷变化

来源：CAISO, Fast Facts.

2016年，CAISO在其15分钟和5分钟的实时市场引入了一种新的辅助服务产品“灵活爬坡产品”（FRP）。灵活爬坡产品FRP用来应对系统净负荷（原负荷减去风力发电量减去太阳能发电量）变化的两个原因：预期的净负荷变化和预期之外不确定性的净负荷变化。和传统的辅助服务产品不同，这种产品的需求和规格不是根据系统某一个时刻的状态而定，而是依据两个时间点的变化而定。例如，下图所示的净负荷在时间点t和t+1预期变化为200 兆瓦（从1000兆瓦到1200兆瓦），向上变化不确定性需求为50兆瓦（从1200兆瓦到1250兆瓦）。该时间间隔的向下总不确定性需求为220兆瓦（从1200兆瓦到980兆瓦），但因为预期净负荷变化为200兆瓦，因此，实际向下变化不确定性需求为20兆瓦（220兆瓦减去200兆瓦）⁹。

图3 灵活爬坡产品需求确定方法举例

来源：CAISO, Business Practice Manual for Market Operations.

对于向上或者向下变化不确定性需求，CAISO采用需求曲线的方式来决定购买灵活爬坡产品的数量。和ERCOT所用的ORDC类似，CAISO估算在一定的灵活爬坡产品数量情况下的电力失衡概率（通过历史数据来估算），然后将电力失衡概率乘以负荷损失的价值从而得到灵活爬坡产品的需求曲线。例如，假设电力失衡的损失成本是1000美元/兆瓦，加州在有100兆瓦向上灵活爬坡产品的情况下系统电力失衡的概率为5%，那么系统购买100兆瓦灵活爬坡产品的愿意付的最高价格就是50美元/兆瓦（1000美元×5%=50美元）。10,11用这样的方法计算在不同的灵活爬坡数量下愿意支付的最高价格就形成了需求曲线。CAISO将这个需求曲线和其他对于能量和服务产品的需求以及发电厂的竞标所形成的供应曲线一同进行优化，寻找到成本最低的决定，从而确定每个产品的市场价格和数量12。

这种灵活性爬坡产品从理论上来说应该可以很好的应对风电太阳能的变化和不确定性对电力系统造成的挑战。但是目前来看在加州并没有收到预期的效果。CAISO市场监测部门去年发现了一些实行需求曲线中的失误，导致在系统需要这种产品的时候需求曲线的数量过低，而在系统不需要这种产品的时候需求曲线的数量过高。这个问题可能部分导致了系统电力失衡，但到底有多大的影响很难估算。CAISO目前在改正这一错误。另外，CAISO目前也在日前市场引入灵活性爬坡产品。13,14除了CAISO之外，MISO也在2016年引入了这种产品，并且SPP和ISO-NE也在考虑引入这种产品。15,16

四、PJM：调频产品RegD

PJM负责美国13个州（包括宾州、新泽西、马里兰和其他州）以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理。PJM是美国目前规模最大的批发电力市场，运营能量、辅助服务和容量三大市场。2017年总装机量近184吉瓦，其中包括65吉瓦煤电，66吉瓦天然气发电，近9吉瓦水电，33吉瓦核电，1吉瓦风电，0.37吉瓦太阳能，以及其他发电资源17。PJM传统上煤电占主导，但近几年由于环境法规和低廉的天然气导致大量煤电厂退休，天然气电厂增加。风电和太阳能虽有增长，但并不如ERCOT和CAISO增长迅速。因为可再生能源渗透不大，PJM辅助服务市场的改革并不像ERCOT和CAISO的需求强烈。但是PJM于2012年在美国第一个实行美国能源管理委员会第755号令对调频服务的一项改革，从效果上来说鼓励和刺激了新兴技术的发展。

2011年美国能源管理委员会（FERC）颁布了第755号命令，要求其管辖的各大批发电力市场对传统辅助服务产品中调频服务的报偿机制进行改革。FERC认为传统调频服务的补偿机制未有效体现提供调频服务中快速反应产品的价值，这对于快速反应的产品不公平。如图4所示，飞轮技术和传统发电设备同时提供20兆瓦的调频，但是飞轮技术可以更快地对系统的信号进行反应，更准确地提供系统所需要的服务来帮助调频。FERC755号令要求其管辖内的区域电力市场要按照“基于里程”的方式来对提供调频服务的产品提供补偿，即补偿不光要基于调频服务的容量，还要包括其跟随调度信号向上向下行走的总“距离”18。

图4 飞轮和发电机提供调频服务的对比

来源：Beacon Power, “Overview of FERC Order 755 and Pay-for-Performance Regulation”, 2014/03.

为执行FERC的755号文件，PJM于2012年10月在实时市场引入新的调频产品RegD，专门针对能够快速反应的资源（传统比较慢的调频产品称为RegA）。购买这些快速反应资源使得PJM降低对调频服务的需求，从而降低系统的成本，同时不影响保障系统的稳定性。例如2012年10月调频服务的要求从峰值负荷的1%减少到0.78%，11月减少到0.74%，12月继而减少到0.70%19。这项改革大大刺激了储能设备市场参与积极性，从2012年的4.5兆瓦增长到2017年的492兆瓦。2017年，在所有资源中（包括煤电、水电、天然气、需求侧等），储能设备提供了PJM 46.5%的调频需求20。

虽然这项改革大大地改进了PJM调频市场，但是PJM和市场监测单位发现了一些实施中的问题，导致PJM购买了过多的RegD产品，产生不必要的成本，同时对RegD产品的付费也有偏差。PJM和其市场监测单位向FERC提出改正这些问题的建议方案，但在2018年3月遭到FERC的拒绝，认为其不符合755号令。PJM和其市场监测单位要求重审，目前还没有定论21。

五、对中国辅助服务市场的借鉴意义

中国目前刚刚开始建立辅助服务市场。因为中国整个市场体系所处的阶段不同，资源禀赋不同，美国在辅助服务产品的市场设计和改革不一定对中国全都适用。但是可再生能源对电力系统的挑战在中国和美国乃至全球是有相同之处的。因此，美国目前对辅助服务市场改革的措施和趋势对中国有一定的借鉴意义。本文中介绍的ERCOT，PJM以及CAISO近几年在辅助服务市场改革经验可以大致总结为以下几个方面：

完善价格形成机制，提供有效价格信号：市场最主要的功能之一就是通过及时、准确和有效的价格信号来平衡供需关系。可再生能源的不完全可控性和不确定性使得电力系统需求变化比传统的电力系统变化更多更快。这就需要市场能有合理的价格形成机制，提供更及时和准确的价格信号。例如ERCOT的ORDC就是针对现有辅助服务产品进行更准确定价，使其价格能更准确的反映资源对系统可靠性的价值，从而刺激市场对灵活性资源的投资，在系统需要时做出及时响应。

针对可再生能源并网带来的新需求开发新产品：为解决可再生能源不可控和不确定性带来的对管理系统可靠性的挑战，需要充分考虑系统对辅助服务的需求，针对这种需求优化产品开发的品种和规格要求。如CAISO新开发的灵活性爬坡产品FRP就是针对新需求积极的探索。

鼓励新兴技术的参与：新兴技术是可以帮助解决可再生能源对系统带来挑战的有力工具。对于电力批发市场来说，关键问题之一就是如何能为这些新兴技术除掉参与市场的一些障碍，并且对其特殊的价值给予应有的报偿。PJM在实施了FERC 755号令后新开发的调频RegD产品，就是促进储能这样灵活性资源能够充分参与到市场当中的举措。

最后，电力系统的控制和调度是非常复杂的系统，电力市场的设计亦是如此。而可再生能源的渗入极大了增加了这种复杂性。PJM目前在RegD产品实行过程中遇到的问题以及CAISO在灵活爬坡产品实行过程中的失误充分体现了这一点。因此在辅助服务市场设计中对产品类型的划分以及价格的定位一定要经过周密的考虑、细致的分析、充分的模拟来避免造成失误和社会资源的浪费。

（本文只代表作者本人的观点，不代表任何组织及作者供职单位的观点。）

参考文献

1.辅助服务还包括其他的产品，如频率响应，电压控制或者黑启动等。但这些辅助服务目前不在电力市场中交易，而是有发电设备免费提供或者用基于成本的方式分摊给消费者。

2.有些批发电力市场对于产品的具体划分不同或者响应时间要求不同。比如ERCOT对于非旋转备用要求中只要在30分钟内提供响应就可以。对于美国所有批发电力市场辅助服务市场的概述请参见Argonne National Laboratory, Survey of U.S. Ancillary Services Markets, 2016/1.

3.ERCOT, Capacity, Demand, and Resources, 2018/12/31.

4.David Maggio, SaiMoorty, Pamela Shaw, Scarcity Pricing using ORDC for reserves and Pricing Run for Out-Of-Market Actions, 2018/3/20.

5.California Senate Bill No. X 1-2 (Energy: Renewable Energy Resources), 2011/2/1.

6.California Senate Bill No. 350 (Clean Energy and Pollution Reduction Act of 2015), Legislative Counsel’s Digest, 2015/10/7.

7.California Senate Bill No. 100 (California Renewables Portfolio Standard Program: Emissions of Greenhouse Gases), Legislative Counsel’s Digest, 2018/9/10.

8.California Energy Commission, Tracking Progress, 2018/12.

9.在这个例子中，如果该时间间隔的向下不确定性低于20兆瓦，则不需要向下的灵活爬坡能力。

10.CAISO Department of Market Monitoring, 2016 Annual Report on Market Issues and Performance, 2017/5/8.

11.CAISO目前对向上灵活爬坡产品的最高限价为247美元，向下灵活爬坡产品的最低限价为-247美元。请参见CAISO, Business Practice Manual for Market Operations,第231～232页.

12.CAISO, Business Practice Manual for Market Operations.

13.George Angelidis和Megan Poage,Day-Ahead Market EnhancementsPhase II Working Group, 2018/11/30.

14.除了这一在辅助服务产品方面的改革，CAISO还对其资源充足性的项目进行了改革。在其传统的容量要求之外， CAISO在美国第一个引入了专门针对灵活性资源的容量要求。这一要求是CAISO根据系统在3小时以内的净负荷变化大小来确定对于灵活性资源容量的需求。CAISO目前也在进一步改进这个项目.

15.MISO, Business Practice Manual-Energy and Operating Reserve Markets，第49页；SPP, State of the Market 2017，第206页.

16.Dane A. Schiro, Procurement and Pricing of Ramping Capability，2017/09/20.

17.Monitoring Analytics, PJM State of the Market 2017, Section 5 Capacity Market.

18.FERC Order 755, Frequency Regulation Compensation in theOrganized Wholesale Power Markets，2011/10/20.

19.PJM, Letter from James M. Burlew and Craig Glazer (PJM Interconnection) to Hon. Kimberly D. Bose, re Performance-Based Regulation Revisions,Docket Nos. ER12-1204-004 and ER12-2391-003, 2013/10/14，第7页.

20.http://www.monitoringanalytics.com/reports/pjm_state_of_the_market/2017/2017-som-pjm-sec10.pdf, 表10-35 and 表10-36.

21.Monitoring Analytics, PJM State of Market 2018, Section 10 Ancillary Services Markets,第452页.