三大因素致辅助服务成本飙升英国电力辅助服务成本飙升的启示-北极星电力市场网

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作为最早建立电力现货市场和辅助服务市场的国家，英国电网新能源装机占比在2020年底达到34.3%。2020年5月至7月间，英国电力辅助服务支出增加到2亿英镑，是2019年同期的3倍，主要原因是防疫隔离导致用电负荷下降，引发高比例新能源装机下电力系统运行特征与现行市场规则的诸多矛盾集中暴露。

三大因素致辅助服务成本飙升

英国辅助服务成本飙升的三大直接原因是用电需求减少、新能源出力因差价合约机制而不受市场价格影响、核电机组因灵活性不足难以响应价格信号。

在用电需求方面，用户负荷减少、新能源出力不变减少了系统净负荷，引起转动惯量下降，令系统频率的稳定性变得十分脆弱。在防疫隔离期间，英国的电力需求比上年同期下降了约28%，导致扣除新能源出力后的净负荷大幅减少，引起提供转动惯量的燃煤和燃气机组被大量挤出。转动惯量下降使系统更容易出现频率失常，因此需要更多辅助服务来维持频率稳定。

在新能源价格机制方面，特殊的政策保护使新能源机组在现货市场负电价时仍能获得收益，无序发电加大了系统平衡困难。据了解，英国大多数新能源机组通过差价合约方式保价消纳，在政策保护下，新能源机组在现货电价为负时，仍然不减少出力，这导致系统面临严峻的发用不平衡威胁，减出力性质的辅助服务产品需求大增。

在机组灵活性方面，由于启停成本、启停速度、最小技术出力等方面的原因，核电机组无法对现货电价作出快速反应，因此在现货电价很低甚至为负数时，也难以大幅降低出力，调度机构被迫按“N-1”事故（指任一单个供电设备发生故障——编者注）下系统不崩溃的原则预留大量备用，这加大了辅助服务需求量，抬高了辅助服务成本。

多管齐下提升消纳能力

为应对严峻形势，英国监管部门和市场机构通过经济、技术多方面途径，采取了增设市场产品、调整市场协议、优化市场出清、加速设备升级等一系列措施。

一是设立“可选下调灵活性”产品，商业化采购了450万千瓦下调能力，主要是未直接并入输电网的风电和光伏发电机组，以及一些负荷侧资源。在5月至7月间，“可选下调灵活性”产品共被调用4次。

二是通过双边协议，将装机容量130万千瓦的塞兹韦尔B核电站机组出力压至一半，从而减小了对辅助服务的需求。

三是灵活使用平衡机制，绕过经济调度顺序，让230万千瓦的燃气机组上线提供转动惯量和调频能力，即燃气机组不再以边际成本最小化安排出力，而是为了满足转动惯量和调频需求调整出力。

四是加速推进了一项继电保护装置升级计划，资助配网发电机组升级继电保护装置的硬件和软件，扩展机组频率调节适应能力，减少低频减载风险。

对构建我国新型电力系统的启示

从英国的情况来看，新能源平价上网不等于平价利用，其消纳成本会在辅助服务成本中体现，可能使用户负担加重。新能源随机、波动、不可控的特点，不可避免地会增加对电力系统灵活性资源的需求，而灵活性资源主要以辅助服务产品形式体现，因此辅助服务成本将会随新能源占比增加呈上升趋势。

从价格机制来看，电力市场价格机制应与高比例新能源场景相适应。在系统中新能源装机占比较低的背景下，固定价格、差价合约等保障性价格机制对新能源发展起到了关键作用。但是，在新能源占比逐渐提升之后，新能源电力大规模并网可能会影响系统的安全、经济运行。当新能源发电技术逐渐成熟、主体地位逐渐巩固后，应该设计更突出全局资源优化配置的价格机制，按系统和市场的实际情况向新能源发电场站传递价格信号。

从产品体系来看，电力市场产品设置要针对新型电力系统的需求进行灵活调整。例如，可逐步丰富调频、备用等辅助服务产品的谱系，必要时可采购灵活性的调节资源。

从资源开发来看，消纳新能源产生的灵活性资源需求靠传统方式已经难以满足，需要从用户侧依靠新技术、新业态获取。传统的电力系统灵活性资源主要由发电侧提供，但未来占发电侧主体地位的新能源发电机组不可控特征明显。因此，必须充分挖掘虚拟电厂、新能源汽车、用户侧储能等新型灵活性资源，通过价格机制对其进行引导。

从技术趋势来看，要高度重视高比例电力电子设备背景下的转动惯量等新问题。发电侧清洁化和用电侧电气化、智能化已成趋势，发、用两侧电力电子设备比例继续走高不可避免。在此背景下，要重点关注高比例电力电子装置带来的转动惯量不足、新能源逆变装置与直流送端控制之间的协同等问题。高比例新能源下的电力平衡分析需要从小时级、分钟级向秒级甚至更短时间尺度进行延伸，同时应加大力度部署和研究能提供转动惯量的设备或技术路线，如调相机、飞轮储能、燃气机掺烧氢气等。

（作者供职于国网能源研究院有限公司财会与审计研究所）

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