美国主要辅助服务市场比较研究

 

随着发电市场自由化，联邦能源管制委员会（FERC）于1996 年规定独立系统运营者（ISO）并不是电网所有者，它与发电企业没有利害关系。

 

ISO 的职责是保证电力安全地输送到用户，保证输电网络的可靠运行，并对使用者无岐视地开放。

 

电力供应服务商（ESP）可直接与ISO 签订合同，或通过计划协调员获得进入开放电力市场的输电通道，输电网络由ISO 负责运行。ISO 是否买卖电能，不同的州有不同的规定。美国目前已经形成的有组织的电力市场的区域包括：新英格兰ISO，纽约ISO，PJM，加州ISO 和德州ERCOT。

 

1、辅助服务概述

 

辅助服务市场是相对于电能生产、输送和交易的主市场而言的。辅助服务是指为保证电力系统安全、可靠运行和电力商品质量，电力市场的成员为维护频率及电压的稳定而提供的服务。

 

目前国际上，对辅助服务的分类方法较多，如：（1）认为辅助服务包括：备用服务（含自动发电控制）、无功/电压控制、系统恢复服务（含黑启动）；（2）认为辅助服务包括：频率和联络线潮流控制、电压控制和无功支持、系统的有功无功备用和其它系统安全控制措施；（3）将辅助服务分为：调峰、调频、无功和黑启动；（4）将辅助服务分为：频率控制、网络控制、系统恢复；（5）将输电损耗、负荷管理也归为辅助服务的内容。上述的辅助服务分类方法在各国的电力市场中均有应用。

 

2、 美国主要辅助服务市场介绍

 

2.1 PJM 市场

 

覆盖 美国Pennsylvania ， New Jersey ，Maryland 等州的PJM 互联电网有限公司(简称

 

PJM)，是北美最大的集中调度控制电网，也是世界上最大的电力批发市场。PJM 成立于1927年，截至2006 年，PJM 电力系统拥有450 个市场成员，供电范围164260 平方英里，服务5100万人口。发电容量为164905MW，输电线路247条共计56250 英里，其中火电占65%，核电占30%，水电占5%，峰荷144644MW。

 

PJM 的辅助服务市场包括5 个方面的内容：调节和频率响应服务；运行备用服务；计划、系统控制和调度服务；来自发电方的无功供应和电压控制服务和能量不平衡服务。

 

2.1.1 调节和频率响应服务

 

PJM 调节和频率响应服务的最大特点是不单独设立调频电厂，而将调频义务分配到每个负荷服务企业（LES）。LES 可以利用自己的发电资源或通过与第三方签订合同来履行自己的调频义务，也可以从PJM 购买这个服务。调频机组分为3 个类别：基础类、边际类和高峰类。每个类别的调频成本将根据历史的清算价由互联办公室确定。在发生冲突的情况下，调频调度命令优先于能量调度命令。调频服务必须由PJM 电气范围内的发电机组提供。

 

2.1.2 备用

 

PJM 电力市场是一个开放的电力市场，其备用获取的最大特点是不指定机组作为备用，而是规定每个供电企业必须承担备用义务，义务量根据其负荷的比率来确定。供电企业完成备用义务的方法可以是自己拥有提供备用的机组，也可以是签订双边合同或者从PJM 备用市场购买备用。

 

备用需求加上合理的补偿方法，形成了PJM 备用市场的供需杠杆。

 

PJM 备用的结算周期为1h，每天分为24 个运行小时，备用的计算和获取按小时为单位操作。

 

2.1.3 计划、系统控制和调度服务

 

计划、系统控制和调度服务由PJM 直接提供，用户必须从PJM 购买这项服务。计划、系统

 

控制和调度服务的收费依据是PJM 的运营成本，包括建筑、人员成本和企业管理费用。每个传输用户每月的计划、系统控制和调度服务收费按下式计算：

 

每月收费 ＝ PJM 每月运营成本×用户比例

 

式中，用户比例指以MW·h 计算的该用户对输电系统的使用量占输电系统总使用量的比例。

 

2.1.4 来自发电方的无功供应和电压控制服务

 

为保持提供者的输电设施电压在可接受的范围内，在控制区操作员的控制下，发电厂将发出或吸收无功。

 

用户必须向PJM 购买来自发电方的无功供应和电压控制服务。该服务采用固定费率制，分

 

为月费率、周费率、日费率和小时费率，计费单位为美元/MWh，根据所预定的传输容量计算。

 

2.1.5 能量不平衡服务

 

当用户实际传输的电能与计划传输的电能存在差异时，PJM 必须提供能量不平衡服务。能量不平衡的计量单位为MW·h，且峰荷时段和非峰荷时段分开计算。如果能量不平衡在 ±1.5%的偏差范围之内，传输用户（传输用户指接受点对点传输服务的电力用户）可以选择在以后的峰荷时段或非峰荷时段消除这种能量不平衡，也可以选择用现金结算。应该支付给PJM 的金额按照能量送达节点边际电价（LMP）的120％ 计算，应该支付给传输用户的金额按照能量送达节点边际电价LMP 的80％ 计算。对于超出 ±1.5%偏差范围的能量不平衡必须用现金结算。应该支付给PJM的金额按照能量送达节点LMP 的150％ 或 100美元/（MW·h）中较高的价格计算，应该支付给传输用户的金额按照能量送达节点LMP 的70％计算。

 

2.2 新英格兰市场

 

美国东北部6 个州（缅因州、佛蒙特州、马萨诸塞州、罗得岛洲、新罕布什尔州、康涅狄格州）被称作为新英格兰地区，整个地区中南部马萨诸塞州和康涅狄格州的经济最为发达，是美国最重要的经济中心之一。至2006 年夏季，新英兰地区发电容量30895MW，

 

最大峰荷28127MW（2006 年8 月2 日），比2005年增长4.6%。2006 年平均电价$61.44/MWh。

 

新英格兰的辅助服务市场采用竞价招投标的方式， 其辅助服务项目包括： 自动发电控制（AGC）、（TMSR）、10min 非旋转备用（TMNSR）、30min 运行备用（TMOR）。

 

2.2.1 自动发电控制

 

新 英 格 兰电力市场AGC 辅助服务是从10min 旋转备用(TMSR)中分离出来的一种辅助服务。辅助服务市场要求AGC 能够连续自动地响应独立系统操作员(下称ISO)的指令、动态地平衡控制区内的电力供应与需求、满足北美电力可靠性委员会(NERC)和东北电力协调委员会(NPCC)的技术标准。

 

在新英格兰电力联营体(NEPOOL)模式下，FERC 要求建立辅助服务分类计价的电力市场，这使得AGC 辅助服务竞争出价和电能竞价一样重要。AGC 辅助服务调度由新英格兰ISO 安排，AGC 辅助服务和电能一样要求事先定价，采用竞价方式，其市场模式为投标型。按照电力市场中能量、AGC、备用等重要性分配系统的容量资源，首先调用最低有功报价的机组来满足有功负荷，种种最后中标机组的报价为有功市场出清价；然后调用其余机组中AGC 报价最低者来满足AGC需求，其中最后中标机组的AGC 报价为AGC 市场出清价。

 

2.2.2 备用

 

备用容量的提供方和需求方为发电厂和电力用户。对用户而言，兼有提供方和需求方的双重角色，当某用户提供备用服务时，它就成为供方；虽然备用是为全系统服务的，但费用往往是从用户方收取，因此用户是备用容量的购买者，即需方。备用可以分为以下三类：

 

（1）10min 旋转备用（TMSR）：指在线运行机组在10min 内能够即刻增加的容量，或在10min 内可以被卸载的部分电力负荷（含抽水蓄能电站运行在抽水模式时所消耗的功率），并且能够持续最少30min 的供应紧急事故保护用电。

 

（2）10min 非旋转备用（TMNSR）：指非在线运行的机组在10min 内能被启动而增加的容量，或在10min 内可以被卸载的部分电力负荷，并且能够持续最少30min 的供应紧急事故保护用电。

 

（3）30min 运行备用（TMOR）：指在30min 内能被调度加载的备用容量，或在30min 内可以被卸载的部分电力负荷（含抽水蓄能电站运行在抽水模式时所消耗的功率），并且能够持续最少60min 的供应紧急事故保护用电。

 

这 3 种备用服务经由竞争的投标市场获得。

 

发电商可以在提交第二天的电能投标的同时按小时提交一种或多种备用服务的投标。ISO 根据投标信息结合投标结算方法同时进行电能和辅助服务的投标选择、安排发电计划和辅助服务计划。

 

计划的目标就是优化电能和备用的投标安排。选择投标时，市场对所有的报价进行复杂的报价评估，报价评估对期望的成本排序，成本中包括机会成本。

 

2.3 加州市场

 

加州是美国电力行业改革重组的先驱。1998年3 月31 日，加州电力交易中心和ISO 同时开始运作，组成了加州革新后的电力市场核心结构。

 

加州ISO 管理着州内70%的用电，输送给州内三千多万电力用户的年输电量约为2000 亿KWh。

 

至2006 年夏季，加州地区发电容量56347MW，容量备用6077MW。最大峰荷50270MW（2006年7 月24 日），比2005 年增长10.7%。传输线总长25526 英里。

 

加州的辅助服务市场中包括 4 个方面的内容：调频、备用、电压支持和黑启动。

 

2.3.1 调频

 

由已经并入系统、处于运行状态的机组提供。

 

在实时运行时，这些机组的自动发电控制设备（AGC）会自动调节机组的出力，从而满足系统能量平衡，使系统频率稳定在一定的标准范围之内。

 

2.3.2 备用

 

（1）热备用：由已经并入系统、处于运行状态的机组提供。在指定的出力范围内，提供热备用的机组必须能够在10min 之内爬坡至指定的出力水平，并能维持运行在该指定出力水平至少2h 以上。

 

（2）冷备用：由不在运行但没有计划检修，因而可以随时启动的机组提供。提供冷备用的机组必须在10min 之内并入系统并且爬坡至指定出力水平，并能维持运行在该指定出力水平至少2h 以上。

 

（3）替代备用：如果不在运行，提供替代备用的机组必须能够在1h 之内并入系统并且爬坡至指定的出力水平，并能维持运行在该指定出力水平至少2h 以上。

 

调频和备用服务是在日前市场和小时前市场按小时购买的，辅助服务投标在电能投标之后进行。市场规则规定：一个供应方可以以不同的容量和价格参与4 种辅助服务中任意或者所有的市场投标，但对于特定的一种服务，只能提交一个投标。市场按照：AGC-旋转备用-非旋转备用-替代备用的顺序进行各个辅助服务的投标选择，以优先满足技术要求较高的辅助服务。报价低的投标优先被选择，最后接受的投标的价格形成该类型服务的市场结算价格，最终所有中标的投标都将按照这一价格结算。选择结束后，投标者被通知每个市场的价格和它在每个市场的中标容量。

 

按照上述的顺序，机组在后续的市场中的竞价容量要减去前面市场中中标的容量。

 

2.3.3 电压支持和黑启动

 

由 ISO 通过与可靠性机组(Must-run-units)的长期合同采购。在特别的情况下，ISO 有权要求正在发电的机组提供电压支持，ISO 将以其机会成本给予补偿。

 

2.4 纽约市场

 

纽约是美国最大的城市，纽约控制区域（NewYork Control Area， NYCA）共有四个大区：西部、东部、纽约城和长岛。纽约的主要能源形式为天然气，其中天然气所占比例为31%，水电所占比例为20%，或电所占比例为18%，原子能所占比例为18%，其他13%。至2006 年夏季，纽约地区发电容量39704MW，容量备用5765MW。最大峰荷33939MW（2006 年8 月2 日），比2005 年增长5.6%。纽约电力市场总共提供了6 种辅助服务，分别为：系统计划、控制和调度；电压支持；自动发电控制（AGC）及频率响应；电量不平衡；运行备用和黑启动。其中，运行备用和频率响应这两种服务是基于市场的。

 

2.4.1 备用

 

纽约电力市场将运行备用分为三类分别是：10min 旋转备用、10min 总备用（包括旋转和非同步的备用）和30min 备用。10min 旋转备用又能在10min 内提供额外出力的在线机组担负。

 

10min 总备用既可以由同步旋转机组提供，也可以由非旋转机组提供，这些非旋转机组典型的是能在10min 内启动的燃气轮机。30min 机组同样也可以由在线或非在线机组提供， 只要能在30min 内提供额外出力。

 

目前的纽约电力市场，上述三类备用都是在日前进行的，即只有日前备用市场，尽管在运行日每小时都会对备用进行再分配。边际备用成本（在平衡条件下再获得一个备用单位的成本）包括备用本身的费用和获得该备用单位所损失的机会成本(比如该备用单位本来有机会在能量市场中标而得到相应的收益)，因此，付给备用服务的费用也包括可用支付（根据备用市场的出清价格制定）和机会成本两部分。10min 旋转备用的机会成本在实时市场支付，10min 非旋转备用的机会成本在日前市场支付。

 

2.4.2 频率响应

 

AGC 机组的目的是调频，因此在纽约控制区域的任何节点购买AGC 服务是一样的。所以与备用市场不同，AGC 市场并不需要采用基于地理位置的定价体系。2003 年，纽约独立系统运行员在上坡时段总共购买275MW 的自动发电，在下坡时段总共购买200MW 的自动发电。对于一台发电机来说，它所能卖出的AGC 容量是由它能在5min 之内能够的出力决定的，也可以理解为爬坡速率（MW/min）×5（min）。当然，这台机组必须能够收到并且及时相应一个连续的调度信号，并且这台机组1h 之内的爬坡能力至少要达到机组容量的1%。

 

3、美国辅助服务市场对比分析

 

美国电力市场的辅助服务含：旋转备用、非旋转备用、AGC、替代备用、电压支持和黑启动。

 

其中前4 种由独立系统操作员(ISO)通过日前竞争拍卖获取，这些拍卖是在电力交易中心(PX)的电能拍卖完成之后进行的。这些拍卖的顺序是：AGC、旋转备用、非旋转备用、替代备用。电压支持和黑启动则以长期合同方式进行交易。市场参与者分别提交备用容量报价和备用电量报价。

 

成功的报价者不论其是否被调度，都将得到一笔备用容量费用，在备用容量被调度加载时，报价者还将得到一笔电量电费。其辅助服务市场的模式为投标型。

 

由上文可以看到：由于电源结构、电网结构、负荷分布和负荷特性的不同，不同的电力市场所需要的辅助服务种类和数量也不相同，所以，没有一种辅助服务的分类可以适用于所有的电力市场；甚至在同一个电力市场中，所需要的辅助服务也会随着市场的变化而变化，这种变化包括上述电源和电网结构的变化、电力供需形势的变化，还包括市场运营规则的变化、监控技术的改进和市场运作过程中吸取的经验的增加等。

 

4、对我国的启示

 

在我国电力体制改革后，辅助服务不再仅仅是运行调度问题,行政和经济隶属关系的变化、利益主体的多元化等因素都增加了辅助服务问题的复杂性。发电厂和电网经营企业已成为相对独立的市场主体，各个市场主体最关心的是企业的成本和效益，虽然电力生产的特点与电力经济的特性，使发、输、配、售共处一网，密不可分，相互依存，但是市场化的经济规律已经切断了发电和输电之间的资产纽带关系，作为独立的市场主体提供了辅助服务就要求得到相应的经济补偿，否则就会影响市场主体提供辅助服务的积极性，影响电力系统辅助服务的充裕性，进而危及电网的安全运行。为保证我国电力系统的安全与稳定，提高电能的供应质量，可参考借鉴美国的经验，来促进我国电力辅助服务市场的进一步建立与完善。