第三方獨立主體參與華北電力調峰市場規則設計與實踐

史沛然，李彥賓，江長明，張 哲，張 勇，郭 磊

（國家電網有限公司華北分部,北京市100053）

0 引言

中國華北電網由京津唐電網、河北南網、山西電網、山東電網和蒙西電網五個省級控制區構成,供電區域涵蓋北京市、天津市、河北省、山西省、山東省和內蒙古自治區西部地區。京津唐電網由北京、天津、冀北五市（唐山、秦皇島、承德、張家口、廊坊）所在電網以及山西、陜西、內蒙古、遼寧等地點對網電廠送出系統組成,新中國成立以來始終按照“統一規劃、統一建設、統一調度、統一運營”原則發展,保障著首都北京可靠供電。

近年來,華北電網電源結構“一高一多一少”特征愈發顯著。截至2019年底,華北電網新能源裝機107 GW,占總裝機近30%；供熱機組裝機183 GW,占火電裝機73%；利于調峰的水電機組7.43 GW,占總裝機不到2%。華北電力調峰輔助服務市場運行信息表明,京津唐電網平均發電負荷率最低值已達50.92%,夜間和午后低谷時段平均發電負荷率均值為59.99%和60.93%,電網調峰資源明顯不足,新能源消納壓力不斷增加,亟須挖掘各類功率可調節的資源參與調峰。

與此同時,配網側存在大量功率可調節的負荷資源,如電動汽車、分布式儲能、智能樓宇、電采暖、工業園區等。以京津唐電網為例,據不完全統計,截至2018年底電動汽車保有量約40萬輛,空調保有量約8 000萬臺、容量1.8 GW,電采暖用戶約163萬戶、容量近0.6 GW［1］。這些資源用電時間有彈性、用電行為可引導、用電規律可預測、用電方式智能化,若將其納入電網調度優化控制,可大幅增加電網調節能力。

2019年上半年,華北電網在國內率先搭建了源網荷儲多元協調調度控制平臺［1］,解決了調度端與負荷端網絡鏈條長、跨越平臺數量多、信息交互壁壘大、互聯網安全風險大等諸多問題,實現了調度端對負荷側資源的數據采集、監視、分析及展示。

然而,如何通過市場手段引導負荷側資源可持續參與電網調節成為一個難題。近年來,電力調峰輔助服務市場已成為解決電網調峰問題的主要市場化手段［2-6］,其市場主體涉及各類發電側資源,包含燃煤火電機組［2-5］、抽水蓄能機組［4］、核電機組［2-3,6］、新能源機組［2-3］等。隨著虛擬電廠［7-8］、負荷側需求響應［9-10］、微電網［11-12］等概念的提出,電動汽車、儲能、智能樓宇等功率可調節的負荷側資源參與電網調峰成為研究熱點之一［13-18］。政府主管部門也提出按需擴大電力輔助服務提供主體,鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務,允許第三方參與提供電力輔助服務［19］。當前負荷側資源參與電力輔助服務相關研究主要集中在理論、政策層面,尚未提出能滿足商業化運行需求的規則設計與實踐驗證。

結合電網運行規律和華北電網實際情況,以源網荷儲多元協調調度控制體系建設工作為基礎,本文設計了第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場的規則,提出了市場申報、出清、結算和分攤的原則與方法。獲國家能源局批復后,于2019年12月12日開始在京津唐電網正式結算運行。實踐結果表明,第三方獨立主體代理的電動汽車、分布式儲能、虛擬電廠等負荷側資源在市場機制引導下初步改變了“反調峰”特性,有效提高了電網調峰能力,促進了新能源消納。相關研究成果和實踐經驗可以為其他省網負荷側資源參與調峰輔助服務市場提供參考。

1 設計思路

按照積極穩妥、分步推進的思路,第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場初期,只參與省網市場、不參與省間市場。待條件具備時,第三方獨立主體適時參與省間市場。

試點初期,第三方獨立主體采取報量不報價方式,作為價格接受者參與省網市場。電力調度機構根據市場規則,通過二次出清完成第三方獨立主體充用電計劃編制。第三方獨立主體不參與分攤。每個出清時段進行清算,每日統計,每月市場運營主體與第三方獨立主體結算調峰服務費用。

2 市場主體、準入條件與職責

2.1 第三方獨立主體

儲能裝置、電動汽車充電樁（站）、電采暖等負荷側資源作為第三方獨立主體可按照經營主體獨立參與市場,也可由聚合后第三方獨立主體分類代理資源參與市場。

2.2 市場準入條件

參與華北電力調峰輔助服務市場的第三方獨立主體應是具有獨立法人資格、獨立財務核算、信用良好、能夠獨立承擔民事責任的經濟實體,或經法人單位授權的非獨立法人的第三方獨立主體。

第三方獨立主體代理的負荷側資源暫定調節容量不小于2.5 MW·h時,最大充用電功率不小于5 MW,具備電力、電量數據分時計量與傳輸功能,滿足電網接入要求,滿足數據準確性與可靠性規范的要求,通過電力調度機構的相關技術測試。

第三方獨立主體與市場運營機構簽訂并網調度協議和輔助服務結算協議。

2.3 第三方獨立主體職責

第三方獨立主體按照自主意愿參與市場,自行承擔市場風險,嚴格遵守市場規則,服從市場管理,維護市場秩序,接受相關部門監管,履行法律法規規定的權利和義務。

第三方獨立主體接受電力調度機構的統一調度,按照市場規則完成市場申報,嚴格執行市場出清結果。做好設備運行維護,防范安全生產風險。

第三方獨立主體按規定向電力調度機構提供負荷側資源個體的容量、類型、位置、是否可控等基本信息,如實、準確申報和傳輸負荷側資源個體實時功率、總體實時功率等運行信息,提供負荷側資源個體和總體歷史運行信息。

第三方獨立主體按照公平合理原則與其代理的負荷側資源分配輔助服務收益。第三方獨立主體獲得的輔助服務收益與其應繳納電費分別結算,不得沖抵。

3 申報與出清

3.1 市場申報

電力調度機構組織第三方獨立主體參與市場申報,申報周期為日。第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場初期,報量不報價,作為市場出清價格的接受者參與省網市場。

儲能裝置、車網互動（V2G）型充電樁［20］等具備充放電功能的設備申報充放電功率及時間、基準充放電功率、充放電容量、轉換效率、最大充放電功率、日最大充放電次數、功率調節速率等。電動汽車普通充電樁或充電站等僅有充電功能的資源申報充電功率及時間、最大充電功率、基準充電功率等。電采暖、智能樓宇等可控負荷申報用電功率及時間、最大調節功率、基準用電功率等。

第三方獨立主體分類申報其代理的各類負荷側資源。按照前述不同資源類型申報要求,第三方獨立主體申報各類負荷側資源的聚合信息。

3.2 市場出清

電力調度機構根據市場規則,編制省網日前發電預計劃,完成日前市場預出清。

結合第三方獨立主體申報的次日充用電曲線,在市場預出清價格較高時段調用負荷側資源,形成第三方獨立主體日前充放電曲線。依據確定的第三方獨立主體日前充放電曲線,修正次日省網負荷預測,在此基礎上,完成日前市場第二次出清,確定省網常規發電機組日前發電計劃［21］。

市場出清結果通過調度側自動功率控制（automatic power control,APC）系統實時下發至第三方獨立主體控制管理平臺,平臺自動接收并將分解后的指令發給其代理的各負荷側資源個體執行,有效實現閉環控制。

4 結算與分攤

第三方獨立主體參與調峰輔助服務市場初期,為鼓勵第三方獨立主體參與市場積極性,設置市場系數。市場系數定義為參與市場的所有運行火電機組平均發電負荷率［22］的倒數,其數值總是大于1。

為引導第三方獨立主體準確預測負荷側資源次日充用電功率并嚴格按預測功率執行,設置調峰貢獻率和結算調峰電力。調峰貢獻率取實際調峰電力與基準功率的比值和1之間的較小者,其數值不大于1；結算調峰電力取實際調峰電力與基準功率中的較小者。實際調峰電力為實際充用電功率與基礎功率的差值,基準功率為預測充用電功率與基礎功率的差值。

基礎功率用于計算實際調峰電力和基準功率,由市場運營機構主導制定。基于第三方獨立主體資源的歷史運行功率數據和電量數據,按照同類型資源的普遍運行規律,采用數學擬合方法確定基礎功率。

考慮季節、出行需求等因素對資源運行特性的影響,同一類資源可以設置多個基礎功率或對基礎功率進行臨時調整,從而確?；A功率的合理性。比如,由于不同季節溫度的差異,電采暖資源可以按供熱初期、中期和末期對應運行特性制定2～3個基礎功率。

每一個出清時段內,第三方獨立主體獲得的調峰服務費用等于市場系數、調峰貢獻率、結算調峰電力、出清時長和出清價格的乘積,即:

式中:Fi,t為t出清時段內第三方獨立主體i獲得的調峰服務費用；t為調峰市場出清時長,華北調峰市場該數值為15 min；Kt為t出清時段內的市場系數；Pi.t和Pb,i,t分別為t出清時段內第三方獨立主體i所聚合負荷側資源的實際調峰電力和基準功率；At為t出清時段內市場的出清價格。

調峰服務費用每個出清時段清算、每日統計。每月市場運營主體與第三方獨立主體結算調峰服務費用。根據規則中市場準入原則相關條款,按照與第三方獨立主體建立的輔助服務結算關系直接開展結算。

第三方獨立主體參與調峰輔助服務市場初期,某出清時段內非電網原因造成負荷側資源實際功率曲線偏離下發功率曲線,使得負荷側資源用電量少于下發功率曲線對應電量超過30%時,該出清時段調峰服務費用不予結算。

第三方獨立主體不參與市場分攤,其獲得的調峰服務費用按市場規則由新能源企業和未中標火電機組分攤。待條件成熟后,逐步研究向用戶傳導的分攤機制。

5 運行實踐與成效

第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場試點工作確定3家試點單位,與市場運營主體國家電網有限公司華北分部簽訂并網調度協議和結算協議。試點單位1代理充電樁和分布式儲能兩類資源,試點單位2代理包括電采暖在內的虛擬電廠,試點單位3代理充電樁資源。參與市場的充電樁27 006臺、分布式儲能電站4座、虛擬電廠負荷終端17個,負荷側資源總量260 MW,調節量近40 MW。

5.1 個體資源調峰效果

參與市場前,負荷側資源均是在低谷電價開始時段即以較大功率進行充電或用電,電動汽車一般在凌晨01:00—02:00即充滿電,分布式儲能和蓄熱式電采暖設備為避免頻繁調整功率引起設備不必要損耗,往往全低谷時段保持恒定功率用電。

在不改變每日谷價時段用電量需求基礎上,通過市場引導,電動汽車、分布式儲能和蓄熱式電采暖設備改變了用電功率和時間,在后半夜市場出清價格較高時段即電網調峰困難時段多用電,有效參與了電網調峰。同時,由于谷價時段用電量不變,用戶原本享受的谷價優惠不受參與調峰市場影響,但額外獲取調峰市場紅利,實現電網和用戶雙贏。

試點單位3代理的北京市某公交充電站參與市場前后的充電功率曲線如圖1所示。藍線是參與市場前典型日2019年10月7日20:00至次日08:00的充電功率,紅線是參與市場后典型日2020年1月9日20:00至次日08:00的充電功率。

圖1 北京某公交充電站參與市場前后功率曲線Fig.1 Power curves of a bus charging station in Beijing before and after participating in market

參與市場前該站充電功率從谷價開始的23:00即以最大功率充電,持續1.5 h后,00:30開始下降,至03:30降至零。通過市場引導后,公交車充電延遲1.5 h,即00:30—02:00以最大功率充電,02:00—04:00以較大功率充電,04:00后逐步下降?？梢?相較于未參與市場前的典型日而言,參與市場后該站改變了充電功率大小和時間,向電網提供了調峰電力60～240 kW,且在電網調峰最困難的03:00—04:00時段提供了最大的調峰電力。

試點單位1代理的北京市某商場分布式儲能參與市場前后充電功率曲線如圖2所示。

圖2 北京某商場分布式儲能電站參與市場前后功率曲線Fig.2 Power curves of a distributed energy storage station in a shopping mall in Beijing before and after participating in market

參與市場前,儲能電站從谷價開始的23:00即以約1 500 k W大功率充電,直至05:45,此后充電功率快速下降。參與市場后,在電網調峰不困難時段23:00—02:00以較小功率約500 k W充電,在電網調峰較為困難時段02:00—05:00以大功率約2 500 k W充電,相比參與市場前提高了67%,調峰效果顯著。

試點單位2代理的張家口市某蓄熱式電采暖設備參與市場前后的用電功率曲線如圖3所示。該設備享受的谷價時段是20:00至次日08:00。

圖3 張家口某蓄熱式電采暖設備參與市場前后功率曲線Fig.3 Power curves of an accumulating type electric heating device in Zhangjiakou before and after participating in market

參與市場前,電采暖設備在低谷電價時段保持恒定功率蓄熱。參與市場后,電采暖設備改變用電功率大小和時間,從紅線與藍線的差值可以看出,凌晨03:00—06:00用電功率比參與市場前增加約66%,即在電網調峰困難時段多用電,改變了用電行為,有效助力電網調峰。

5.2 總體資源調峰效果

第三方獨立主體日前申報負荷側資源每15 min調峰能力,采用報量不報價的方式,作為價格接受者參與市場。每15 min根據電網實際調峰需要,以及負荷側資源的申報情況完成市場統一優化出清,確定負荷側資源每15 min的運行出清結果。

試點單位3代理充電樁資源典型日出清情況如圖4所示。充電樁資源實際充電功率按照市場出清結果執行,可見通過市場引導,01:45—04:45實際充電功率大于基礎功率,為電網提供調峰電力,實際調峰電力在調峰較為困難的02:15達到最大0.61 MW,有效參與調峰。相應地,在實際調峰電力大于零時段,充電樁資源獲得調峰市場紅利。

圖4 充電樁資源典型日出清情況Fig.4 Typical market daily clearing information of charging piles

試點單位1代理的分布式儲能資源典型日出清情況如圖5所示。通過市場引導,分布式儲能資源在02:15—04:15實際充電功率大于基礎功率,為電網提供調峰電力,實際調峰電力在調峰最為困難的03:45達到最大1.43 MW。在實際調峰電力大于零時段,儲能資源獲得市場紅利。

圖5 分布式儲能資源典型日出清情況Fig.5 Typical market daily clearing information of distributed energy storage stations

試點單位2代理的可控負荷資源典型日出清情況如圖6所示?？梢?通過市場引導,可控負荷資源在00:30—06:30實際充電功率大于基礎功率,為電網提供調峰電力,獲得市場紅利。實際調峰電力在00:30—04:30持續保持在18 MW左右,調峰效果顯著。

圖6 可控負荷資源典型日出清情況Fig.6 Typical market daily clearing information of controlled loads

5.3 成效

試點運行期間充電樁、分布式儲能、虛擬電廠等各類負荷側資源提供了調峰電力近40 MW,調峰電量19.58 GW·h,促進了19.58 GW·h新能源消納,提升了電網調峰能力和新能源消納空間。各類資源調峰電量與市場紅利如表1所示。

表1 三家試點單位代理資源經濟成效Table 1 E conomic profits of proxy resources by three pilot companies

電網負荷低谷時段用電負荷增加,提高了該時刻火電機組平均負荷率,降低火電機組的煤耗,調峰市場邊際機組中標檔位也相應提高,中標價格降低,市場總費用降低,減少發電企業分攤費用。負荷側資源提供40 MW調峰電力相當于將一臺350 MW容量的火電機組負荷率由40%提高到50%,降低煤耗約1.5%。

商場、寫字樓分布式儲能通過參與調峰市場建立新盈利模式,可有效促進儲能產業健康快速發展。未參與調峰市場前儲能設備只能利用峰谷電價差收回成本及盈利,參與調峰市場后新增加一種盈利模式,可縮短投資成本回收時間,促進儲能發展。

三家試點單位通過充電服務費打折方式或優惠電價方式向電動汽車車主、電采暖企業等負荷側用戶傳遞市場紅利,激發了負荷側用戶參與調峰市場的積極性和主動性,這些用戶充用電時間逐漸從前半夜負荷較高時段轉移到后半夜電網調峰較為困難時段,培養、提升了用戶的市場意識,為后續現貨市場開展打下基礎。

6 參與省間調峰市場相關思考

從省內資源優先參與省內調峰市場角度,第三方獨立主體在省內調峰資源不足時段不參與省間調峰市場,在省內調峰資源充足時段參與省間調峰市場。省間調峰市場出清結果通過省間聯絡線剛性執行,這要求參與省間調峰市場的負荷側資源具備穩定提供一定調節電力和調節電量的能力。

負荷側資源參與省間調峰市場有2種思路:一種是類似省內市場,初期作為價格接受者參與；另一種是以報量報價方式參與?？紤]省間同類負荷側資源運行成本存在差異,從優化配置資源角度考慮,負荷側資源宜按報量報價方式參與省間調峰市場。

負荷側資源、火電資源均以報量報價方式參與省間調峰市場出清。以購買調峰服務成本最小為目標,按照報價從低到高的原則調用各調峰資源,直至滿足出清時段調峰需求,完成省間市場出清。

省間市場結算時仍按負荷側資源的實際調峰電力考慮,因負荷側資源執行偏差產生的偏差費用可由省內火電機組按調峰貢獻率按比例分得。

第三方獨立主體同時參與省間和省內市場時,省內市場以省間市場出清結果為邊界條件。

7 結語

國家電網有限公司華北分部在國內率先建立了第三方獨立主體參與電力調峰輔助服務市場商業模式,獲得國家能源局正式批復并開展試運行。運行實踐表明,電動汽車、分布式儲能、電采暖等負荷側資源充用電功率和時間有彈性,通過市場引導后初步改變了“反調峰”特性,能夠有效助力電網調峰,提高電網消納新能源能力。

下一步將拓展負荷側資源規模和種類,量化各類負荷側資源提供調峰價值,完善分攤機制,深化商業模式,適時開展負荷側資源報量報價參與華北省間調峰市場,實現負荷側調峰資源在全華北電網優化配置。