灵活调节资源调用要兼顾两种商业模式
发布日期：2023-10-17 浏览次数：12832
由于新能源具有波动性、间歇性和随机性等特点，构建以新能源为主体的新型电力系统，必须增加系统灵活性，提高电力系统安全保障能力，统筹好电力系统发展与安全的关系。作为新型电力系统的总调度和调节者，电力调度机构调用灵活调节资源，应尊重行业特点和客观规律，要兼顾长期租赁和辅助服务市场两种商业模式。
电力调度机构及其调用的灵活调节资源是电力辅助服务的主体。
电力系统安全调节服务亦称电力辅助服务，主要包括调峰、调频、调相、系统备用和黑启动等服务类型。调峰是电力调度机构调用灵活调节资源，平衡发电和用电的电力负荷，从而保障系统运行安全；调频、调相是电力调度机构调用灵活调节资源，通过增加或减少系统有功或无功来稳定频率和电压，提高电能质量；系统备用和黑启动是电力调度机构调用灵活调节资源进行的事故应急处理。由此可见，电力辅助服务的主体是电力调度机构及其调用的灵活调节资源，这种服务的实质由电力调度机构统一组织协调、调用灵活调节资源（辅助服务资源），在输送电能的同时向电力系统提供的安全调节服务，以维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量。灵活调节资源除包括分布在发电侧、电网侧、用户侧的储能外，还包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充换电设施、负荷聚合商、虚拟电厂、有源微电网等能够响应电力调度指令的可调节负荷。
电力辅助服务具有系统性、垄断性和不确定性。
一方面，电力辅助服务具有系统性。保障电力系统安全稳定运行是一项系统性工作。只有通过电力调度机构统一组织协调，才能保证电力辅助服务的及时性、有效性和准确性，同时相较于发电电源或电力用户自行调节，系统性调节最具经济性。
另一方面，电力辅助服务具有垄断性。电力调度机构是各类调度指令的组织和发布者，灵活调节资源是调度指令的执行者。灵活调节资源需要满足电力调度机构进行电力辅助服务所需技术条件后，才能协助电力调度机构共同为整个电力系统提供安全调节服务。并且，电力辅助服务与电能输送同步进行，需要通过具有自然垄断性的输配电网络实现。
此外，电力辅助服务具有不确定性。灵活调节资源运行严格按照区域电网或省级电网调度机构下达的调度指令执行。由于各地电力负荷、电源结构、峰谷差等呈现不同特征，且电力辅助服务类型和需求数量存在较大差异，导致辅助服务具有较大不确定。随着特高压加快建设、新能源高比例接入电网，以及受自然灾害增多和经济周期变化等影响，紧急安全事件明显增多，电力系统安全调节的不确定性进一步加剧。
在此背景下，灵活调节资源利用应兼顾长期租赁和辅助服务两个市场。
首先，要保有相当比例长期租赁的灵活调节资源，以积极应对系统调节的不确定性。电力辅助服务的系统性、垄断性特点，决定了具有信息垄断地位的电力调度机构是灵活调节资源的唯一购买方。同时，由于电力辅助服务的不确定性，决定了电力调度机构需维持一定规模长期合作的灵活调节资源。从应用最广泛、技术最成熟、经济性最好的抽水蓄能国内外实践来看，绝大多数的抽水蓄能电站均采用电网统一运营或电网租赁运营的模式（即长期合作模式），即使是个别较多采用现货市场的英国抽水蓄能电站，其70%~80%的收入也要通过长期协议固定下来，其余部分通过现货市场获得，这样才能应对安全调节业务的不确定性并保证电站正常运营。
其次，要避免长期租赁灵活调节资源无序利用，以有效防止系统调节成本过度上涨。对于电力调度机构来说，保有相当比例长期租赁的灵活调节资源才能保障电网安全稳定运行；对于灵活调节资源来说，签订长期合同更容易获得稳定收益保障其正常运营。电力调度机构调用灵活调节资源有长期租赁市场和辅助服务市场两种商业模式。目前，不同技术路线的灵活调节资源纷纷要求效仿抽水蓄能，采用长期租赁商业模式（即设立容量电价以补偿成本）以规避不确定性对其正常投资回报的影响。但从提高系统安全调节经济性的角度考虑，在不划定具体技术路线的前提下，应将容量大、调节周期长且具备多种辅助服务功能的灵活调节资源纳入长期租赁商业模式。同时，在调节容量、调节周期等技术指标上设置准入标准，提高长期租赁的灵活资源准入门槛，控制安全调节成本过度上涨的风险。
再次，要鼓励各类灵活调节资源积极参与电力辅助服务市场，以全方位提升系统调节能力。依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，促进储能在虚拟电厂、云储能、市场化交易等领域技术创新。积极支持共享储能、云储能等创新商业模式，推动电动汽车充换电设施、大数据中心以及5G基站配建储能等设施的高效利用。明确各类灵活调节资源参与辅助服务的市场主体地位和准入条件，进一步完善辅助服务市场交易规则，丰富辅助服务品种，推动独立储能、负荷聚合商、虚拟电厂、独立可调节负荷等参与辅助服务市场，扩大系统灵活调节资源范围。
在此背景下，调用灵活调节资源的成本费用应由电力用户公平负担。电力辅助服务具有公共品的经济学属性。首先，某一用户对辅助服务的享用，不会减少其他用户使用电能的安全性和高质量，即新增消费者不会影响到原消费者对服务的使用效用，且提供该服务的边际成本几乎为零，所以辅助服务具有消费的非竞争性。其次，辅助服务确保电网提供安全高质量电能，在技术上没有办法将一部分用户排除在电网系统的安全之外，故其具有供给的非排他性。第三，辅助服务使用方的受益大小无法客观准确衡量，其效用价值被整个电力系统共享，具有效用的不可分割性。
基于这一公共品属性，无论是通过长期租赁市场还是辅助服务市场，电力调度机构调用灵活调节资源的所有成本费用，均应由电力用户公平负担。具体分摊方式上，灵活调节资源参与电力辅助服务的成本应在其服务的地域范围内进行分摊。也就是说，对于响应区域电网或省级电网调度机构指令参与辅助服务的灵活调节资源，其成本费用之和应按该区域电网或省级电网输送的全部电量平均分摊，而电力用户应则按实际用电量承担相应的成本，分摊方法为：电力用户承担的辅助服务成本=该用户用电量×（该区域电网或省级电网内调用灵活调节资源总成本/该区域电网或省级电网输送的全部电量）。
综上，电力体制改革后，我国电网企业与各类电源均成为独立的市场主体。隶属于电网的电力调度机构，调用抽水蓄能等灵活调节资源也实现了市场化运作模式。但基于电力辅助服务不确定性和公共品属性，电力调度机构在调用灵活调节资源时要兼顾长期租赁和辅助服务市场两种商业模式，促进两种模式有机协调。
电力调度机构及其调用的灵活调节资源是电力辅助服务的主体。
电力系统安全调节服务亦称电力辅助服务，主要包括调峰、调频、调相、系统备用和黑启动等服务类型。调峰是电力调度机构调用灵活调节资源，平衡发电和用电的电力负荷，从而保障系统运行安全；调频、调相是电力调度机构调用灵活调节资源，通过增加或减少系统有功或无功来稳定频率和电压，提高电能质量；系统备用和黑启动是电力调度机构调用灵活调节资源进行的事故应急处理。由此可见，电力辅助服务的主体是电力调度机构及其调用的灵活调节资源，这种服务的实质由电力调度机构统一组织协调、调用灵活调节资源（辅助服务资源），在输送电能的同时向电力系统提供的安全调节服务，以维护电力系统安全稳定运行、保证电能质量。灵活调节资源除包括分布在发电侧、电网侧、用户侧的储能外，还包括传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充换电设施、负荷聚合商、虚拟电厂、有源微电网等能够响应电力调度指令的可调节负荷。
电力辅助服务具有系统性、垄断性和不确定性。
一方面，电力辅助服务具有系统性。保障电力系统安全稳定运行是一项系统性工作。只有通过电力调度机构统一组织协调，才能保证电力辅助服务的及时性、有效性和准确性，同时相较于发电电源或电力用户自行调节，系统性调节最具经济性。
另一方面，电力辅助服务具有垄断性。电力调度机构是各类调度指令的组织和发布者，灵活调节资源是调度指令的执行者。灵活调节资源需要满足电力调度机构进行电力辅助服务所需技术条件后，才能协助电力调度机构共同为整个电力系统提供安全调节服务。并且，电力辅助服务与电能输送同步进行，需要通过具有自然垄断性的输配电网络实现。
此外，电力辅助服务具有不确定性。灵活调节资源运行严格按照区域电网或省级电网调度机构下达的调度指令执行。由于各地电力负荷、电源结构、峰谷差等呈现不同特征，且电力辅助服务类型和需求数量存在较大差异，导致辅助服务具有较大不确定。随着特高压加快建设、新能源高比例接入电网，以及受自然灾害增多和经济周期变化等影响，紧急安全事件明显增多，电力系统安全调节的不确定性进一步加剧。
在此背景下，灵活调节资源利用应兼顾长期租赁和辅助服务两个市场。
首先，要保有相当比例长期租赁的灵活调节资源，以积极应对系统调节的不确定性。电力辅助服务的系统性、垄断性特点，决定了具有信息垄断地位的电力调度机构是灵活调节资源的唯一购买方。同时，由于电力辅助服务的不确定性，决定了电力调度机构需维持一定规模长期合作的灵活调节资源。从应用最广泛、技术最成熟、经济性最好的抽水蓄能国内外实践来看，绝大多数的抽水蓄能电站均采用电网统一运营或电网租赁运营的模式（即长期合作模式），即使是个别较多采用现货市场的英国抽水蓄能电站，其70%~80%的收入也要通过长期协议固定下来，其余部分通过现货市场获得，这样才能应对安全调节业务的不确定性并保证电站正常运营。
其次，要避免长期租赁灵活调节资源无序利用，以有效防止系统调节成本过度上涨。对于电力调度机构来说，保有相当比例长期租赁的灵活调节资源才能保障电网安全稳定运行；对于灵活调节资源来说，签订长期合同更容易获得稳定收益保障其正常运营。电力调度机构调用灵活调节资源有长期租赁市场和辅助服务市场两种商业模式。目前，不同技术路线的灵活调节资源纷纷要求效仿抽水蓄能，采用长期租赁商业模式（即设立容量电价以补偿成本）以规避不确定性对其正常投资回报的影响。但从提高系统安全调节经济性的角度考虑，在不划定具体技术路线的前提下，应将容量大、调节周期长且具备多种辅助服务功能的灵活调节资源纳入长期租赁商业模式。同时，在调节容量、调节周期等技术指标上设置准入标准，提高长期租赁的灵活资源准入门槛，控制安全调节成本过度上涨的风险。
再次，要鼓励各类灵活调节资源积极参与电力辅助服务市场，以全方位提升系统调节能力。依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，促进储能在虚拟电厂、云储能、市场化交易等领域技术创新。积极支持共享储能、云储能等创新商业模式，推动电动汽车充换电设施、大数据中心以及5G基站配建储能等设施的高效利用。明确各类灵活调节资源参与辅助服务的市场主体地位和准入条件，进一步完善辅助服务市场交易规则，丰富辅助服务品种，推动独立储能、负荷聚合商、虚拟电厂、独立可调节负荷等参与辅助服务市场，扩大系统灵活调节资源范围。
在此背景下，调用灵活调节资源的成本费用应由电力用户公平负担。电力辅助服务具有公共品的经济学属性。首先，某一用户对辅助服务的享用，不会减少其他用户使用电能的安全性和高质量，即新增消费者不会影响到原消费者对服务的使用效用，且提供该服务的边际成本几乎为零，所以辅助服务具有消费的非竞争性。其次，辅助服务确保电网提供安全高质量电能，在技术上没有办法将一部分用户排除在电网系统的安全之外，故其具有供给的非排他性。第三，辅助服务使用方的受益大小无法客观准确衡量，其效用价值被整个电力系统共享，具有效用的不可分割性。
基于这一公共品属性，无论是通过长期租赁市场还是辅助服务市场，电力调度机构调用灵活调节资源的所有成本费用，均应由电力用户公平负担。具体分摊方式上，灵活调节资源参与电力辅助服务的成本应在其服务的地域范围内进行分摊。也就是说，对于响应区域电网或省级电网调度机构指令参与辅助服务的灵活调节资源，其成本费用之和应按该区域电网或省级电网输送的全部电量平均分摊，而电力用户应则按实际用电量承担相应的成本，分摊方法为：电力用户承担的辅助服务成本=该用户用电量×（该区域电网或省级电网内调用灵活调节资源总成本/该区域电网或省级电网输送的全部电量）。
综上，电力体制改革后，我国电网企业与各类电源均成为独立的市场主体。隶属于电网的电力调度机构，调用抽水蓄能等灵活调节资源也实现了市场化运作模式。但基于电力辅助服务不确定性和公共品属性，电力调度机构在调用灵活调节资源时要兼顾长期租赁和辅助服务市场两种商业模式，促进两种模式有机协调。
（两位作者均供职于国家发改委价格成本调查中心）