对国内转动惯量辅助服务市场建设的思考与建议

2021年12月，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规61号），首次提出增设爬坡和转动惯量辅助服务新品种。新型电力系统在安全运行上面临的主要挑战之一，是系统缺乏足够的转动惯量，导致在应对大功率缺失扰动事件时难以保障电网频率安全。目前，华东、华中、西北和南方区域以及山东省的最新版“两个细则”已对转动惯量进行了补偿和分摊，标志着转动惯量运行价值得到正式认可。然而，迄今为止，国内尚未建立转动惯量辅助服务市场。因此，研究并建设转动惯量辅助服务市场，通过市场机制采购和调用足额的转动惯量，对于保障新型电力系统安全运行、完善辅助服务市场体系具有重要的理论和现实意义。

转动惯量辅助服务市场功能定位

按照《电力辅助服务管理办法》中的定义，转动惯量辅助服务是指在系统经受扰动时，并网主体根据自身惯量特性为系统提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，以阻止系统频率突变所提供的服务。从运行上分析，在发生大功率缺失扰动事件时，系统有功功率出现不平衡，导致频率发生变化，此时机组转动惯量通过释放动能来减小频率变化幅度和变化速度，为一次调频和AGC（自动发电控制）调频动作争取响应时间。在缺少足额转动惯量的情况下，有可能等不到一次调频和AGC调频动作，系统频率就直接跌破低频减载设定值，从而导致事故进一步扩大。可见，转动惯量本质上是由机组转动部件提供动能来弥补系统缺失的有功功率，如果能够即时通过增量有功功率直接弥补缺失的有功功率，就可以起到与转动惯量相同的功效，这就是电化学储能等电源能够提供转动惯量辅助服务的物理解释。在大扰动事件中，转动惯量的作用有两个：一是减小频率跌落速度和斜率，二是提高频率跌落最低值。

随着新型电力系统建设的推进，风光等新能源机组在电力系统中的占比越来越高。然而，由于电力电子装置的隔离作用，这些新能源机组对外基本不呈现转动惯量。相比之下，火电、水电等常规机组因具有转动部件（其转动惯量大小由转动部件质量、旋转半径和转速共同决定），能够为系统提供必要的转动惯量。但随着新能源机组比例的增加，能够提供转动惯量的常规机组越来越少，导致系统转动惯量可能出现缺额。这一问题在节假日电网运行方式中尤为突出。由于节假日系统负荷较小，为优先保障新能源消纳，电网通常会尽可能减少火电、水电等常规机组的开机数量。在这种情况下，系统转动惯量将维持在非常低的水平，可能无法承受直流双极闭锁等大扰动事件的冲击，从而带来较大的安全运行风险。

在大功率缺失扰动事件中，转动惯量、一次调频和AGC调频均提供了有功功率支撑，以助力频率回升至正常值，区分这三种辅助服务的贡献值是建设相应辅助服务市场的前提和必要条件。

如图所示，在大扰动事件发生的第10秒，电网频率跌到最低值，在这个时间段起频率支撑作用的主要是转动惯量。在大扰动发生的第10秒之后到第60秒，电网频率开始缓慢上升并维持在低于正常频率值，这个时间段起频率支撑作用的主要是一次调频。在第60秒之后，AGC调频开始发挥频率支撑作用，将电网频率恢复至正常值。可见，三种与频率相关的辅助服务能以作用时间进行区分。

需要指出的是，转动惯量和一次调频的作用时间可能存在部分重叠。根据历史统计数据，在大扰动事件发生的10～15秒，电网频率通常出现最低值。按照最新版《并网电源一次调频技术规定及试验导则》（GB/T 40595-2021）规定，火电机组一次调频有功功率达到75%目标功率的时间应不大于15秒。火电机组一次调频原理是调节汽轮机调门开度，利用机组蓄热来响应电网频率变化。由于这个过程涉及机械操作速度较慢，火电机组一次调频出力主要集中在10秒之后响应，前面10秒响应量较小。因此，为了尽可能准确区分转动惯量和一次调频，可以将10秒作为划分界限，10秒之内为转动惯量响应，10秒之后为一次调频响应。考虑到10秒之内也有少量一次调频响应量，转动惯量需求的设定值应适当低于扰动功率缺额，这种处理方法不会影响电网频率安全。

转动惯量辅助服务市场关键问题探讨

电力现货市场中标机组不应参与转动惯量辅助服务市场，且不应进行转动惯量补偿

在省级电力现货市场中，发电机组通常采用国际上通行的“三部制”报价，即发电机组申报电能价格、启动成本和空载成本，只是在市场实践中部分省市对启动成本和空载成本采用核定值替代申报值。这就意味着发电机组只要在电力现货市场中标，那么这三部分成本就已经得到了完全补偿。机组空载成本是指在没有负载的情况下，维持发电机组正常运行需要消耗的成本，包括燃料、润滑油、维护等方面的费用。发电机组一般为同步发电机，同步发电机的特点是无论负载多少，其转速恒定，通常为3000转/分钟，也就是说，发电机组空载和满载时向系统提供的转动惯量完全相同，且已经通过空载成本得到了完全补偿。因此，只要是参与电力现货市场并中标的发电机组就不应再参与转动惯量辅助服务市场，并且此时“两个细则”对机组转动惯量的补偿也应停止，否则将面临重复补偿的质疑。

转动惯量辅助服务市场更适合在区域层面建设

通常情况下，在更大范围配置电力资源能更有利于实现社会福利最大化，因此，能够在区域层面建设的市场就不应放在省级层面建设。转动惯量辅助服务市场建设的本质目的是确保电网频率安全。区域交流电网是全网共享同一个频率，频率安全的受益方是全网，因此，在区域层面建设转动惯量辅助服务市场是更合适的选择。在控制性能标准（CPS）考核机制下，一旦某省中标的转动惯量被调用，那么该省的地区控制目标（ACE）将出现较大偏差。然而转动惯量被调用说明电网发生了大功率缺失扰动事件，此时电网处在低频状态，调用转动惯量产生的ACE偏差属于低频超送，是有利于电网频率恢复的，也是CPS考核机制鼓励的调频行为，不会产生任何考核罚款，因此，CPS考核机制不会限制转动惯量的跨省调用，转动惯量辅助服务市场更适合在区域层面建设。

电化学储能特别适合参与转动惯量辅助服务市场

在电力现货市场中，已开机组的转动惯量已得到完全补偿，而仅参与转动惯量市场的新开机组在成本上缺乏竞争力。因此，新型储能（尤其是电化学储能）可能是最适合参与转动惯量辅助服务市场的技术选择。电化学储能的转动惯量响应时间为毫秒级，完全能够满足10秒内响应的技术要求。此外，电化学储能在参与转动惯量辅助服务市场时具有显著优势：该市场的标的是电力，但作用时间仅需10秒，因此对电量的需求极低。而电化学储能具备高倍率放电能力（可达10C），这意味着额定容量1万千瓦的储能电站理论上可提供10万千瓦的电力。这一特性使其特别适合电力要求高但电量要求低的转动惯量辅助服务市场，相比煤电机组，能够大幅降低提供转动惯量的成本，从而提升社会福利。当然，电化学储能参与该市场的前提是必须满足相关技术准入门槛条件。

转动惯量辅助服务市场设计构想

转动惯量辅助服务市场需求确定

转动惯量是在发生大功率缺失扰动时提供即时功率支撑的关键因素。因此，转动惯量辅助服务市场的需求应基于交流电网可能发生的单一最大功率缺失扰动事件来确定。具体计算方法是：用该扰动事件的最大功率损失值，扣减已开机组能够提供的转动惯量支撑功率。已开机组的转动惯量可通过估算法计算。假设某区域电网的最大负荷为4亿千瓦，单一直流最大受入功率为1200万千瓦，系统允许的最大频率跌落为0.2赫兹，且K值（系统单位频率调节功率）取最大负荷的1%，即400万千瓦/0.1赫兹。那么，在频率跌落0.2赫兹时，系统能够提供的转动惯量支撑功率为：（400/0.1）×0.2=800万千瓦，因此，转动惯量辅助服务的市场需求为：1200-800=400万千瓦。需要注意的是，估算法中已开机组转动惯量的估算值通常包含机组一次调频出力的贡献。因此，在实际应用中，需对估算值进行适当折扣处理，以更准确地反映转动惯量的实际需求。

已开机组的转动惯量也可用系统仿真法得出，仿真系统利用历史扰动事件真实数据进行训练，然后对未来扰动事件进行预测。系统仿真法的最大问题是仿真系统可调参数太多，容易出现“过适应”现象，仿真系统的泛化能力不足。也就是说，训练后的仿真系统对于历史扰动仿真的精度非常高，但是对新扰动仿真的精度往往不尽如人意，在很多情形下其仿真效果可能还不如估算法准确。

转动惯量辅助服务市场竞价出清

电力现货市场每日确定的开机机组组合不同，转动惯量辅助服务市场需求也因此不同，所以转动惯量辅助服务市场应按日出清，当然在市场初期也可固定转动惯量需求值，按周或者按月进行市场出清。在市场需求发布后，转动惯量辅助服务市场供应商进行市场申报，申报转动惯量容量（单位：兆瓦）和转动惯量价格（单位：元/兆瓦），随后市场进行出清计算。市场出清可采用边际出清方式（MCP），也可采用按报价出清方式（PAB），但是建议在市场初期采用边际出清方式，因为至少在理论上MCP鼓励供应商按照边际成本报价，而PAB有可能鼓励投机报价。

需要明确的是，转动惯量辅助服务市场本质上应属于容量市场，其付费机制应基于中标容量而非实际调用电量。这种设计是由转动惯量辅助服务的特性决定的：大功率缺失扰动事件具有随机性，发生频率可能从一年数次到零次不等。为确保系统安全，中标储能电站必须始终保持中标容量处于充满电状态，随时待命提供转动惯量支持。采用按实际调用电量付费的方式并不合理，因为转动惯量预留容量的核心价值恰恰在于“备而不用”——这种常态化的备用状态正是其运行价值所在。当然，为确保系统可靠性，必须建立完善的日常考核机制，通过定期检测验证转动惯量预留容量的可用性，保证在真实发生大功率缺失扰动时能够实现足额调用。

转动惯量辅助服务市场费用分摊

转动惯量辅助服务市场运营的目标是确保电网频率稳定，一个标准且稳定的电网频率同时有益于发电企业和电力用户，按照“谁受益、谁承担”的市场分摊原则，转动惯量辅助服务市场费用应该同时在发电侧和用户侧分摊，这也符合国家能源局提出的“辅助服务费用逐步从只在发电侧分摊过渡到在发用电两侧分摊，最终实现只在用户侧分摊”的发展方向。

在市场初期，建议区域转动惯量辅助服务市场费用首先按照各省发电量和用电量之和的比例分摊到各省，然后各省根据发电量和用电量的比例将费用分摊到发电侧和用电侧，最后分别根据发电量、用电量的比例分摊到具体的发电机组和电力用户。在市场成熟期，转动惯量辅助服务市场费用分摊可以采用更加公平合理的分摊方式，即向系统提供了转动惯量支撑的机组可以少分摊或者不分摊，而未向系统提供转动惯量的风光等新能源机组需要承担更多的转动惯量辅助服务市场费用。（本文仅代表作者个人观点）