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。

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三大因素致辅助服务成本飙升

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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。

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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。