電力現貨市場下的不平衡費用該何去何從？

2019-09-02 20:49:56 電網技術　點擊量：評論 (0)

摘要電力現貨市場結算規則設計的難點在于如何通過平衡市場參與者的權益,保障市場的競爭活力與電網的安全穩定,這其中的關鍵問題是不平衡費用

市場形成的平衡資金由市場化用戶分攤,其中阻塞盈余費用按用電量比例返還給市場用戶,啟動與空載費用按市場化電量比例折算后由市場用戶承擔,特殊機組補償費用由市場用戶承擔,機組非計劃電能偏差、考核、熱電聯產考核、出力超限等考核費用按市場化電量比例返還市場用戶?；鶖岛霞s電量偏差電費按用電量比例由市場化用戶分攤,這里的基數合約電量偏差電費是考慮了機組年度基數合約電價的浮動,年度基數合約的平均購電單價偏離輸配電價核定水平時,產生的偏差由市場化用戶來分攤,相當于市場化用戶承擔了基數合約價格波動的風險或收益。廣東電力市場不平衡費用的構成及其分攤方式如圖3所示。

2 不平衡費用構成

2.1 阻塞盈余費用

2.1.1 市場化負荷產生的盈余

在節點電價模式下,節點電能價格包括3個分

量,分別為統一電能出清價格、阻塞價格、網損價格。我國現階段,網損已包含在輸配電價中,因此不再單獨考慮網損分量。

當系統阻塞時,產生阻塞價格分量,導致受阻節點的出清價格抬升,由此可利用價格杠桿調節負荷大小及影響負荷分布,避免按統一出清價結算時,由于阻塞而導致負荷之間的交叉補貼。阻塞導致輸電線路兩側的發用電節點電價出現差異,帶來購售費用的偏差。在忽略網損的情況下,負荷側購電費用與發電側支付費用的差額即為阻塞盈余[18],其計算公式如下：

現階段,我國電力現貨市場剛剛起步,參與現貨市場的負荷僅部分放開,因此難以精確區分市場化負荷與非市場負荷各自對阻塞的影響,為了分別確定市場化負荷的阻塞盈余與非市場化負荷的阻塞盈余,在不考慮網損的情況下,可首先通過總的購電費與售電費計算得到總的阻塞盈余,然后再采用基于用電量比例分攤的方法,由市場化負荷占全部負荷的比例,來計算市場化負荷的阻塞盈余。

2.1.2 非市場化負荷產生的盈余

目前,非市場化負荷由電網公司代理,電網公司相當于虛擬用戶以基數合約價格從發電企業購電,通過目錄電價銷售給終端用戶。非市場化負荷一般與基數合約電量相對應,當基數合約電量大于等于非市場化用戶負荷時,均不產生非市場化用戶的盈余,此時發電側采用合約價格結算,負荷側采用目錄價格結算;當基數合約電量小于非市場化用戶負荷時,對于非市場化電量超出合約電量的偏差部分,電網公司相當于虛擬用戶,從現貨市場購買偏差電量,此時會產生負荷中心的節點價格與發電節點價格之間的阻塞盈余,阻塞盈余可首先通過總的購電費與售電費計算得到總的阻塞盈余,然后通過負荷偏差部分占全部負荷的比例,來計算非市場化負荷的阻塞盈余。該盈余為非市場電量波動性費用的一部分,一般不必單獨處理,可以并入非市場化電量波動性費用統一分攤,具體請見2.2.1節。

2.2 非市場電量波動性費用

電網公司以目錄電價銷售的方式代理了全部非市場用戶,由于非市場化用戶發生的實際用電量及支付費用與預期購買非市場化的基數合約并不能完全匹配,其中產生的偏差部分為波動性費用。

2.2.1 省內波動性費用

基數合約電量依據非市場化用戶的負荷預測扣除外購電部分后,會覆蓋預計的全部非市場化用戶用電量,由于實際用電量與預測電量會發生偏差,實際用電量與簽訂的基數合約電量之間產生了電量的不對稱。當實際用電量相比基數合約大時,電網公司相當于把這部分不對稱的偏差電量從現貨市場進行購買,當實際用電量相比基數合約較小時,相當于向現貨市場進行銷售。同時基數合約價格也可能因政府調價而發生變化,并且現貨價格是波動的,可能比基數合約價格高或者低,而電網公司以固定的目錄電價向用戶銷售,由此會產生電價的不對稱,不對稱的電量與電價形成了波動性費用,表示電網公司代理非市場化用戶的成本變化。從現貨市場購買的價格包括了電能、網損及阻塞,這里沒有必要細分,只需依據購電成本計算總的波動性費用即可。省內波動性費用計算公式如下：

2.3 補償費用

2.3.1 輔助服務補償

輔助服務補償費用包括：

1）調頻補償費用[19]。調頻有償服務一般指的是二次調頻,所獲得的激勵補償與其調頻的容量、總步長、精度、響應時間及速率等響應情況有關,反映了其在平衡市場上的實際貢獻。對于開展調頻市場的地區,調頻可采用兩部制補償,包括調頻容量補償、調頻里程補償。對于尚未開展調頻市場的地區,一般采用調頻容量補償。調頻容量是為提供調頻服務而預留的容量范圍,調頻里程是實際發生上下調的總步長,補償費用可結合性能指標進行計算。性能指標反映調頻的精度、響應時間及速率,表示其跟蹤AGC信號的緊密程度,調頻性能指標越高,獲得收益越大,其響應效果影響最終所能獲得的總收益。兩部制調頻補償費用計算公式如下：

3）深調峰補償費用[22-23]。一般的調峰通過電能市場進行調節,但由于峰谷差過大等原因,需要深度調峰時,僅憑電能市場優化無法達到預期的效果,如果出于電力平衡及安全性等方面考慮,采用調度指令方式強制調峰(主要為下調),會導致機組實際的運行成本甚至高于電能收益費用,需要額外給予成本補償,市場上產生經常性、大面積的事后成本補償或交叉補貼,則說明亟需完善建立更好的市場機制來疏導解決。較好的辦法是采用基于市場激勵的方式,通過深調峰市場增強機組靈活性改造的積極性,補償靈活性改造的成本,通過促進改善機組的調峰能力、爬坡速度、啟停時間等,使得機組在普遍獲得深調峰能力的情況下,逐步達到通過電能市場實現電力平衡。