电力现货市场下的不平衡费用该何去何从？

2019-09-02 20:49:56 电网技术　点击量：评论 (0)

摘要电力现货市场结算规则设计的难点在于如何通过平衡市场参与者的权益,保障市场的竞争活力与电网的安全稳定,这其中的关键问题是不平衡费用

市场形成的平衡资金由市场化用户分摊,其中阻塞盈余费用按用电量比例返还给市场用户,启动与空载费用按市场化电量比例折算后由市场用户承担,特殊机组补偿费用由市场用户承担,机组非计划电能偏差、考核、热电联产考核、出力超限等考核费用按市场化电量比例返还市场用户。基数合约电量偏差电费按用电量比例由市场化用户分摊,这里的基数合约电量偏差电费是考虑了机组年度基数合约电价的浮动,年度基数合约的平均购电单价偏离输配电价核定水平时,产生的偏差由市场化用户来分摊,相当于市场化用户承担了基数合约价格波动的风险或收益。广东电力市场不平衡费用的构成及其分摊方式如图3所示。

2 不平衡费用构成

2.1 阻塞盈余费用

2.1.1 市场化负荷产生的盈余

在节点电价模式下,节点电能价格包括3个分

量,分别为统一电能出清价格、阻塞价格、网损价格。我国现阶段,网损已包含在输配电价中,因此不再单独考虑网损分量。

当系统阻塞时,产生阻塞价格分量,导致受阻节点的出清价格抬升,由此可利用价格杠杆调节负荷大小及影响负荷分布,避免按统一出清价结算时,由于阻塞而导致负荷之间的交叉补贴。阻塞导致输电线路两侧的发用电节点电价出现差异,带来购售费用的偏差。在忽略网损的情况下,负荷侧购电费用与发电侧支付费用的差额即为阻塞盈余[18],其计算公式如下：

现阶段,我国电力现货市场刚刚起步,参与现货市场的负荷仅部分放开,因此难以精确区分市场化负荷与非市场负荷各自对阻塞的影响,为了分别确定市场化负荷的阻塞盈余与非市场化负荷的阻塞盈余,在不考虑网损的情况下,可首先通过总的购电费与售电费计算得到总的阻塞盈余,然后再采用基于用电量比例分摊的方法,由市场化负荷占全部负荷的比例,来计算市场化负荷的阻塞盈余。

2.1.2 非市场化负荷产生的盈余

目前,非市场化负荷由电网公司代理,电网公司相当于虚拟用户以基数合约价格从发电企业购电,通过目录电价销售给终端用户。非市场化负荷一般与基数合约电量相对应,当基数合约电量大于等于非市场化用户负荷时,均不产生非市场化用户的盈余,此时发电侧采用合约价格结算,负荷侧采用目录价格结算;当基数合约电量小于非市场化用户负荷时,对于非市场化电量超出合约电量的偏差部分,电网公司相当于虚拟用户,从现货市场购买偏差电量,此时会产生负荷中心的节点价格与发电节点价格之间的阻塞盈余,阻塞盈余可首先通过总的购电费与售电费计算得到总的阻塞盈余,然后通过负荷偏差部分占全部负荷的比例,来计算非市场化负荷的阻塞盈余。该盈余为非市场电量波动性费用的一部分,一般不必单独处理,可以并入非市场化电量波动性费用统一分摊,具体请见2.2.1节。

2.2 非市场电量波动性费用

电网公司以目录电价销售的方式代理了全部非市场用户,由于非市场化用户发生的实际用电量及支付费用与预期购买非市场化的基数合约并不能完全匹配,其中产生的偏差部分为波动性费用。

2.2.1 省内波动性费用

基数合约电量依据非市场化用户的负荷预测扣除外购电部分后,会覆盖预计的全部非市场化用户用电量,由于实际用电量与预测电量会发生偏差,实际用电量与签订的基数合约电量之间产生了电量的不对称。当实际用电量相比基数合约大时,电网公司相当于把这部分不对称的偏差电量从现货市场进行购买,当实际用电量相比基数合约较小时,相当于向现货市场进行销售。同时基数合约价格也可能因政府调价而发生变化,并且现货价格是波动的,可能比基数合约价格高或者低,而电网公司以固定的目录电价向用户销售,由此会产生电价的不对称,不对称的电量与电价形成了波动性费用,表示电网公司代理非市场化用户的成本变化。从现货市场购买的价格包括了电能、网损及阻塞,这里没有必要细分,只需依据购电成本计算总的波动性费用即可。省内波动性费用计算公式如下：

2.3 补偿费用

2.3.1 辅助服务补偿

辅助服务补偿费用包括：

1）调频补偿费用[19]。调频有偿服务一般指的是二次调频,所获得的激励补偿与其调频的容量、总步长、精度、响应时间及速率等响应情况有关,反映了其在平衡市场上的实际贡献。对于开展调频市场的地区,调频可采用两部制补偿,包括调频容量补偿、调频里程补偿。对于尚未开展调频市场的地区,一般采用调频容量补偿。调频容量是为提供调频服务而预留的容量范围,调频里程是实际发生上下调的总步长,补偿费用可结合性能指标进行计算。性能指标反映调频的精度、响应时间及速率,表示其跟踪AGC信号的紧密程度,调频性能指标越高,获得收益越大,其响应效果影响最终所能获得的总收益。两部制调频补偿费用计算公式如下：

3）深调峰补偿费用[22-23]。一般的调峰通过电能市场进行调节,但由于峰谷差过大等原因,需要深度调峰时,仅凭电能市场优化无法达到预期的效果,如果出于电力平衡及安全性等方面考虑,采用调度指令方式强制调峰(主要为下调),会导致机组实际的运行成本甚至高于电能收益费用,需要额外给予成本补偿,市场上产生经常性、大面积的事后成本补偿或交叉补贴,则说明亟需完善建立更好的市场机制来疏导解决。较好的办法是采用基于市场激励的方式,通过深调峰市场增强机组灵活性改造的积极性,补偿灵活性改造的成本,通过促进改善机组的调峰能力、爬坡速度、启停时间等,使得机组在普遍获得深调峰能力的情况下,逐步达到通过电能市场实现电力平衡。