計(jì)劃與市場雙軌制模式下電力現(xiàn)貨市場結(jié)算機(jī)制研究

張濤，張晶，胡娛歐，韓亮，劉赫銘，陳雨果

(1. 國家電網(wǎng)有限公司華北分部，北京 100053；2. 北京清能互聯(lián)科技有限公司，北京 100084)

在新一輪電力體制改革背景下，我國設(shè)立了“有序放開發(fā)用電計(jì)劃”、建立高效電力市場體系的目標(biāo)[1]，電力市場規(guī)模不斷擴(kuò)大，結(jié)構(gòu)日趨完善。2019年全國各電力交易中心組織交易量達(dá)2.834 4×1012kWh[2]；同年，我國首批8個(gè)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)省份啟動模擬試運(yùn)行。電力電量平衡機(jī)制正在從“計(jì)劃管理”的傳統(tǒng)模式向“市場調(diào)節(jié)”的新模式轉(zhuǎn)型[3]。

在轉(zhuǎn)型過程中，計(jì)劃與市場模式并存的雙軌制量價(jià)體系將長期存在。計(jì)劃電量基于重要民生需求、生態(tài)文明建設(shè)、電網(wǎng)安全運(yùn)行[4]等因素，一般以政府核定的價(jià)格保障非市場用戶的電力供應(yīng)。市場化電量在充分保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，以分時(shí)價(jià)格信號促進(jìn)交易競爭，實(shí)現(xiàn)電力資源的高效優(yōu)化配置。兩者定位與價(jià)格體系的差異決定了現(xiàn)貨市場結(jié)算將受到市場主體行為、電量水平等因素的影響；因此，過渡期雙軌制模式下計(jì)劃與市場的銜接模式將是電力市場的關(guān)鍵設(shè)計(jì)之一。

現(xiàn)階段關(guān)于非市場化和市場化發(fā)用電兩側(cè)的結(jié)算平衡問題，以及市場運(yùn)行的各類因素對不同模式下市場主體利益分配和不平衡資金影響的研究較為分散：文獻(xiàn)[5-7]論述了廣東現(xiàn)階段解耦模式發(fā)電側(cè)結(jié)算機(jī)制，但未探討其存在的問題及解決方案；文獻(xiàn)[8-9]對現(xiàn)貨市場不平衡問題進(jìn)行了研究，但缺乏算例驗(yàn)證；文獻(xiàn)[10-13]從計(jì)劃、管理、策略等角度闡明市場環(huán)境下基數(shù)電量對發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)的意義，但缺乏典型市場結(jié)算的指導(dǎo)依據(jù)。綜合來看，國內(nèi)研究較少涉及雙軌制發(fā)用電協(xié)調(diào)銜接方法的綜合對比與結(jié)算數(shù)據(jù)分析，對市場主體充分參與市場的支撐性不足。

本文首先介紹了雙軌制現(xiàn)貨市場的關(guān)鍵機(jī)制，隨后圍繞解耦和非解耦2種計(jì)劃與市場銜接模式，分析不同模式下市場主體結(jié)算費(fèi)用和不平衡資金的計(jì)算方法，并通過構(gòu)建算例，驗(yàn)證市場運(yùn)行過程中各類因素對市場結(jié)算結(jié)果的影響，提出市場各方成員參與市場的合理建議。

1 雙軌制模式下現(xiàn)貨市場關(guān)鍵機(jī)制

依據(jù)國內(nèi)外電力市場建設(shè)發(fā)展的經(jīng)驗(yàn)與平衡模式[14-17]，現(xiàn)貨市場建設(shè)初期需要關(guān)注的關(guān)鍵機(jī)制包括市場模式、交易組織方式、市場主體參與方式、計(jì)劃與市場銜接模式、交易品種協(xié)調(diào)方式和市場交易價(jià)格等[18-19]。目前我國首批電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)的建設(shè)方案各有異同[20]，其中，影響雙軌制模式下量價(jià)平衡體系的關(guān)鍵機(jī)制為：市場主體參與方式、市場交易價(jià)格機(jī)制和計(jì)劃與市場銜接模式。

1.1 市場主體參與方式

針對用電側(cè)是否參與市場，電力現(xiàn)貨市場主要以單邊市場和雙邊市場作為區(qū)分。單邊市場模式下，電力用戶不參與日前量價(jià)申報(bào)和實(shí)時(shí)市場，僅發(fā)電側(cè)進(jìn)行量價(jià)競爭。雙邊市場模式下，用戶可采用報(bào)量不報(bào)價(jià)或報(bào)量報(bào)價(jià)的模式參與現(xiàn)貨市場，市場將依據(jù)用戶的申報(bào)進(jìn)行出清與結(jié)算。在首批8個(gè)現(xiàn)貨試點(diǎn)中，甘肅、蒙西、福建采用了單邊市場，浙江采用了用戶報(bào)量報(bào)價(jià)的雙邊市場模式但暫以單邊市場試運(yùn)行，其余地區(qū)均采用了用戶報(bào)量不報(bào)價(jià)的雙邊市場模式。

單邊市場的不平衡資金一般暫由發(fā)電側(cè)承擔(dān)，因此發(fā)電側(cè)結(jié)算收益不確定性較大，而雙邊市場中發(fā)用兩側(cè)的市場化電量部分都采用現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算，一定程度上有利于不平衡資金的控制與合理分?jǐn)偂?/p>

1.2 市場交易價(jià)格機(jī)制

現(xiàn)貨市場中，合理的交易價(jià)格機(jī)制可以反映供需關(guān)系和市場主體的行為方式。目前首批現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)中，四川、福建、蒙西采用系統(tǒng)邊際電價(jià)機(jī)制，甘肅采用分區(qū)電價(jià)機(jī)制，廣東、浙江、山東、山西采用節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)機(jī)制。

系統(tǒng)邊際電價(jià)、分區(qū)邊際電價(jià)機(jī)制將安全約束引發(fā)的阻塞費(fèi)用分別傳導(dǎo)到整個(gè)市場和相應(yīng)分區(qū)[21]。前者雖然結(jié)算過程簡單，但對于存在網(wǎng)絡(luò)阻塞的電網(wǎng)，可能導(dǎo)致市場出清價(jià)格與發(fā)電機(jī)組報(bào)價(jià)意愿產(chǎn)生偏離，形成對部分機(jī)組過發(fā)電、欠發(fā)電的不當(dāng)激勵(lì)；后者適用性受限，并且在電網(wǎng)分區(qū)內(nèi)部發(fā)生網(wǎng)絡(luò)阻塞時(shí)，同樣存在電價(jià)帶來的過發(fā)電、欠發(fā)電激勵(lì)問題。

節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)將安全約束引發(fā)的阻塞費(fèi)用精確傳導(dǎo)到負(fù)荷所在節(jié)點(diǎn)，形成差異化、隨供需變化的電價(jià)，有效反映電力的時(shí)空價(jià)值，引導(dǎo)用電行為，并指導(dǎo)輸電資源和電源項(xiàng)目的合理規(guī)劃與布局[22]；但同時(shí)各類合約因不同結(jié)算交割點(diǎn)而產(chǎn)生阻塞費(fèi)用，增加了市場結(jié)算的復(fù)雜程度。

1.3 計(jì)劃與市場銜接模式

雙軌制模式下，集中式現(xiàn)貨市場中基數(shù)電量通常由計(jì)劃模式的年度滾動執(zhí)行變?yōu)榻鹑诤霞s，其與市場化電量存在分時(shí)電價(jià)差異，在結(jié)算時(shí)會因發(fā)用電量偏差而產(chǎn)生不平衡資金。為了保持計(jì)劃發(fā)用電的量價(jià)體系平衡，在我國首批現(xiàn)貨市場試點(diǎn)中，有解耦模式和非解耦模式2種計(jì)劃與市場銜接模式的設(shè)計(jì)，其詳細(xì)對比見表1。

目前，首批現(xiàn)貨市場試點(diǎn)中浙江采用了非解耦模式，山西在試結(jié)算過程中從非解耦模式轉(zhuǎn)變?yōu)榻怦钅Ｊ?，廣東、山東采用解耦模式2。解耦模式1實(shí)現(xiàn)了日前基數(shù)合約曲線與非市場用電日前結(jié)算曲線的匹配，解耦模式2實(shí)現(xiàn)了基數(shù)合約總量曲線與實(shí)時(shí)非市場用電曲線的匹配，但均未能將日前與實(shí)時(shí)非市場化發(fā)用電的偏差部分合理結(jié)算；因此，這2種解耦方式都需要進(jìn)行第2次解耦。

2 不同銜接模式下的結(jié)算差異

解耦模式和非解耦模式2種計(jì)劃與市場銜接模式的不同結(jié)算機(jī)制，將影響市場主體結(jié)算和市場不平衡資金水平。

表1 解耦與非解耦模式對比Tab.1 Comparison of de-coupling and coupling modes

2.1 發(fā)電側(cè)機(jī)組收益

現(xiàn)貨市場中，發(fā)電機(jī)組的整體收益

R=Rjs+Rzcq+Rxh+Rqt.

(1)

式中：Rjs為機(jī)組的基數(shù)合約收益；Rzcq為中長期交易合約收益；Rxh為現(xiàn)貨偏差收益，全電量競價(jià)模式下，機(jī)組在日前市場中根據(jù)日前出清電量與基數(shù)、中長期合約電量的差值做偏差結(jié)算，在實(shí)時(shí)市場中根據(jù)實(shí)際總上網(wǎng)電量與日前出清電量的差值做偏差結(jié)算，分別形成日前市場偏差收益和實(shí)時(shí)市場偏差收益；Rqt為機(jī)組與市場機(jī)制和運(yùn)行相關(guān)的盈虧費(fèi)用，包括啟動、空載等補(bǔ)償，各類考核以及不平衡資金分?jǐn)偱c返還。

2.1.1 非解耦模式下機(jī)組收益

2.1.1.1 基數(shù)合約收益

(2)

式中：Rjs,i為日清算時(shí)機(jī)組i的基數(shù)合約收益，用下標(biāo)i表示各變量為機(jī)組i的變量，下同；Pjs,i為該機(jī)組的基數(shù)合約結(jié)算價(jià)格；Qjsjh,i(t)為日前t時(shí)段的基數(shù)計(jì)劃電量。Qjsjh,i(t)確定方式為：將月度基數(shù)電量計(jì)劃按照工作日、周末、節(jié)假日等不同的分日電量比例統(tǒng)一分解，日前可按負(fù)荷預(yù)測或計(jì)劃電量完成情況進(jìn)行調(diào)整。

2.1.1.2 中長期交易合約收益

(3)

式中：Rzcq,i為日清算時(shí)機(jī)組i的中長期交易合約收益；Pzcq,i為該機(jī)組的中長期交易合約結(jié)算價(jià)格；Qzcq,i(t)為日清算時(shí)t時(shí)段的中長期交易合約電量。

2.1.1.3 現(xiàn)貨偏差收益

(4)

式中：Rxh,i為日清算時(shí)機(jī)組i的現(xiàn)貨偏差收益；Pi(t)、P′i(t)分別為該機(jī)組在日前、實(shí)時(shí)市場t時(shí)段的節(jié)點(diǎn)電價(jià)；Qi(t)為機(jī)組在日前t時(shí)段出清電量；Q′sw,i(t)為機(jī)組在實(shí)時(shí)市場t時(shí)段實(shí)際上網(wǎng)電量。

由式(4)可知，機(jī)組的現(xiàn)貨偏差收益受中長期交易合約、基數(shù)合約的分時(shí)結(jié)算曲線影響。通常中長期交易合約一般由交易雙方約定分時(shí)曲線，基數(shù)合約一般由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)參照典型曲線進(jìn)行時(shí)段分解。

2.1.2 解耦模式下機(jī)組收益

2.1.2.1 基數(shù)合約收益

若采用解耦模式2，發(fā)電側(cè)的總基數(shù)合約與非市場用戶的實(shí)際用電完全匹配，因此實(shí)際結(jié)算時(shí)，需要按照機(jī)組間的比例系數(shù)，將各個(gè)市場化機(jī)組的基數(shù)計(jì)劃電量調(diào)整為日清算時(shí)的基數(shù)合約電量Q′js,i。

(5)

式中：Q′Σ,sw(t)、Q′Σ,scyh(t)分別為實(shí)時(shí)市場t時(shí)段省內(nèi)所有市場化機(jī)組的總上網(wǎng)電量、市場用戶的用電量，市場化機(jī)組的總上網(wǎng)電量應(yīng)排除省間外送合約的影響；QΣ,jsjh(t)為所有市場化機(jī)組日前t時(shí)段的基數(shù)計(jì)劃電量。

在雙偏差結(jié)算機(jī)制下，由于非市場負(fù)荷預(yù)測難度較大，日前市場通常依據(jù)全網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測出清，負(fù)荷預(yù)測的偏差或市場化用戶的申報(bào)偏差將影響日前非市場用電的結(jié)算電量，在解耦模式1中將進(jìn)一步影響與之匹配的發(fā)電側(cè)總基數(shù)合約電量及其與實(shí)時(shí)的偏差。解耦模式2中，僅將實(shí)時(shí)非市場化用電的結(jié)算曲線作為機(jī)組日清算的基數(shù)合約曲線修正依據(jù)，無法完全實(shí)現(xiàn)發(fā)用兩側(cè)非市場化電量的結(jié)算匹配。如果要實(shí)現(xiàn)結(jié)算曲線“以用定發(fā)”方式的完全解耦，偏差結(jié)算時(shí)市場化機(jī)組日前各時(shí)段的基數(shù)合約曲線需要按式(5)調(diào)整，即日前t時(shí)段的基數(shù)合約電量

Qjs,i(t)=(QΣ,yc(t)-QΣ,jhjz(t)-

(6)

式中：QΣ,yc(t)、QΣ,jhjz(t)、QΣ,sb(t)分別為日前市場t時(shí)段省內(nèi)全網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測電量、所有省內(nèi)計(jì)劃機(jī)組的計(jì)劃電量(不考慮省內(nèi)計(jì)劃機(jī)組外送電量)、市場用戶的申報(bào)電量。這里的省內(nèi)全網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測電量需要扣除省間聯(lián)絡(luò)線電量的影響。此時(shí)機(jī)組在實(shí)時(shí)市場中結(jié)算的基數(shù)偏差電量為日清算基數(shù)合約電量與日前調(diào)整分量的差值，即Q′js,i-Qjs,i。

這種利用解耦模式2進(jìn)行機(jī)組日清算基數(shù)合約總量匹配，利用解耦模式1進(jìn)行日前分量匹配的方式，在2個(gè)模式基礎(chǔ)上開展進(jìn)一步的第2次解耦，實(shí)現(xiàn)了非市場發(fā)用電日前、總量的完全匹配，即解耦模式3。

(7)

2.1.2.2 中長期交易合約收益

解耦模式下機(jī)組中長期市場電量收益的計(jì)算方式與非解耦模式相同，見式(3)。若機(jī)組進(jìn)行了中長期交易合約轉(zhuǎn)讓，其中長期交易合約結(jié)算價(jià)格將類比式(7)進(jìn)行等效計(jì)算。

2.1.2.3 現(xiàn)貨偏差收益

在解耦模式3中，受日前、日清算基數(shù)合約電量調(diào)整的影響，機(jī)組的現(xiàn)貨市場偏差收益

(Q′js,i(t)-Qjs,i(t))-Qi(t)]}.

(8)

2.2 用戶側(cè)結(jié)算電費(fèi)

現(xiàn)貨市場中，市場用戶的結(jié)算電費(fèi)

C=Czcq+Cxh+Cqt.

(9)

式中：Czcq為中長期交易合約電費(fèi)；Cxh為現(xiàn)貨偏差電費(fèi)；Cqt是由于市場機(jī)制和運(yùn)行產(chǎn)生的考核、不平衡資金分?jǐn)偤头颠€等費(fèi)用。非市場用戶實(shí)時(shí)以目錄電價(jià)結(jié)算，其日前結(jié)算電量僅用于市場調(diào)節(jié)。

2.3 不平衡資金

不平衡資金產(chǎn)生的原因主要有雙軌制背景下的市場發(fā)用兩側(cè)量價(jià)結(jié)構(gòu)不平衡、網(wǎng)絡(luò)阻塞或分區(qū)價(jià)差，以及基于省間省內(nèi)輔助服務(wù)、各類發(fā)電成本等類型的補(bǔ)償和考核。其中，各類補(bǔ)償和考核費(fèi)用已形成較成熟的計(jì)算方式，價(jià)格的結(jié)構(gòu)性不平衡費(fèi)用一般通過各類政府核定電價(jià)進(jìn)行疏導(dǎo)，本文不做研究討論。

2.3.1 市場發(fā)用電量不平衡

雙軌制模式下，日前市場出清的發(fā)電側(cè)基數(shù)合約電量與非市場用電的結(jié)算電量產(chǎn)生偏差的原理如圖1所示。

日前偏差ΔQΣ1(t)為發(fā)電側(cè)分解的基數(shù)計(jì)劃電量和負(fù)荷預(yù)測中非市場用電實(shí)際分布的偏差，包含因優(yōu)先發(fā)購電總量規(guī)模不匹配與分解方式不同造成的時(shí)段不平衡偏差；日前偏差ΔQΣ2(t)為當(dāng)采取負(fù)荷預(yù)測出清、市場用戶以申報(bào)量進(jìn)行結(jié)算時(shí)，市場用戶申報(bào)和負(fù)荷預(yù)測中市場用戶實(shí)際分布的偏差將造成非市場用戶結(jié)算電量與非市場用戶實(shí)際分布產(chǎn)生偏差；另外，非市場實(shí)際用電量和其日前結(jié)算電量存在實(shí)時(shí)偏差ΔQ′Σ(t)時(shí)，將與日前兩部分偏差相互耦合，共同產(chǎn)生了相應(yīng)的不平衡資金。

在解耦模式3下，機(jī)組日清算基數(shù)合約電量和其日前分量分別按照式(3)、(4)進(jìn)行了調(diào)整，因此不存在雙軌制下由于市場發(fā)用電量不平衡而產(chǎn)生的資金費(fèi)用；解耦模式1有效規(guī)避了ΔQΣ1(t)，但其與解耦模式2都未合理結(jié)算ΔQ′Σ(t)。

非解耦模式下，日前下發(fā)的基數(shù)計(jì)劃電量不進(jìn)行調(diào)整，非市場電量將在日前市場、實(shí)時(shí)市場t時(shí)段產(chǎn)生偏差量ΔQΣ,fsc(t)、ΔQ′Σ,fsc(t)，相應(yīng)的不平衡資金

圖1 日前市場發(fā)用兩側(cè)電量偏差 Fig.1 Electricity deviations between generation side and load side of day-ahead market

(10)

若不考慮線損，ΔQΣ,fsc可以采用日前非市場用電結(jié)算電量與發(fā)電側(cè)總基數(shù)合約電量的差值進(jìn)行計(jì)算；ΔQ′Σ,fsc的計(jì)算則需要考慮實(shí)時(shí)非市場發(fā)用兩側(cè)與日前的偏差，由于非解耦模式下市場化機(jī)組基數(shù)計(jì)劃電量不變，其發(fā)電量的偏差在現(xiàn)貨偏差電量中結(jié)算，所以結(jié)算時(shí)發(fā)電側(cè)非市場偏差一般為省內(nèi)所有計(jì)劃機(jī)組實(shí)時(shí)發(fā)電量與日前計(jì)劃的偏差ΔQ′Σ,jhjz。綜上，式(10)可轉(zhuǎn)化為

(11)

式中Q′Σ,zyh(t)為實(shí)時(shí)市場t時(shí)段扣除了省間聯(lián)絡(luò)線電量的總用電量。

2.3.2 網(wǎng)絡(luò)阻塞

節(jié)點(diǎn)電價(jià)機(jī)制下，系統(tǒng)存在阻塞會導(dǎo)致部分節(jié)點(diǎn)電價(jià)與市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)價(jià)格存在差異，發(fā)電量在交割點(diǎn)結(jié)算時(shí)將產(chǎn)生不平衡資金。當(dāng)用戶側(cè)結(jié)算采用發(fā)電側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)時(shí)，電價(jià)中將涵蓋全電量中現(xiàn)貨偏差電量部分的阻塞費(fèi)用，日前和實(shí)時(shí)市場僅需計(jì)算各自的合約電量阻塞費(fèi)用。此時(shí)日前市場各機(jī)組合約結(jié)算阻塞費(fèi)用

(12)

式中：Qhy,i(t)為市場化機(jī)組i日前t時(shí)段中長期交易合約電量與基數(shù)合約電量之和；Qjhjz, j(t)為省內(nèi)計(jì)劃機(jī)組j日前t時(shí)段發(fā)電計(jì)劃電量；Pj(t)為機(jī)組j在日前市場t時(shí)段的節(jié)點(diǎn)電價(jià)。在解耦模式3下，市場化機(jī)組的基數(shù)合約電量為按式(6)計(jì)算后的Qjs,i。

對實(shí)時(shí)市場而言，市場化機(jī)組i日前出清電量Qi與各省內(nèi)計(jì)劃機(jī)組j日前發(fā)電計(jì)劃電量Qjhjz,j已經(jīng)固定，相當(dāng)于合約電量。類比式(12)，此時(shí)非解耦模式下實(shí)時(shí)市場的結(jié)算阻塞費(fèi)用

(13)

式中：ΔQ′jhjz,j(t)為計(jì)劃機(jī)組j在實(shí)時(shí)t時(shí)段與日前計(jì)劃的偏差電量；P′j(t)為計(jì)劃機(jī)組j在實(shí)時(shí)市場t時(shí)段的所在節(jié)點(diǎn)的電價(jià)。

解耦模式3實(shí)現(xiàn)完全解耦，考慮了市場化機(jī)組基數(shù)合約實(shí)時(shí)偏差分量與省內(nèi)計(jì)劃機(jī)組的實(shí)時(shí)發(fā)電偏差，此時(shí)實(shí)時(shí)市場的總阻塞費(fèi)用

(14)

3 算例

為驗(yàn)證不同市場銜接模式在不同現(xiàn)貨市場運(yùn)行場景下對市場結(jié)算的影響，本文構(gòu)建了五節(jié)點(diǎn)網(wǎng)絡(luò)算例模擬分析日前、實(shí)時(shí)的交易過程。如圖2所示，4臺市場化火電機(jī)組分布于節(jié)點(diǎn)1—節(jié)點(diǎn)4，系統(tǒng)負(fù)荷等效集中分布在節(jié)點(diǎn)5。

圖2 五節(jié)點(diǎn)電網(wǎng)模型Fig.2 Five nodes grid model

3.1 場景構(gòu)建

在電量成分方面，系統(tǒng)日用電量約9 000 MWh，其中：基數(shù)電量水平為50%，各機(jī)組間的基數(shù)電量比例分別為40%、15%、20%、25%；中長期電量水平為45%，且4臺機(jī)組的中長期市場電量相同，算例中按典型日負(fù)荷曲線分解。

在價(jià)格方面，基數(shù)合約電量執(zhí)行核定的上網(wǎng)電價(jià)360元/MWh，非市場用電的綜合銷售電價(jià)600元/MWh；中長期交易合約電價(jià)為320元/MWh；輸配電價(jià)及其他價(jià)格綜合為240元/MWh。各機(jī)組的報(bào)價(jià)水平見表2。

表2 機(jī)組出力及報(bào)價(jià)Tab.2 Unit output and bidding

結(jié)合首批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)運(yùn)行過程中的實(shí)際問題，算例設(shè)定6組分析場景，見表3。場景B—場景F分別變更場景A的不同計(jì)算條件以驗(yàn)證其影響。

表3 場景及對照變量Tab.3 Situations and corresponding variables

3.2 結(jié)果分析

各場景經(jīng)過出清計(jì)算的發(fā)電側(cè)機(jī)組各類電量收益、用戶側(cè)結(jié)算電費(fèi)及不平衡資金對比情況見表4—表7。

3.2.1 對比場景A和場景B

當(dāng)非市場實(shí)際用電對比日前預(yù)測無偏差時(shí)，2種銜接模式的結(jié)算機(jī)制差異對發(fā)電側(cè)收益沒有影響。4號機(jī)組雖然因報(bào)價(jià)過高在現(xiàn)貨市場無法中標(biāo)，但通過基數(shù)合約電量與現(xiàn)貨市場電量的偏差結(jié)算仍然獲得收益。基數(shù)合約發(fā)揮了鎖定機(jī)組收益、降低機(jī)組風(fēng)險(xiǎn)的作用。

電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行中，日前負(fù)荷預(yù)測存在一定的偏差，所以當(dāng)非市場化實(shí)際電量對比日前預(yù)測值存在偏差ΔQ′Σ時(shí)，解耦模式3的各機(jī)組的基數(shù)結(jié)算電量將按比例調(diào)整以實(shí)現(xiàn)發(fā)用電量完全匹配，其基數(shù)合約收益隨之變化，不產(chǎn)生相應(yīng)的不平衡資金。

表4 發(fā)電側(cè)機(jī)組收益Tab.4 Unit revenue at generation side

表5 用戶側(cè)結(jié)算電費(fèi)Tab.5 Load-side settlement electricity price

表6 發(fā)用電量偏差的不平衡資金Tab.6 Unbalanced funds for deviations between generation side and load sides 萬元

表7 場景F阻塞費(fèi)用Tab.7 Congestion revenue for situation F 萬元

非解耦模式下，實(shí)時(shí)市場中的非市場化發(fā)用電偏差，是由電網(wǎng)公司代理購售市場化電量來保障平衡，現(xiàn)貨價(jià)格與購銷價(jià)格的差異，在實(shí)時(shí)市場產(chǎn)生相應(yīng)的不平衡資金。

3.2.2 對比場景A和場景C

放開發(fā)電側(cè)基數(shù)計(jì)劃電量至現(xiàn)貨市場后，在用電量水平不變的情況下，此時(shí)解耦模式3通過基數(shù)電量的調(diào)節(jié)，各機(jī)組收益不受基數(shù)計(jì)劃電量水平的影響。如果用電側(cè)市場化規(guī)模改變，此時(shí)各機(jī)組收益將產(chǎn)生相應(yīng)變化。

非解耦模式下，場景C日前基數(shù)計(jì)劃電量水平減小，現(xiàn)貨市場電量水平提升；但由于現(xiàn)貨市場電價(jià)水平低于政府核定上網(wǎng)電價(jià)，機(jī)組的總收益水平下降，同時(shí)日前發(fā)用兩側(cè)非市場化電量的偏差ΔQΣ1不再為0，產(chǎn)生大量不平衡資金。

因此，現(xiàn)貨市場優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先購電需要合理設(shè)計(jì)，保障規(guī)模匹配。國內(nèi)試點(diǎn)地區(qū)在試運(yùn)行過程中出現(xiàn)了因考慮省內(nèi)非市場化發(fā)電、跨省區(qū)外購等因素而導(dǎo)致的非市場發(fā)電比例和用電比例不相等，電網(wǎng)企業(yè)的電量購銷造成了發(fā)用兩側(cè)資金的不平衡，影響市場主體收益與市場穩(wěn)定。

3.2.3 對比場景A和場景D

解耦模式2、3的機(jī)組實(shí)際總結(jié)算的基數(shù)電量不變，基數(shù)合約收益不變，但場景D采用解耦模式2，未進(jìn)行日前基數(shù)合約電量調(diào)整；因此，日前和實(shí)時(shí)偏差結(jié)算的現(xiàn)貨市場部分電量發(fā)生變化，從而導(dǎo)致收益差異和不平衡資金的產(chǎn)生。這說明只有在日前和實(shí)時(shí)市場均開展發(fā)用電量匹配調(diào)整，才能實(shí)現(xiàn)結(jié)算曲線“以用定發(fā)”的完全解耦。

非解耦模式下，場景D的日前基數(shù)計(jì)劃電量按典型日負(fù)荷曲線分解，與負(fù)荷預(yù)測中非市場化分時(shí)電量存在偏差，導(dǎo)致不平衡資金的產(chǎn)生。進(jìn)一步對比場景C、D非解耦模式日前非市場發(fā)用電偏差的不平衡資金可知，現(xiàn)貨市場優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先購電不僅需要總量匹配，還需要進(jìn)行結(jié)算曲線匹配。

目前，采用解耦模式2的試點(diǎn)地區(qū)未實(shí)現(xiàn)基數(shù)合約電量的日前調(diào)整，因此不平衡資金在發(fā)用兩側(cè)進(jìn)行了分?jǐn)偡颠€。山西目前采用了解耦模式1，與場景A非解耦模式日前基數(shù)曲線的處理方式一致，有效減小了不平衡資金的規(guī)模，說明解耦模式1可以有效規(guī)避日前發(fā)用兩側(cè)非市場偏差產(chǎn)生的不平衡資金，但實(shí)時(shí)與日前偏差產(chǎn)生的不平衡資金仍需要進(jìn)行分?jǐn)偱c返還。

3.2.4 對比場景A和場景E

市場化用戶申報(bào)與日前負(fù)荷預(yù)測分布產(chǎn)生的偏差，將影響市場用戶現(xiàn)貨市場的結(jié)算電費(fèi)。同時(shí)對于發(fā)電側(cè)，采用解耦模式3可以消除市場用戶日前申報(bào)導(dǎo)致的偏差ΔQΣ2，但同時(shí)也會影響機(jī)組日前基數(shù)合約電量和機(jī)組收益。

非解耦模式下，市場用戶申報(bào)影響了日前和實(shí)時(shí)非市場用電的偏差量，疏導(dǎo)分?jǐn)傆纱水a(chǎn)生的不平衡資金將間接影響機(jī)組收益。通過聯(lián)合場景D可驗(yàn)證：發(fā)電側(cè)分解的日前基數(shù)計(jì)劃電量和負(fù)荷預(yù)測中非市場用電的分布偏差、市場化用戶申報(bào)和負(fù)荷預(yù)測中市場用戶分布的偏差都會產(chǎn)生雙軌制非市場化電量偏差不平衡資金。因此，在非解耦模式和山西采用的解耦模式1，需要合理控制市場化用戶申報(bào)的偏差。

3.2.5 對比場景A和場景F

對于場景F，線路1的傳輸容量限制在負(fù)荷上升時(shí)產(chǎn)生了阻塞，使得低價(jià)機(jī)組無法直接調(diào)用，高報(bào)價(jià)的4號機(jī)組獲得了部分中標(biāo)電量，日前、實(shí)時(shí)市場的各類合約電量產(chǎn)生了相應(yīng)的阻塞費(fèi)用，解耦模式3在實(shí)時(shí)偏差結(jié)算中調(diào)整的基數(shù)電量將產(chǎn)生額外的阻塞費(fèi)用。

同時(shí)節(jié)點(diǎn)1的電價(jià)下降，其余節(jié)點(diǎn)的電價(jià)上升，市場各節(jié)點(diǎn)電價(jià)不再相同，導(dǎo)致市場化用戶電費(fèi)、機(jī)組結(jié)算的現(xiàn)貨偏差電量收益和非市場化偏差的不平衡資金也因此變化。目前廣東、山西、山東試點(diǎn)用戶側(cè)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)都采用了發(fā)電側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)，有效減少了阻塞費(fèi)用。

4 市場建議

基于算例分析，針對市場各方成員提出相關(guān)的合理化建議。

4.1 電力市場組織機(jī)構(gòu)方面

國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)運(yùn)行過程中，由于計(jì)劃與市場并行產(chǎn)生的雙軌制不平衡資金占比較高，在開展市場建設(shè)運(yùn)營管理時(shí)，應(yīng)結(jié)合地區(qū)網(wǎng)源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)運(yùn)行及負(fù)荷發(fā)展等因素，重點(diǎn)關(guān)注2種計(jì)劃與市場銜接模式的適用性，包括總量規(guī)模與時(shí)段曲線的平衡匹配。

4.1.1 加強(qiáng)優(yōu)先發(fā)用電計(jì)劃管理工作

開展優(yōu)先發(fā)購電總量匹配的工作，有序放開發(fā)用電計(jì)劃，加快推進(jìn)市場化用戶參與現(xiàn)貨市場的結(jié)算，研究省間交易、可再生能源參與現(xiàn)貨市場的機(jī)制，保障電力現(xiàn)貨市場發(fā)用兩側(cè)計(jì)劃與市場量價(jià)體系的整體平衡。

4.1.2 研究解耦、非解耦2種模式下市場與非市場發(fā)用電曲線匹配方式的應(yīng)用

解耦模式3會消除非市場化用電量偏差造成的不平衡資金，但其結(jié)算過程較為復(fù)雜，不利于發(fā)電企業(yè)進(jìn)行交易決策。若市場化機(jī)組基數(shù)電量調(diào)整空間不斷縮小，其與解耦模式2都將不再適用。

非解耦模式由于發(fā)用電兩側(cè)非市場化電量的差異，需要電網(wǎng)企業(yè)提升電力用戶用電曲線預(yù)估的準(zhǔn)確度，可采取解耦模式1的實(shí)現(xiàn)原理，適時(shí)調(diào)整和滾動日基數(shù)計(jì)劃電量水平或選取合適的分解曲線，減少不平衡資金的規(guī)模。

4.1.3 關(guān)注負(fù)荷預(yù)測、市場申報(bào)的機(jī)制設(shè)計(jì)

解耦模式1、3和非解耦模式中都應(yīng)用了日前負(fù)荷預(yù)測和市場化用戶申報(bào)電量。解耦模式3中兩者的差值決定了基數(shù)合約的日前調(diào)整量；非解耦模式和解耦模式1中的市場用戶申報(bào)量將直接影響非市場用戶的日前結(jié)算電量，進(jìn)而影響機(jī)組的結(jié)算收益和不平衡資金水平。

因此，若用戶采用報(bào)量不報(bào)價(jià)的模式參與市場，在無法精確掌握非市場化用戶分布時(shí)，需要對市場用戶的申報(bào)曲線進(jìn)行限制。在市場具備相關(guān)條件后，可由代理非市場化用戶的供電公司進(jìn)行負(fù)荷預(yù)測，與市場化用戶申報(bào)曲線進(jìn)行疊加后形成日前市場出清的邊界條件，最大程度地減小非市場化電量偏差的影響。

4.1.4 合理制定結(jié)算規(guī)則，調(diào)整結(jié)算關(guān)系

設(shè)計(jì)不平衡資金相關(guān)的結(jié)算科目管理機(jī)制，將市場運(yùn)行過程中產(chǎn)生的不平衡資金依據(jù)來源獨(dú)立記賬，按不同主題分別計(jì)算各類補(bǔ)貼分?jǐn)偅侠硎鑼?dǎo)相關(guān)市場主體。

4.2 發(fā)電企業(yè)方面

建議市場化機(jī)組在參與電力市場時(shí)：應(yīng)基于成本和市場判斷進(jìn)行合理報(bào)價(jià)，避免未中標(biāo)造成的利益受損；重點(diǎn)關(guān)注中長期合約量價(jià)的穩(wěn)定性，減小市場波動帶來的利益影響。

4.3 電力用戶方面

建議電力用戶提升用電曲線的預(yù)測能力，提升中長期交易合約的簽約能力，減少申報(bào)曲線誤差，以充分控制市場風(fēng)險(xiǎn)。建議有條件的電力用戶積極參與負(fù)荷調(diào)節(jié)，進(jìn)一步控制用電成本。

5 結(jié)束語

雙軌制模式下計(jì)劃與市場銜接的相關(guān)問題復(fù)雜多變。本文首先分析了雙軌制模式下市場結(jié)算量價(jià)體系平衡的重要性，以及不同類型的市場主體參與方式、市場交易電價(jià)機(jī)制、計(jì)劃與市場銜接模式及其適用范圍。進(jìn)而討論解耦和非解耦2種計(jì)劃與市場銜接模式的不同實(shí)現(xiàn)方式對機(jī)組結(jié)算收益的影響，通過理論闡述和公式推導(dǎo)，研究了完全解耦的實(shí)現(xiàn)路徑，全面分析了市場主體收益、成本及不平衡資金的構(gòu)成，搭建了計(jì)劃與市場銜接模式對市場結(jié)算的指導(dǎo)框架。通過算例對不同情景下的市場結(jié)算情況進(jìn)行計(jì)算，分析了優(yōu)先發(fā)購電水平、市場申報(bào)、阻塞等因素對市場主體利益和不平衡資金的影響，提出對市場組織者和參與者的合理建議，為市場建設(shè)過程中資源配置、機(jī)制優(yōu)化和風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避等方面提供了理論依據(jù)與數(shù)據(jù)支撐。