考慮不平衡資金處理的電力市場結(jié)算機(jī)制研究

丁偉斌，譚忠富

(1. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司,杭州市 310000;2. 華北電力大學(xué)經(jīng)濟(jì)與管理學(xué)院,北京市 102206;3. 延安大學(xué)經(jīng)濟(jì)與管理學(xué)院,陜西省 延安市 716000)

0 引言

2015年3月,國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9 號文),我國開展新一輪電力體制改革[1]。 2017年8月,國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)工作的通知》,在南方、蒙西、浙江等8 個(gè)地區(qū)開展電力現(xiàn)貨試點(diǎn)[2]。 在電力市場建設(shè)過程中,存在保障性收購的基數(shù)電量機(jī)組和居民、農(nóng)業(yè)等非市場用戶,市場化發(fā)用電總量的不匹配將產(chǎn)生不平衡資金,存在從計(jì)劃市場到雙軌制市場結(jié)算銜接的問題。 隨著市場主體的逐步培育,主體數(shù)量、類型大量增加,交易品種豐富,存在單邊電力市場到雙邊電力市場過渡的問題,需要對雙邊電力市場各主體的交易情況進(jìn)行深入研究。其中計(jì)劃與市場雙軌制并存、考慮發(fā)用雙邊量、價(jià)、費(fèi)關(guān)系的電費(fèi)結(jié)算體系設(shè)計(jì)是電力市場運(yùn)行的重要環(huán)節(jié),也是市場主體根本利益保障,公平、合理、透明的雙軌制下發(fā)用雙邊參與的電力市場結(jié)算體系亟待研究[3-5]。

電力市場根據(jù)中長期合同是否物理執(zhí)行和現(xiàn)貨市場是否全電量優(yōu)化,分為分散式電力市場和集中式電力市場,主要交易類型包括電能量中長期市場交易、電能量現(xiàn)貨交易、電力輔助服務(wù)交易、電力金融衍生品交易[6]等,以往學(xué)者關(guān)于電力市場常規(guī)結(jié)算機(jī)制已有一定程度的分析。 文獻(xiàn)[7]分析了美國區(qū)域電力市場的集中式市場結(jié)算機(jī)制,但該結(jié)算機(jī)制適用于完全市場化情景,對于我國電力市場有借鑒意義,但仍需要就雙軌制造成的資金不平衡開展深入研究;文獻(xiàn)[8]分析了英國電力市場以長期雙邊合同為主、現(xiàn)貨市場平衡的分散式交易結(jié)算機(jī)制,但對于如何處置合約電量和計(jì)量電量的偏差未做進(jìn)一步研究;文獻(xiàn)[9]分析了北歐跨國電力市場的結(jié)算機(jī)制,根據(jù)電量合同是否物理交割由不同的機(jī)構(gòu)分別運(yùn)行,但對于中長期與現(xiàn)貨市場耦合結(jié)算機(jī)制未進(jìn)行深入研究;文獻(xiàn)[10]梳理了電力市場政府授權(quán)合約的結(jié)算機(jī)制,研究了差價(jià)合同的電量分解、模型計(jì)算,分析了合同電量分解的精度對現(xiàn)貨市場價(jià)格對沖的影響,但未涉及雙邊電力市場下雙結(jié)算體系中合約電費(fèi)與現(xiàn)貨市場耦合產(chǎn)生的市場化電量不平衡問題。 通過上述對比分析,以往學(xué)者根據(jù)所研究的市場特征開展了有針對性的結(jié)算機(jī)制研究,但對于雙軌制下雙邊電力市場的結(jié)算機(jī)制沒有系統(tǒng)論述。

我國上一輪電力市場建設(shè)中,東北電力市場因不平衡資金問題(2006年3月,平衡資金賬戶虧空30億元)被迫暫停。 電力市場化改革過程中,對于市場不平衡資金的處理是關(guān)鍵問題。 不平衡資金產(chǎn)生的原因有很多,包括市場化發(fā)用電不匹配產(chǎn)生的雙軌制不平衡資金、阻塞不平衡資金、市場化輔助服務(wù)費(fèi)用、偏差考核費(fèi)用等,文獻(xiàn)[11]研究了非市場化用戶電量波動(dòng)對電費(fèi)結(jié)算的影響,分析了修正合約法、購售價(jià)差法的優(yōu)缺點(diǎn),其雙軌制不平衡資金的處理方法對于本文有一定借鑒意義,但未涉及輔助服務(wù)以及偏差考核費(fèi)用的分?jǐn)偱c返還。 文獻(xiàn)[12]利用統(tǒng)計(jì)學(xué)中的相似系數(shù)法研究市場化發(fā)電機(jī)組的參與輔助服務(wù)能力,依據(jù)考核結(jié)果對自動(dòng)發(fā)電控制(automatic generation control,AGC)輔助服務(wù)進(jìn)行結(jié)算。 文獻(xiàn)[13]指出我國的電力體制改革進(jìn)程中計(jì)劃與市場并存的局面短期不會(huì)改變,提出不平衡資金疏導(dǎo)方案,但該研究對偏差考核在發(fā)用雙邊的不同情況未進(jìn)行深入分析。 文獻(xiàn)[14]提出了基于電價(jià)互換的不平衡資金管理策略,實(shí)現(xiàn)不平衡費(fèi)用在交易雙方間的重新分配。 雖然該交易方法一定程度上可以避免雙軌制偏差,但發(fā)電側(cè)承擔(dān)較大的費(fèi)用風(fēng)險(xiǎn)。 以上研究從雙軌制不平衡資金、輔助服務(wù)分?jǐn)?、偏差考核費(fèi)用結(jié)算等角度分析了電力市場不平衡資金處理方面的相關(guān)問題,但未對系統(tǒng)的不平衡資金產(chǎn)生機(jī)理進(jìn)行研究,可以看出符合市場規(guī)則、合理、有效的不平衡資金分?jǐn)?返還模型設(shè)計(jì)是十分必要的。

因此,本文提出以“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”雙結(jié)算方式構(gòu)建雙邊市場電能電費(fèi)結(jié)算模型,考慮雙軌制下發(fā)電側(cè)的優(yōu)先購電計(jì)劃和用戶側(cè)居民、農(nóng)業(yè)等優(yōu)先用電計(jì)劃,通過授權(quán)合約電量匹配和節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)設(shè)計(jì),減少雙軌制不平衡資金和阻塞不平衡資金的產(chǎn)生,依據(jù)發(fā)用雙側(cè)市場責(zé)任構(gòu)建市場化輔助服務(wù)費(fèi)用和偏差考核費(fèi)用分?jǐn)?返還模型,提出考慮不平衡資金處理的雙邊電力市場結(jié)算機(jī)制,以浙江省發(fā)用雙邊多類型機(jī)組(燃煤、燃?xì)?、風(fēng)、光、核、水)和多類型用戶(批發(fā)市場用戶、售電公司、電網(wǎng)代理購電、居民農(nóng)業(yè))為研究對象進(jìn)行電力市場結(jié)算實(shí)例分析。

1 電能電費(fèi)結(jié)算模型

電能電費(fèi)是電力市場主要結(jié)算費(fèi)用來源,包含市場化與非市場化機(jī)組和用戶之間的復(fù)雜勾稽關(guān)系,而且雙軌制不平衡資金也主要來自電能電費(fèi)部分,本節(jié)設(shè)計(jì)雙軌制下雙邊電能電費(fèi)結(jié)算模型,利用“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”雙結(jié)算體系實(shí)現(xiàn)合約市場與現(xiàn)貨市場的耦合結(jié)算,減少雙軌制不平衡資金的產(chǎn)生。

浙江省電力市場采用外來電合約物理執(zhí)行形成電力市場邊界,發(fā)電側(cè)統(tǒng)調(diào)機(jī)組參與電力現(xiàn)貨市場競價(jià)和出清,用戶側(cè)分為市場化的批發(fā)市場用戶、售電公司和未自主參與市場的電網(wǎng)代理購電的部分工商業(yè)用戶,非市場化用戶包括居民、農(nóng)業(yè)等優(yōu)先保障用電用戶。 電能電費(fèi)結(jié)算模型按市場化與非市場化分別構(gòu)建。

浙江省市場化機(jī)組的電能電費(fèi)結(jié)算方式采用“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”的原則,日前與實(shí)時(shí)市場每個(gè)結(jié)算時(shí)段內(nèi)的結(jié)算電價(jià)為出清電價(jià)的加權(quán)平均值。 統(tǒng)調(diào)的煤、氣、核、水、風(fēng)、光機(jī)組全部電量均參與電能量現(xiàn)貨市場,對于市場化機(jī)組i∈Ωmarket={thermal, gas, nuclear, hydro, wind, solar},其電能電費(fèi)的結(jié)算模型為:

式中:Ri∈Ωmarket為市場化機(jī)組i的合計(jì)電能電費(fèi);為日前市場電能電費(fèi);為實(shí)時(shí)市場差量電費(fèi);為合約市場差價(jià)電費(fèi);分別為市場化機(jī)組i在t時(shí)段的日前市場電量、當(dāng)日計(jì)量上網(wǎng)電量、政府授權(quán)合約電量、發(fā)電權(quán)交易電量和普通直接交易電量分別為市場化機(jī)組i在t時(shí)段的日前市場節(jié)點(diǎn)電價(jià)、實(shí)時(shí)市場節(jié)點(diǎn)電價(jià)、政府授權(quán)合約電價(jià)、發(fā)電權(quán)交易電價(jià)和普通直接交易電價(jià)。 其中現(xiàn)貨市場發(fā)電側(cè)應(yīng)用節(jié)點(diǎn)電價(jià)可以有效避免阻塞不平衡資金的產(chǎn)生。

外購電和自備電廠等地調(diào)機(jī)組采用優(yōu)發(fā)優(yōu)購形式,由電網(wǎng)企業(yè)代理購入, 非市場化機(jī)組i∈Ωnon-market={external, self-supply}的電費(fèi)結(jié)算模型為:

式中:Ri∈Ωnon-market為非市場化機(jī)組i的合計(jì)電能電費(fèi);為非市場化機(jī)組i的目錄電價(jià);為非市場機(jī)組i在t時(shí)段的計(jì)量發(fā)電量。

用戶側(cè)分為市場化用戶和非市場化用戶,其中市場化用戶包括批發(fā)市場用戶、售電公司和部分未自主參與市場的由電網(wǎng)代理購電的工商業(yè)用戶(市場化用 戶 集 合Ψmarket= { Wholesale, TradingLtd,Agent}),非市場化用戶為居民、農(nóng)業(yè)用戶(非市場化用戶集合Ψnon-market={Resident, Agricultural})。

市場化用戶j的電能電費(fèi)包括日前市場電費(fèi)、實(shí)時(shí)市場電費(fèi)和合約市場電費(fèi)三部分,其結(jié)算模型為:

式中:Rj∈ψmarket為市場化用戶j的電能電費(fèi)分別為市場化用戶j的日前市場電能電費(fèi)、實(shí)時(shí)市場電能電費(fèi)和合約市場電能電費(fèi)分別為t時(shí)段市場化用戶j的日前市場電量、實(shí)時(shí)計(jì)量用電量和合約市場電量分別為t時(shí)段市場化用戶j的日前市場、實(shí)時(shí)市場和合約市場電能價(jià)格,現(xiàn)貨市場用戶側(cè)各主體采用統(tǒng)一加權(quán)平均價(jià)格。

非市場化用戶j的電能電費(fèi)結(jié)算模型為:

式中:Rj∈ψnon-market為非市場化用戶j的電能電費(fèi);為非市場化用戶j在t時(shí)段的目錄電價(jià);為用戶j在t時(shí)段的實(shí)際計(jì)量用電量。

2 不平衡資金分?jǐn)?返還模型

電力市場雙軌制不平衡資金和阻塞不平衡資金已在發(fā)用雙邊的電能電費(fèi)結(jié)算模型中加以考慮,本節(jié)主要設(shè)計(jì)參與市場的機(jī)組輔助服務(wù)費(fèi)用和發(fā)用兩側(cè)的偏差考核費(fèi)用處理,市場化輔助服務(wù)費(fèi)用由全部市場化用戶按用電量分?jǐn)?發(fā)/用側(cè)的偏差考核費(fèi)用按“誰產(chǎn)生,誰負(fù)責(zé)”的原則返還給用/發(fā)側(cè)主體。 構(gòu)建市場化輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偰Ｐ秃推羁己速M(fèi)用返還模型,明確費(fèi)用分?jǐn)?返還規(guī)則,完善不平衡資金處理機(jī)制,保障電力市場費(fèi)用結(jié)算的有效運(yùn)行。

2.1 市場化輔助服務(wù)費(fèi)用

現(xiàn)行的市場化輔助服務(wù)主要為調(diào)頻輔助服務(wù)和備用輔助服務(wù),具備調(diào)頻功能的機(jī)組依照調(diào)度中心發(fā)布的單日省內(nèi)調(diào)頻需求[15],以機(jī)組為申報(bào)單元參與調(diào)頻報(bào)價(jià),日內(nèi)調(diào)頻調(diào)用以單次調(diào)節(jié)里程為計(jì)費(fèi)周期,單次調(diào)頻性能指標(biāo)計(jì)算公式為:

根據(jù)單次調(diào)頻性能加權(quán)計(jì)算機(jī)組i的綜合調(diào)頻指標(biāo)為:

機(jī)組的調(diào)頻調(diào)用補(bǔ)償收益為:

機(jī)組i的總市場化輔助服務(wù)費(fèi)用RASi為:

輔助服務(wù)由市場化用戶按實(shí)際計(jì)量用電量分?jǐn)?輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偰Ｐ蜑?

2.2 偏差考核費(fèi)用

發(fā)用雙側(cè)合約電量與實(shí)際發(fā)、用電量的偏差均須計(jì)入考核。 本節(jié)按照市場主體權(quán)責(zé)對等、注重落地實(shí)操性的原則設(shè)計(jì)偏差考核費(fèi)用模型及其費(fèi)用返還模型,將不平衡資金按照享受的權(quán)益和應(yīng)承擔(dān)義務(wù)進(jìn)行清分。 其中發(fā)電側(cè)鼓勵(lì)機(jī)組頂峰,正偏差電量不納入考核范圍,負(fù)偏差3%以外計(jì)考核費(fèi)用;用電側(cè)的批發(fā)市場用戶和售電公司的正負(fù)偏差超過3%以外均計(jì)入偏差考核。

發(fā)電側(cè)偏差考核費(fèi)用模型為:

用戶側(cè)偏差考核費(fèi)用模型為:

發(fā)電側(cè)的偏差考核費(fèi)用按實(shí)際計(jì)量用電量比例返還給市場化用戶,用電側(cè)的偏差考核費(fèi)用按授權(quán)合約電量比例分?jǐn)偨o發(fā)電企業(yè)。 偏差考核費(fèi)用分?jǐn)?返還模型為:

3 算例分析

浙江省是我國第一批電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)省份,目前以電源側(cè)單邊(主要包括省內(nèi)除新能源外的統(tǒng)調(diào)機(jī)組)結(jié)算試運(yùn)行,新能源出力和報(bào)價(jià)數(shù)據(jù)未參與現(xiàn)貨市場結(jié)算,發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)的費(fèi)用耦合關(guān)系尚未明確,本文以浙江省電力市場運(yùn)行數(shù)據(jù)為例進(jìn)行雙邊電力市場結(jié)算模擬,這對于浙江雙邊電力現(xiàn)貨市場具有借鑒意義。 機(jī)組出力、用戶負(fù)荷及市場電價(jià)通過實(shí)際數(shù)據(jù)脫敏形成,統(tǒng)調(diào)機(jī)組參與日前市場報(bào)量報(bào)價(jià),日前機(jī)組出力曲線如圖1 所示。 實(shí)時(shí)出力曲線如圖2所示。

圖1 日前統(tǒng)調(diào)機(jī)組出力曲線Fig.1 Output curve of the control unit

圖2 實(shí)時(shí)全部機(jī)組出力曲線Fig.2 Real-time output curves of all units

3.1 電能電費(fèi)結(jié)算分析

煤電機(jī)組的合約電量包括政府授權(quán)合約、發(fā)電權(quán)交易和直接交易合約三部分,煤電機(jī)組參與日前市場、實(shí)時(shí)市場、合約市場情況如圖3 所示。 不同類型的合約均為金融合約,僅在合約量和合約電價(jià)有所區(qū)分,因此其他機(jī)組合約用加權(quán)后的合約電價(jià)統(tǒng)一表征,氣電參與各市場情況如圖4 所示。

圖3 煤電機(jī)組參與各市場情況分析Fig.3 Analysis of coal-fired units participating in various markets

圖4 氣電機(jī)組參與各市場情況分析Fig.4 Analysis of gas-fired electric units participating in various markets

通過對煤電機(jī)組和氣電機(jī)組參與合約市場和現(xiàn)貨市場的情況可以看出,在“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”雙結(jié)算體系下,機(jī)組通過日前市場合理的報(bào)量報(bào)價(jià),獲得基準(zhǔn)收益,中長期差價(jià)合約可以有效保證機(jī)組固定效益,減少統(tǒng)調(diào)機(jī)組參與現(xiàn)貨市場的收益波動(dòng)性,同時(shí)實(shí)時(shí)市場與日前市場的電量差量也可以調(diào)動(dòng)煤電和氣電機(jī)組參與現(xiàn)貨市場的積極性,保證市場整體供應(yīng)穩(wěn)定。 以燃煤機(jī)組為例,其在日前、合約、實(shí)時(shí)市場分別獲得296.08 萬、194.47 萬、1.14 萬元的電量電費(fèi),相較計(jì)劃模式,電量電費(fèi)增長14.10 萬元,在有效平抑市場波動(dòng)性的情況下,通過參與電力市場獲得了額外收益。 進(jìn)一步分析煤電和氣電的量價(jià)特點(diǎn)可以發(fā)現(xiàn):

1)燃煤機(jī)組在12:00—14:00 時(shí)采取報(bào)負(fù)價(jià)策略,分析其原因是該時(shí)段電力市場發(fā)電出力冗余,實(shí)時(shí)電價(jià)報(bào)負(fù)價(jià)可以避免停機(jī),且在負(fù)價(jià)情況下實(shí)時(shí)出力越多,收益越低,燃煤機(jī)組選擇在這段時(shí)間內(nèi)保持最小出力。 煤電機(jī)組的出力策略說明本文設(shè)計(jì)的“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”雙結(jié)算體系對于供需關(guān)系調(diào)整具有積極作用,常規(guī)機(jī)組和新能源機(jī)組可以在現(xiàn)有電力市場框架內(nèi)謀求市場主體更優(yōu)收益。

2)燃?xì)鈾C(jī)組在12:00—15:00 時(shí)段實(shí)時(shí)電量為0,也是由于風(fēng)光大發(fā)導(dǎo)致發(fā)電冗余,但燃?xì)鈾C(jī)組啟停迅速、操作靈活、負(fù)荷升降速率較快,不需報(bào)負(fù)價(jià)維持最小出力,可以通過實(shí)時(shí)不發(fā)給風(fēng)光機(jī)組避讓,采取與燃煤機(jī)組不同的報(bào)價(jià)和出力策略。 燃?xì)鈾C(jī)組和燃煤機(jī)組面對風(fēng)光大發(fā)情況不同的報(bào)價(jià)、出力策略說明,不同類型的機(jī)組可以在“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”雙結(jié)算機(jī)制下做出符合自身利益的合理決策,說明了該結(jié)算機(jī)制的多主體適用性。

核電機(jī)組和水電機(jī)組參與各市場情況如圖5 和圖6 所示,二者出力比較穩(wěn)定,屬于價(jià)格接受者,通過出力調(diào)整收益的彈性較低,其實(shí)時(shí)電價(jià)可以比較清晰地表征市場邊際價(jià)格特征。 由圖5 可以看出,核電機(jī)組在11:00—14:00 實(shí)時(shí)電價(jià)降低,此結(jié)果與燃煤和燃?xì)鈾C(jī)組量價(jià)關(guān)系得出的結(jié)論一致,在該時(shí)段內(nèi)出力冗余,市場邊際價(jià)格下降。

圖6 水電機(jī)組參與各市場情況分析Fig.6 Analysis of hydropower units participating in various markets

根據(jù)浙江電力交易中心結(jié)算試運(yùn)行相關(guān)規(guī)定,新能源機(jī)組按照當(dāng)日計(jì)量上網(wǎng)電量的90%確定日后授權(quán)合約量,這樣既可以保障新能源機(jī)組出力和價(jià)格穩(wěn)定,同時(shí)也可以通過雙邊電力市場的結(jié)算機(jī)制影響新能源機(jī)組在電力現(xiàn)貨市場的決策,促進(jìn)新能源機(jī)組主動(dòng)參與日前市場和實(shí)時(shí)市場。 圖7 和圖8 為風(fēng)光機(jī)組參與各市場的量價(jià)關(guān)系。

圖7 光伏機(jī)組參與各市場情況分析Fig.7 Analysis of photovoltaic units participating in various markets

圖8 風(fēng)電機(jī)組參與各市場情況分析Fig.8 Analysis of wind power units participating in various markets

圖9 為燃煤機(jī)組當(dāng)日逐時(shí)電費(fèi)結(jié)算,可以看出,在午間機(jī)組保持最小出力期間和08:00—11:00 市場價(jià)格較低的時(shí)段,差價(jià)合約形式可以彌補(bǔ)部分燃煤機(jī)組由于給新能源避讓產(chǎn)生的損失。 而燃?xì)鈾C(jī)組由于日前機(jī)組報(bào)價(jià)較低,在該時(shí)段通過實(shí)時(shí)報(bào)負(fù)價(jià)保證部分收益,也符合市場規(guī)律,表明該時(shí)段供大于求,機(jī)組通過少發(fā)電獲取更多電費(fèi),避免供給過多給電網(wǎng)帶來損害,燃?xì)鈾C(jī)組逐時(shí)電費(fèi)結(jié)算如圖10 所示。 發(fā)電機(jī)組電能電費(fèi)整體結(jié)算如表1 所示,非市場化機(jī)組計(jì)量發(fā)電量為10294 MW·h,電能電費(fèi)合計(jì)425.95 萬元。 用戶側(cè)電能電費(fèi)結(jié)算如表2 所示。

表1 各市場化機(jī)組電能電費(fèi)結(jié)算表Table 1 Electricity and electricity charges settlement table of each market unit

表2 用戶側(cè)電能電費(fèi)結(jié)算表Table 2 User-side electric energy and electricity fee settlement table

圖9 燃煤機(jī)組逐時(shí)電費(fèi)結(jié)算Fig.9 Hourly electricity bill settlement for coal-fired units

圖10 燃?xì)鈾C(jī)組逐時(shí)電費(fèi)結(jié)算Fig.10 Hourly charge settlement of gas unit

通過整體發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)的電能電費(fèi)分析可以看出,日前市場電費(fèi)占比較高,分別為70%和72%,說明各市場主體須重視日前市場的報(bào)量報(bào)價(jià),提高各主體的出力(負(fù)荷)預(yù)測和市場預(yù)測準(zhǔn)確性,保證各自的合理收益可以通過日前市場獲得。 目前浙江電力市場處于雙軌制過渡時(shí)期,常規(guī)機(jī)組授權(quán)合約電量較高,常規(guī)發(fā)電機(jī)組也應(yīng)重視實(shí)時(shí)市場的參與,通過積累市場參與經(jīng)驗(yàn)以應(yīng)對日后市場化程度的提高。此外,用戶側(cè)采用統(tǒng)一加權(quán)平均價(jià)格可以有效地避免市場化電量和非市場化電量波動(dòng)造成的不平衡費(fèi)用,保持發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)的日前市場電能電費(fèi)一致。

3.2 不平衡費(fèi)用結(jié)算分析

1)輔助服務(wù)費(fèi)用。

市場化輔助服務(wù)費(fèi)用以燃煤機(jī)組參與輔助服務(wù)市場為例, 其調(diào)節(jié)速率為0.74%, 調(diào)節(jié)精度為1.41%,指令數(shù)為34266 次,綜合調(diào)頻性能為2.76,調(diào)頻收益和備用收益如表3 所示。

表3 燃煤機(jī)組市場化輔助服務(wù)費(fèi)用表Table 3 Costs of market-oriented auxiliary services for coal-fired units

2)發(fā)電側(cè)偏差考核。

偏差考核實(shí)際以月結(jié)月清的形式進(jìn)行,此處以單日合約量與實(shí)際計(jì)量電量的偏差計(jì)算,其中統(tǒng)調(diào)非新能源機(jī)組合約總量以實(shí)際當(dāng)月分?jǐn)偤霞s總量計(jì)算,光伏、風(fēng)電機(jī)組為優(yōu)發(fā)優(yōu)購,合約電量為實(shí)際計(jì)量電量的90%,不產(chǎn)生偏差考核費(fèi)用。 發(fā)電側(cè)各機(jī)組偏差考核費(fèi)用如表4 所示。

表4 發(fā)電側(cè)偏差考核費(fèi)用表Table 4 Deviation assessment fees on the power generation side

3)用電側(cè)偏差考核。

用電側(cè)的批發(fā)市場用戶和售電公司參與偏差考核,偏差費(fèi)用按市場化機(jī)組授權(quán)合約電費(fèi)比例分?jǐn)?具體偏差考核費(fèi)用見下文。

3.3 雙邊電力市場整體結(jié)算

發(fā)電側(cè)的整體電費(fèi)結(jié)算由電能電費(fèi)、市場化輔助服務(wù)收入、偏差考核及分?jǐn)傎M(fèi)用等構(gòu)成,其中市場電價(jià)均包含環(huán)保和超低排放費(fèi)用,實(shí)行稅后兌付政策[16-17],燃煤機(jī)組結(jié)算單須扣除超低排放費(fèi)用(10 元/(MW·h)),其他類型機(jī)組無須進(jìn)行超低排放費(fèi)用扣除。 燃?xì)鈾C(jī)組收取容量電費(fèi),通過兩部制電價(jià)的容量電費(fèi)回收。 外來電屬于計(jì)劃發(fā)電機(jī)組,不參與市場化的輔助服務(wù)和偏差考核。 具體各機(jī)組整體結(jié)算如表5 所示。

表5 發(fā)電側(cè)各機(jī)組整體結(jié)算表Table 5 Overall settlement table of each unit on the generator side 元

用戶側(cè)批發(fā)市場用戶和售電公司自主參與市場報(bào)量報(bào)價(jià),電能電費(fèi)由日前市場、實(shí)時(shí)市場、合約市場三部分構(gòu)成。 電網(wǎng)代理購電的用戶不主動(dòng)參與市場報(bào)價(jià),由電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)先購入,作為市場價(jià)格接受者參與電力市場結(jié)算。 市場化用戶的電能電費(fèi)采取統(tǒng)一加權(quán)平均電價(jià)與市場化發(fā)電費(fèi)用匹配,減少不平衡資金的產(chǎn)生。 輔助服務(wù)費(fèi)用和發(fā)電側(cè)偏差考核按實(shí)際計(jì)量用電量分?jǐn)偦蚍颠€。 居民農(nóng)業(yè)用電也由電網(wǎng)代理購入,但其電費(fèi)收取為計(jì)劃形式,采取相應(yīng)目錄電價(jià)。 具體用電側(cè)各主體整體結(jié)算費(fèi)用如表6 所示。

表6 用電側(cè)各主體整體結(jié)算表Table 6 Overall settlement table of each subject on the power side

對發(fā)用雙邊參與電力市場的整體電費(fèi)結(jié)算進(jìn)行分析可以看出:市場化機(jī)組的電能電費(fèi)為9745970元,市場化用戶電能電費(fèi)為9476694 元,差值為269276 元,約占整體市場化電能電費(fèi)的2.76%。 其中雙邊日前市場電能電費(fèi)是平衡的,體現(xiàn)了發(fā)電側(cè)市場化機(jī)組“日前基準(zhǔn)、合約差價(jià)、實(shí)時(shí)差量”、市場化用戶統(tǒng)一加權(quán)平均電價(jià)的電量電費(fèi)結(jié)算體系的合理性,其雙邊不平衡費(fèi)用差值主要產(chǎn)生在合約市場電費(fèi)部分,原因是發(fā)電側(cè)的合約市場電費(fèi)是合約電價(jià)與發(fā)電機(jī)組日前市場電價(jià)的差值乘以合約電量,而用電側(cè)用戶的合約電量分解與發(fā)電側(cè)不是實(shí)時(shí)匹配的,各主體根據(jù)發(fā)電/用電特性進(jìn)行合約分解,產(chǎn)生電量偏差,進(jìn)而產(chǎn)生合約市場電費(fèi)的偏差,該不平衡資金可以通過發(fā)用雙邊合約電量分解的精確性和調(diào)度機(jī)構(gòu)的約束削減,根據(jù)“誰產(chǎn)生,誰負(fù)責(zé)”的原則通過市場主體行為分析偏差產(chǎn)生原因進(jìn)一步分?jǐn)?返還。 對于市場化輔助服務(wù)費(fèi)用和偏差考核費(fèi)用的不平衡資金處理,市場化輔助服務(wù)費(fèi)用由全部市場化用戶分?jǐn)?占市場化用戶結(jié)算電費(fèi)的7.6%,發(fā)電側(cè)產(chǎn)生的偏差考核費(fèi)用返還給市場化電力用戶,用電側(cè)偏差考核費(fèi)用返還給市場化發(fā)電企業(yè),實(shí)現(xiàn)偏差考核不平衡資金的有效處理,既實(shí)現(xiàn)了發(fā)用兩側(cè)偏差電量的考核處理,又減輕電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)過多不平衡資金的風(fēng)險(xiǎn),證明了本文所提不平衡資金分?jǐn)?返還模型的有效性和可實(shí)現(xiàn)性。

4 結(jié)論

“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”電能電費(fèi)結(jié)算模型和依據(jù)發(fā)用雙側(cè)市場責(zé)任構(gòu)建的不平衡資金分?jǐn)?返還模型是本文的主要?jiǎng)?chuàng)新點(diǎn),通過“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”雙結(jié)算體系實(shí)現(xiàn)合約市場與現(xiàn)貨市場的耦合結(jié)算,設(shè)計(jì)不平衡資金分?jǐn)?返還模型完善不平衡資金處理機(jī)制,并以浙江省電力市場發(fā)用雙邊多主體為研究對象進(jìn)行結(jié)算仿真分析,探討了雙邊電力市場結(jié)算的相關(guān)問題,研究結(jié)果表明:

1)“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”的雙結(jié)算體系可以有效應(yīng)用于雙軌制下發(fā)用雙邊多主體參與的電力市場,對于不同類型的出力機(jī)組和用能用戶,可以根據(jù)自身出力特點(diǎn)或負(fù)荷特點(diǎn)在雙邊電力市場結(jié)算體系下獲得合理電費(fèi)收益,有效的電費(fèi)結(jié)算體系可以提高主體參與電力市場的積極性,保障電力市場的穩(wěn)定運(yùn)行。

2)本文所構(gòu)建的不平衡資金分?jǐn)?返還模型可以有效處理電力市場化輔助服務(wù)和發(fā)用雙邊偏差考核相關(guān)的不平衡資金,合理的不平衡資金疏導(dǎo)機(jī)制有助于各主體明晰應(yīng)承擔(dān)的責(zé)任和費(fèi)用,減輕電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)過多不平衡資金的風(fēng)險(xiǎn)。

3)市場化用戶采用統(tǒng)一加權(quán)平均價(jià)格可以有效避免雙邊電力市場結(jié)算不平衡,保持發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)日前市場電能電費(fèi)一致。 合約市場電費(fèi)的偏差由雙側(cè)合約分解造成,偏差電費(fèi)約占整體電能電費(fèi)的2.76%,可以根據(jù)“誰產(chǎn)生,誰負(fù)責(zé)”的原則通過市場主體行為分析偏差產(chǎn)生原因進(jìn)一步分?jǐn)?返還。