中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)與實(shí)踐
馬曉偉1, 薛晨1, 任景1, 張小東1, 孟鑫羽2, 楊迎2, 汪洋2, 夏清3
（1. 國家電網(wǎng)公司西北分部，陜西 西安 710048; 2. 北京清能互聯(lián)科技有限公司，北京 100080; 3. 清華大學(xué) 電機(jī)系，北京 100084）
摘要：長期以來，西北電網(wǎng)棄風(fēng)、棄光問題突出，西北各?。▍^(qū)）的電源裝機(jī)特性和用電特性具有互補(bǔ)互濟(jì)的特點(diǎn)，迫切需要建設(shè)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)以消納更多的清潔能源。重點(diǎn)介紹西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)的設(shè)計(jì)背景、基本原則與基本理念，并針對(duì)市場(chǎng)品種設(shè)計(jì)機(jī)理進(jìn)行深入探討。基于“誰受益，誰承擔(dān)成本”的原則，設(shè)計(jì)考慮調(diào)峰效用的費(fèi)用分?jǐn)偡绞剑谝欢ǔ潭壬媳ＷC市場(chǎng)運(yùn)行的公平性。通過算例以及實(shí)踐運(yùn)行表明，所設(shè)計(jì)的市場(chǎng)機(jī)制有助于促進(jìn)省間調(diào)峰資源在西北區(qū)域?qū)崿F(xiàn)優(yōu)化配置。
引文信息
馬曉偉, 薛晨, 任景, 等. 西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)與實(shí)踐[J]. 中國電力, 2021, 54(6): 2-11.
MA Xiaowei, XUE Chen, REN Jing, et al. Design and practice of inter-provincial peak regulation auxiliary service market mechanism for northwest china power grid[J]. Electric Power, 2021, 54(6): 2-11.
引言
西北地區(qū)是能源資源聚集地之一，擁有豐富的風(fēng)力資源和充足的光照環(huán)境，是發(fā)展風(fēng)電、光伏等新能源的良好地帶。在國家政策的大力扶持下，西北區(qū)域的新能源發(fā)展迅速，對(duì)電力系統(tǒng)的運(yùn)行、規(guī)劃和發(fā)展帶來了顯著的影響。截至2019年年底，西北電網(wǎng)新能源累計(jì)裝機(jī)容量10309萬kW，棄光率同比下降2.3個(gè)百分點(diǎn)至5.9%，棄風(fēng)率同比下降5.2個(gè)百分點(diǎn)至5.3%[1-2]。盡管外送通道的建立為促進(jìn)清潔能源消納提供了一定空間，但隨著清潔能源裝機(jī)容量的不斷提升，傳統(tǒng)的調(diào)度模式不能解決調(diào)峰利益分配問題，不能從根本上調(diào)動(dòng)網(wǎng)內(nèi)機(jī)組參與調(diào)峰的積極性。因此，迫切需要采用市場(chǎng)機(jī)制進(jìn)行利益合理分配，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰資源的優(yōu)化配置。
調(diào)峰市場(chǎng)對(duì)調(diào)節(jié)電力負(fù)荷峰谷差、有效促進(jìn)清潔能源消納具有重要作用，是近年來學(xué)者研究的重點(diǎn)與關(guān)注的熱點(diǎn)。文獻(xiàn)[3-4]分析了華北電網(wǎng)和東北電網(wǎng)電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)的運(yùn)營規(guī)則及運(yùn)營狀況；文獻(xiàn)[5]對(duì)比分析了中國傳統(tǒng)調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制、東北及華北調(diào)峰市場(chǎng)補(bǔ)償機(jī)制，并提出了適用范圍更廣泛的調(diào)峰市場(chǎng)機(jī)制；文獻(xiàn)[6-8]研究了調(diào)峰市場(chǎng)的成本定價(jià)與費(fèi)用分?jǐn)倷C(jī)制；文獻(xiàn)[9]建立了風(fēng)電并網(wǎng)系統(tǒng)的區(qū)域間調(diào)峰互濟(jì)調(diào)度模型，利用不同區(qū)域調(diào)峰能力差異解決系統(tǒng)調(diào)峰壓力；文獻(xiàn)[10]分析了不同情況下燃煤機(jī)組調(diào)峰效益；文獻(xiàn)[11]分析了深度調(diào)峰變化工況下，330 MW火電機(jī)組協(xié)調(diào)控制方法。雖然以上文獻(xiàn)針對(duì)某些地域或從不同角度分析了調(diào)峰輔助服務(wù)需要探討的問題，但針對(duì)西北調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)討論并不多。
本文緊密結(jié)合西北電網(wǎng)實(shí)際情況，介紹西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)的設(shè)計(jì)原理與基本理念，分析市場(chǎng)品種以及市場(chǎng)費(fèi)用分?jǐn)偟脑O(shè)計(jì)機(jī)理，采用算例分析西北調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)費(fèi)用分?jǐn)偟脑?，并結(jié)合評(píng)價(jià)指標(biāo)，對(duì)西北電網(wǎng)調(diào)峰市場(chǎng)運(yùn)行效率進(jìn)行分析。
1 市場(chǎng)設(shè)計(jì)的基本原則和基本理念
1.1 基本原則
西北省間調(diào)峰市場(chǎng)必須遵循的基本原則如下。
（1）解決新能源消納矛盾，豐富電網(wǎng)調(diào)峰品種，深挖電網(wǎng)調(diào)峰空間。
（2）省間調(diào)峰市場(chǎng)在省內(nèi)調(diào)峰市場(chǎng)之后開展，省內(nèi)資源優(yōu)先滿足省內(nèi)調(diào)峰需求。
（3）依據(jù)“誰受益，誰承擔(dān)成本”的原則，考慮市場(chǎng)主體經(jīng)濟(jì)承受能力，進(jìn)行費(fèi)用分?jǐn)偂?
1.2 基本理念
從西北各省電源特性來看，在西北區(qū)域內(nèi)，陜西火電裝機(jī)容量占比最高，占該省裝機(jī)容量的73%；甘肅新能源裝機(jī)占比最高，而省內(nèi)用電負(fù)荷增長乏力；青海水電裝機(jī)占比最高；新疆的總裝機(jī)容量最大，且火電的裝機(jī)容量占比較高；寧夏的水電機(jī)組較少，大部分為火電以及新能源機(jī)組。從負(fù)荷特性分析來看，寧夏、甘肅、青海最高負(fù)荷出現(xiàn)在冬季，陜西最高負(fù)荷出現(xiàn)在夏季，各省之間在季節(jié)時(shí)間尺度上存在互補(bǔ)特性；從日內(nèi)負(fù)荷特點(diǎn)來看，陜西、甘肅負(fù)荷變化相對(duì)較大，其余各個(gè)?。▍^(qū)）日內(nèi)負(fù)荷相對(duì)比較平穩(wěn)；從最低、最高負(fù)荷日內(nèi)時(shí)間分布來看，各省冬季最高負(fù)荷時(shí)間較為統(tǒng)一，調(diào)峰較為困難，而夏季最高（低）負(fù)荷、冬季最低負(fù)荷均存在時(shí)間差異，有利于省間通過電網(wǎng)調(diào)度，消納更多可再生能源。
西北電網(wǎng)各省資源互補(bǔ)、負(fù)荷特性的差異給實(shí)現(xiàn)跨省調(diào)峰提供了基礎(chǔ)，同時(shí)，調(diào)峰資源也成了西北電網(wǎng)真正的稀缺資源。西北電網(wǎng)調(diào)峰困境的核心問題在于新能源裝機(jī)容量過高，新能源的反調(diào)峰特性對(duì)于年用電量較低的西北電網(wǎng)造成極大的消納及調(diào)峰困境，而網(wǎng)內(nèi)火電機(jī)組長期處于壓出力運(yùn)行，經(jīng)濟(jì)利益得不到合理保障。因此，西北調(diào)峰市場(chǎng)的基本理念為：在利用省間調(diào)峰資源互補(bǔ)的基礎(chǔ)上，調(diào)節(jié)調(diào)峰供求雙方經(jīng)濟(jì)效益分配，給予調(diào)峰機(jī)組合理補(bǔ)償，從而實(shí)現(xiàn)西北電網(wǎng)新能源積極消納與調(diào)峰市場(chǎng)健康持續(xù)運(yùn)行。
在進(jìn)行市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)時(shí)，一方面，要充分發(fā)揮稀缺資源的價(jià)值，必須從市場(chǎng)交易品種的設(shè)計(jì)以及參與方式出發(fā)，為具備調(diào)峰能力的機(jī)組設(shè)計(jì)與之相適應(yīng)的市場(chǎng)品種以及市場(chǎng)參與方式，充分激勵(lì)機(jī)組參與調(diào)峰市場(chǎng)；另一方面，從市場(chǎng)費(fèi)用分?jǐn)倎砜?，調(diào)峰需求省的省內(nèi)所有電源企業(yè)都有承擔(dān)電網(wǎng)調(diào)峰的義務(wù)，即跨省調(diào)峰費(fèi)用應(yīng)該由省內(nèi)所有機(jī)組進(jìn)行分?jǐn)?，各類機(jī)組的分?jǐn)偡绞剑纫峡茖W(xué)、合理的原則，又要“以分?jǐn)偞傧{”，從分?jǐn)偨嵌乳g接激勵(lì)機(jī)組參與調(diào)峰。
因此，如何結(jié)合西北電網(wǎng)特性，設(shè)計(jì)滿足各類機(jī)組運(yùn)行特性的市場(chǎng)品種；如何調(diào)配各類機(jī)組分?jǐn)偙壤?，滿足市場(chǎng)設(shè)計(jì)的激勵(lì)相容原理是需要重點(diǎn)考慮的問題。
2 市場(chǎng)規(guī)則設(shè)計(jì)
2.1 市場(chǎng)品種
火電機(jī)組可以通過“調(diào)減出力”方式提供調(diào)峰服務(wù)。一般情況下，火電機(jī)組最小技術(shù)出力為50%負(fù)荷率，低于最小技術(shù)出力范圍時(shí)，火電機(jī)組由于燃燒不穩(wěn)等原因需要增加燃燒成本。因此，應(yīng)以50%負(fù)荷率為分界點(diǎn)，對(duì)火電機(jī)組提供的調(diào)峰服務(wù)加以區(qū)分。另外，各省火電機(jī)組參與跨省調(diào)峰將對(duì)省內(nèi)火電機(jī)組發(fā)電量產(chǎn)生影響，需要兼顧火電機(jī)組年度基數(shù)電量合約的完成情況。
水電機(jī)組具備一定的調(diào)節(jié)能力，但是由于西北區(qū)域內(nèi)黃河等梯級(jí)流域的限制，單臺(tái)水電機(jī)組或單座水電廠參與調(diào)峰勢(shì)必影響上下游水電機(jī)組出力計(jì)劃，水電機(jī)組參與調(diào)峰需要兼顧梯級(jí)流域的影響。
西北電網(wǎng)除水電及火電機(jī)組之外，還有總裝機(jī)容量3817萬kW自備電廠，占西北發(fā)電總裝機(jī)的29.53%。自備電廠目前參與市場(chǎng)的方式主要為發(fā)電權(quán)替代[12-13]。發(fā)電權(quán)替代的方式是從中長期時(shí)間維度出發(fā)，由自備電廠與新能源企業(yè)簽訂合約，約定發(fā)電權(quán)交易的量價(jià)，在一定程度上促進(jìn)了新能源消納。從自備電廠機(jī)組類型來看，自備電廠具備參與系統(tǒng)調(diào)峰的潛力。針對(duì)自備電廠的特殊性，需要設(shè)計(jì)相應(yīng)的調(diào)峰市場(chǎng)交易品種，激勵(lì)自備電廠參與調(diào)峰市場(chǎng)。
考慮上述因素，在進(jìn)行市場(chǎng)設(shè)計(jì)過程中，西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)設(shè)計(jì)了有償調(diào)峰、啟停調(diào)峰、虛擬儲(chǔ)能3類市場(chǎng)品種。下面主要對(duì)有償調(diào)峰以及虛擬儲(chǔ)能進(jìn)行重點(diǎn)闡述。
2.1.1 有償調(diào)峰
有償調(diào)峰包括火電機(jī)組有償調(diào)峰以及水電機(jī)組有償調(diào)峰。考慮到火電機(jī)組50%負(fù)荷率的界限以及基數(shù)電量完成的約束，在火電機(jī)組的有償調(diào)峰中，本市場(chǎng)設(shè)計(jì)中主要考慮：50%負(fù)荷率及以上產(chǎn)生的調(diào)峰電量予以追補(bǔ)，并以月度為單位進(jìn)行滾動(dòng)平衡；而50%負(fù)荷率以下產(chǎn)生的調(diào)峰電量不予追補(bǔ)，作為替發(fā)電量，從當(dāng)月發(fā)電計(jì)劃中核減。
對(duì)于參與省間調(diào)峰的50%負(fù)荷率以上的火電機(jī)組，總發(fā)電量保持不變，并能從調(diào)峰市場(chǎng)獲取一定收益。在50%負(fù)荷率以下的火電機(jī)組深調(diào)方式，發(fā)電量不進(jìn)行追補(bǔ)，本質(zhì)上進(jìn)行的是發(fā)電權(quán)替代交易。在火電機(jī)組參與調(diào)峰市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)中，不對(duì)火電機(jī)組參與省間調(diào)峰的形式進(jìn)行“一刀切”劃定，使得各市場(chǎng)主體可以根據(jù)基數(shù)電量完成情況，合理選擇參與調(diào)峰市場(chǎng)的方式，清晰評(píng)估其在不同負(fù)荷率下參與市場(chǎng)帶來的效益，充分發(fā)揮市場(chǎng)主體的自主選擇權(quán)。
在水電機(jī)組有償調(diào)峰中，西北電網(wǎng)具備調(diào)峰條件的大型水電廠一般分布于黃河上游，隸屬同一水電企業(yè)，且均是“以水定電”的模式運(yùn)行，即分中心根據(jù)黃河水利委員會(huì)的水庫計(jì)劃確定月度發(fā)電計(jì)劃。因此，網(wǎng)內(nèi)水電機(jī)組可以以“群”模式參與有償調(diào)峰，即將參與調(diào)峰的水電機(jī)組群當(dāng)作一個(gè)電廠，由調(diào)度機(jī)構(gòu)整體把控出力調(diào)整計(jì)劃，根據(jù)水電機(jī)群的可調(diào)節(jié)容量，參與調(diào)峰市場(chǎng)申報(bào)?！叭骸蹦Ｊ綖樗姍C(jī)組參與調(diào)峰提供了可行方式，進(jìn)一步挖掘了系統(tǒng)調(diào)峰能力。
2.1.2 虛擬儲(chǔ)能
針對(duì)自備電廠參與調(diào)峰，本市場(chǎng)設(shè)計(jì)過程中提出了虛擬儲(chǔ)能交易模式。
自備電廠發(fā)電權(quán)交易中，當(dāng)新能源電量賣出價(jià)格低于自備電廠自身發(fā)電成本與輸配電費(fèi)用之和時(shí)，自備電廠可獲得相應(yīng)的價(jià)差收益[12]。隨著棄風(fēng)棄光電量的下降，新能源電量賣出價(jià)格會(huì)相應(yīng)提升。當(dāng)自備電廠發(fā)電成本與輸配電費(fèi)用之和等于新能源電量賣出價(jià)格時(shí)，自備電廠不再從發(fā)電權(quán)交易中獲利。此時(shí)，自備電廠不再參與發(fā)電權(quán)交易，即無法促進(jìn)新能源消納。
基于上述情況，在本市場(chǎng)設(shè)計(jì)過程中，提出虛擬儲(chǔ)能交易模式。虛擬儲(chǔ)能交易模式是在日前或更短時(shí)間維度上，通過自備電廠與新能源之間替代發(fā)電，在新能源大發(fā)時(shí)，自備電廠削減出力，而新能源發(fā)電低谷時(shí)，再多發(fā)出力，追補(bǔ)自備電廠計(jì)劃電量，自備電廠總電量計(jì)劃保持不變。虛擬儲(chǔ)能本質(zhì)上是通過自備電廠發(fā)用電計(jì)劃的“時(shí)空平移”，實(shí)現(xiàn)新能源靈活存取的儲(chǔ)能效果。在日前階段，自備電廠根據(jù)自身生產(chǎn)計(jì)劃以及發(fā)電預(yù)計(jì)劃，向本?。▍^(qū)）電力調(diào)度機(jī)構(gòu)提交次日虛擬儲(chǔ)能曲線，即帶時(shí)標(biāo)的跨省可調(diào)峰電量。本省調(diào)度機(jī)構(gòu)將通過安全校核的自備電廠虛擬儲(chǔ)能計(jì)劃提交至分中心。分中心將虛擬儲(chǔ)能可調(diào)峰能力與實(shí)際跨省調(diào)峰需求進(jìn)行匹配出清，并將出清結(jié)果下發(fā)至各?。▍^(qū)）電力調(diào)控中心。各省（區(qū)）電力調(diào)控機(jī)構(gòu)據(jù)此修改省內(nèi)自備電廠次日出力計(jì)劃，自備電廠按照調(diào)度下發(fā)的出力計(jì)劃進(jìn)行發(fā)電。具體交易流程如圖1所示。
圖1 自備電廠參與虛擬儲(chǔ)能交易流程
Fig.1 Flowchart for self-provided power plants to participate in virtual energy storage trading
在費(fèi)用結(jié)算設(shè)計(jì)環(huán)節(jié)，針對(duì)自備電廠上下網(wǎng)電價(jià)不一致問題，虛擬儲(chǔ)能建議采取“上下網(wǎng)電量不變+虛擬儲(chǔ)能服務(wù)費(fèi)”的方式對(duì)自備電廠進(jìn)行結(jié)算，即在自備電廠上下網(wǎng)各部分電量不變的基礎(chǔ)上，自備電廠參與虛擬儲(chǔ)能可根據(jù)參與電量獲得虛擬儲(chǔ)能服務(wù)費(fèi)。該種結(jié)算方式有效規(guī)避了上下網(wǎng)電價(jià)不一致對(duì)自備電廠造成的損益。由于上下網(wǎng)電量不變對(duì)企業(yè)自身生產(chǎn)計(jì)劃影響較小，有效激發(fā)了自備電廠參與調(diào)峰的積極性。
在市場(chǎng)起步初期，虛擬儲(chǔ)能模式以試點(diǎn)進(jìn)行推廣，且出力調(diào)整計(jì)劃以調(diào)度機(jī)構(gòu)進(jìn)行安全校核后執(zhí)行。
2.2 市場(chǎng)費(fèi)用結(jié)算
市場(chǎng)費(fèi)用結(jié)算涉及市場(chǎng)主體的切身利益，是市場(chǎng)主體關(guān)注的重要環(huán)節(jié)之一。對(duì)于調(diào)峰提供方，市場(chǎng)費(fèi)用的結(jié)算可以直接依據(jù)市場(chǎng)出清價(jià)格以及實(shí)際執(zhí)行效果進(jìn)行結(jié)算。本節(jié)主要分析調(diào)峰接受方的結(jié)算方式。
依據(jù)“誰受益，誰承擔(dān)成本”的原則，所有電廠都有承擔(dān)電網(wǎng)調(diào)峰的義務(wù)以及責(zé)任。對(duì)于不承擔(dān)或無法承擔(dān)電網(wǎng)調(diào)峰的電廠，應(yīng)作為分?jǐn)偡匠袚?dān)本省跨省調(diào)峰需求的費(fèi)用。因此，西北跨省調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)偡街饕獮槭?nèi)負(fù)荷率大于深度調(diào)峰基準(zhǔn)（初期為50%）的火電廠、無法承擔(dān)調(diào)峰的風(fēng)電場(chǎng)和光伏電站以及部分省份如甘肅、青海的水電廠。
各類電源的分?jǐn)傁禂?shù)是市場(chǎng)接收方最重要的可變參數(shù)之一。各省可以根據(jù)省內(nèi)各類電源企業(yè)的情況執(zhí)行不同的分?jǐn)傁禂?shù)。西北各省區(qū)的分?jǐn)偡椒ɑ疽恢?，只是具體分?jǐn)傁禂?shù)略有不同。以火電機(jī)組以及新能源機(jī)組為例，介紹西北省間調(diào)峰市場(chǎng)費(fèi)用的分?jǐn)偡绞健?
機(jī)組主要通過并網(wǎng)發(fā)電獲得電能量收益，從調(diào)峰市場(chǎng)角度來看，分?jǐn)偨痤~與發(fā)電量密切相關(guān)，各電廠調(diào)峰分?jǐn)偨痤~與發(fā)電量呈正相關(guān)關(guān)系，需要結(jié)合不同電源類型進(jìn)行電量修正。即有
式中：Ai 為第 i 臺(tái)機(jī)組應(yīng)承擔(dān)的省間調(diào)峰費(fèi)用；Di 為第 i 臺(tái)機(jī)組修正發(fā)電量；Df_all 為省內(nèi)參與分?jǐn)偟乃谢痣姀S修正后的總發(fā)電量；EN_all 為參與分?jǐn)偟乃酗L(fēng)電場(chǎng)、光伏電站修正后的總發(fā)電量；A 為需求省參與省間調(diào)峰需要承擔(dān)的總金額。
各類電源電量修正方式應(yīng)結(jié)合不同電源收益方式進(jìn)行綜合評(píng)定。
（1）火電廠分?jǐn)偡椒ā；痣姍C(jī)組運(yùn)行在不同負(fù)荷率對(duì)應(yīng)的煤耗不同，50%負(fù)荷率以上火電機(jī)組隨負(fù)荷率的升高，其邊際煤耗處于下降趨勢(shì)。因此，參與分?jǐn)偟幕痣姀S應(yīng)根據(jù)深度調(diào)峰交易期內(nèi)的實(shí)際負(fù)荷率，依次加大分?jǐn)偙戎?。本市?chǎng)設(shè)計(jì)過程中，根據(jù)西北火電機(jī)組平均負(fù)荷率情況，分3檔（負(fù)荷率在低于60%、60%~70%、高于70%，修正系數(shù)依次為k1，k2，k3）加大分?jǐn)偙戎?，進(jìn)行“階梯式”分?jǐn)?。具體修正方式為
3 相關(guān)問題探討
3.1 與華東、東北、華北省間調(diào)峰市場(chǎng)的區(qū)別
表1從市場(chǎng)定位、市場(chǎng)品種、出清方式、分?jǐn)倢?duì)象對(duì)華東、東北、華北與西北調(diào)峰市場(chǎng)進(jìn)行對(duì)比。
表1 華東、東北、華北、西北調(diào)峰市場(chǎng)的區(qū)別
Table 1 The peak regulation differences between east China, northeast China, north China and northwest China
各區(qū)域調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)本質(zhì)上都是以促進(jìn)新能源消納以及保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行為首要目的。在市場(chǎng)品種設(shè)計(jì)上均以火電機(jī)組有償調(diào)峰為主；在出清方式上，華東、華北調(diào)峰市場(chǎng)執(zhí)行統(tǒng)一出清，而東北和西北調(diào)峰根據(jù)機(jī)組負(fù)荷率不同，區(qū)分不同等級(jí)的調(diào)峰檔位進(jìn)行出清。在分?jǐn)倢?duì)象上，華東調(diào)峰市場(chǎng)未區(qū)分不同類型機(jī)組，按照“電量分?jǐn)偂钡脑瓌t進(jìn)行費(fèi)用分?jǐn)偅粬|北、華北、西北電網(wǎng)考慮不同類型機(jī)組的特性，區(qū)分了不同類型機(jī)組的分?jǐn)偡绞?。相比于華東、東北、華北調(diào)峰市場(chǎng)，西北電網(wǎng)提出虛擬儲(chǔ)能調(diào)峰市場(chǎng)品種，將自備電廠納入調(diào)峰市場(chǎng)提供方，有效擴(kuò)充調(diào)峰市場(chǎng)主體范圍，提升系統(tǒng)調(diào)峰能力。
3.2 調(diào)峰市場(chǎng)與現(xiàn)貨市場(chǎng)的關(guān)系
調(diào)峰輔助服務(wù)本質(zhì)以及定位是以市場(chǎng)的方式促進(jìn)可再生能源消納，尤其是針對(duì)隨機(jī)波動(dòng)性比較大的風(fēng)電和光伏。而現(xiàn)貨市場(chǎng)的本質(zhì)為通過市場(chǎng)競(jìng)爭方式，反映不同時(shí)空下電力資源所具備的價(jià)值。兩者都是通過市場(chǎng)競(jìng)爭形成合理的補(bǔ)償價(jià)格，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰資源或電力資源的優(yōu)化配置。
從開展時(shí)序來看，2個(gè)市場(chǎng)開展時(shí)序?yàn)椤跋痊F(xiàn)貨、后調(diào)峰”，調(diào)峰市場(chǎng)和現(xiàn)貨市場(chǎng)相互獨(dú)立，單獨(dú)出清。省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)出清決定機(jī)組次日分時(shí)出力計(jì)劃以及對(duì)應(yīng)的電價(jià)，當(dāng)省內(nèi)現(xiàn)貨出清結(jié)束之后，有調(diào)峰需求的情況下組織調(diào)峰市場(chǎng)交易，通過非可再生資源（主要是火電機(jī)組）下調(diào)出力，得到調(diào)峰市場(chǎng)對(duì)應(yīng)的價(jià)格和新增消納空間，以促進(jìn)可再生能源消納。
與此同時(shí)，根據(jù)中國“統(tǒng)一市場(chǎng)、兩級(jí)運(yùn)作”的市場(chǎng)建設(shè)框架，省間市場(chǎng)出清結(jié)果作為省內(nèi)市場(chǎng)開展的邊界條件[15-16]。省間現(xiàn)貨市場(chǎng)的定位是進(jìn)一步挖掘省間通道輸電潛力，促進(jìn)可再生能源消納。然而，省間調(diào)峰市場(chǎng)本質(zhì)上是通過進(jìn)一步挖掘非可再生能源調(diào)峰能力，提升可再生能源消納空間，2個(gè)市場(chǎng)之間存在一定的重復(fù)性。隨著省間現(xiàn)貨市場(chǎng)的建立，很可能擠壓省間調(diào)峰市場(chǎng)交易空間。
4 市場(chǎng)分?jǐn)偹憷斑\(yùn)行實(shí)踐分析
4.1 分?jǐn)傂拚禂?shù)算例分析
以裝機(jī)容量1000 MW、600 MW和330 MW的燃煤火電廠為樣本，利用其在不同負(fù)荷下的發(fā)電煤耗量測(cè)數(shù)據(jù)分析火電機(jī)組在不同負(fù)荷率下的平均發(fā)電煤耗，分析結(jié)果如圖2所示。
圖2 不同負(fù)荷率下火電機(jī)組的平均發(fā)電煤耗
Fig.2 Average power generation coal consumption of thermal power units under different load rates
現(xiàn)以某日兩省之間的跨省調(diào)峰為例，進(jìn)行分?jǐn)傁禂?shù)的測(cè)算。假設(shè)根據(jù)日前發(fā)電計(jì)劃，以1 h為考察期，在日內(nèi)T時(shí)段A省涉及調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)偟陌l(fā)電機(jī)組的負(fù)荷率及發(fā)電功率如表2所示。表中3臺(tái)機(jī)組根據(jù)平均發(fā)電煤耗曲線計(jì)算其發(fā)電成本。
表2 機(jī)組日前計(jì)劃負(fù)荷率及發(fā)電功率
Table 2 The day ahead planning load rate and power generation capacity of generator units
以西北五省之一的甘肅省為例，2018年全省風(fēng)電發(fā)電量為228.96億kW·h，光伏發(fā)電量為92.97億kW·h，棄風(fēng)、棄光量分別為54.47億kW·h和10.4億kW·h。參考甘肅省的新能源發(fā)電及棄風(fēng)棄光情況，假設(shè)A省風(fēng)電計(jì)劃發(fā)電功率為230 MW，光伏發(fā)電計(jì)劃功率為100 MW，新能源場(chǎng)站因天氣變化的原因，在T時(shí)段的最大出力預(yù)測(cè)值將大于計(jì)劃出力值，調(diào)用完省內(nèi)調(diào)峰市場(chǎng)出清的調(diào)峰資源后，仍存在54 MW·h的棄風(fēng)和14 MW·h的棄光電量。
為消納棄風(fēng)、棄光電量，A省作為調(diào)峰需求省，通過跨省調(diào)峰市場(chǎng)購買省外調(diào)峰資源消納本省64 MW·h的富余可再生能源。B省作為調(diào)峰供給省，通過下調(diào)省內(nèi)火電機(jī)組出力為A省提供調(diào)峰容量，交易出清電價(jià)取西北電網(wǎng)火電跨省調(diào)峰歷史平均出清電價(jià)192.01元/（MW·h），則A省需要支付的調(diào)峰費(fèi)用為12250元。
若A省不購買跨省調(diào)峰資源，則需要對(duì)負(fù)荷率大于有償調(diào)峰基準(zhǔn)的火電1、火電2和火電3的計(jì)劃出力值統(tǒng)一下調(diào)至同一負(fù)荷率，調(diào)整后的發(fā)電計(jì)劃如表3所示。
表3 不購買調(diào)峰容量后機(jī)組計(jì)劃出力值
Table 3 The planned output value of generator units without purchasing peak load adjustment capacity
測(cè)算A省火電機(jī)組的調(diào)峰效用時(shí)參照甘肅省相關(guān)參數(shù)，火電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)取甘肅省2018年的297.8元/（MW·h）；依據(jù)2018年12月甘肅省的電煤價(jià)格指數(shù)501.55元/t，得到標(biāo)煤價(jià)格為638.34元/t。根據(jù)式（6）計(jì)算得到各火電機(jī)組的運(yùn)行費(fèi)用及調(diào)峰效用如表4所示。
表4 A省火電機(jī)組的調(diào)峰效用
Table 4 Peak regulating utility of energy-saving thermal power units in Province A
測(cè)算風(fēng)電和光伏發(fā)電電量修正系數(shù)時(shí)同樣以甘肅省為依據(jù)，2018年甘肅省風(fēng)電和光伏的實(shí)際利用小時(shí)數(shù)分別為1807 h和1397 h，國家核定保障性收購小時(shí)數(shù)分別為1800 h和1500 h。根據(jù)式（12）、（13），風(fēng)電和光伏發(fā)電的修正系數(shù)分別為1.007和0.897。
根據(jù)式（10）求解方程組，得到各修正系數(shù)需滿足的關(guān)系為 k2=1.5k1，k3=2.3k1 。
市場(chǎng)初期，為確保新能源能獲取一定的調(diào)峰收益，并減輕調(diào)峰費(fèi)用的分?jǐn)倝毫?，考慮到新能源單位上網(wǎng)電量分?jǐn)偟恼{(diào)峰費(fèi)用不超過火電機(jī)組的單位上網(wǎng)電量的分?jǐn)傎M(fèi)用，針對(duì)平均負(fù)荷率在第1檔的火電機(jī)組，其修訂系數(shù)應(yīng)當(dāng)不小于新能源的修訂系數(shù)，同時(shí)該檔位的火電機(jī)組負(fù)荷率接近有償調(diào)峰基準(zhǔn)，不應(yīng)過多承擔(dān)調(diào)峰費(fèi)用，k1可等于新能源的修訂系數(shù)。在本算例中，風(fēng)電的修正系數(shù)為1.007，因此k1取近似值為1，A省各跨省調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)傊黧w的修正系數(shù)、修正電量和分?jǐn)傎M(fèi)用的測(cè)算結(jié)果如表5所示。
表5 考慮電量修正后的分?jǐn)偨Y(jié)果
Table 5 The allocation results after electricity revision
當(dāng)不考慮電量修正時(shí)，即每個(gè)調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)傊黧w的修正系數(shù)均為1，按實(shí)際發(fā)電量分?jǐn)傉{(diào)峰費(fèi)用，則分?jǐn)偨Y(jié)果如表6所示。
表6 不考慮電量修正的分?jǐn)偨Y(jié)果
Table 6 The allocation results without considering electricity revision
由此可知，基于修正電量確定的跨省調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)偨Y(jié)果，不僅能使省內(nèi)有償調(diào)峰基準(zhǔn)以上的火電機(jī)組獲得一定的凈調(diào)峰效用，以保證跨省調(diào)峰交易的可持續(xù)性，同時(shí)能使各火電機(jī)組單位未調(diào)峰電量分?jǐn)偟囊恢?，?shí)現(xiàn)火電企業(yè)“少調(diào)峰多分?jǐn)偂?，從而保證調(diào)峰費(fèi)用分?jǐn)偟墓叫浴?
4.2 市場(chǎng)運(yùn)行情況分析
截至2019年年底，西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)有償調(diào)峰交易6230筆，調(diào)峰電量40.26億kW·h，調(diào)峰費(fèi)用共計(jì)52621.65萬元。除此之外，啟停調(diào)峰9臺(tái)次，合計(jì)費(fèi)用1080萬元。虛擬儲(chǔ)能目前以甘肅蘭鋁電廠為試點(diǎn)，總計(jì)調(diào)峰電量2297.5 MW·h，費(fèi)用11.51萬元。全年各月市場(chǎng)交易情況如圖3所示。相比于市場(chǎng)開展前，預(yù)計(jì)年度有償調(diào)峰空間為95.81億kW·h。市場(chǎng)開展初期，有償調(diào)峰交易電量占預(yù)計(jì)有償調(diào)峰空間的42%左右，說明所設(shè)計(jì)的調(diào)峰市場(chǎng)機(jī)制能有效促進(jìn)市場(chǎng)主體挖掘調(diào)峰空間。
圖3 西北電網(wǎng)調(diào)峰輔助服務(wù)運(yùn)行情況
Fig.3 Operation of peak regulation auxiliary service in Northwest Power Grid
調(diào)峰市場(chǎng)交易主要集中在4月—11月，而11月—次年3月，省間調(diào)峰需求量較少。主要由于冬季光伏電站發(fā)電量減少，且西北區(qū)域內(nèi)冬季采暖負(fù)荷需求增大。
4.3 市場(chǎng)運(yùn)行評(píng)估指標(biāo)分析
根據(jù)市場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，從2項(xiàng)典型評(píng)價(jià)指標(biāo)[17-20]分析西北調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)行效果。
4.3.1 勒納指數(shù)LI
價(jià)格是反映市場(chǎng)勢(shì)力的一個(gè)重要指標(biāo)，但在不同市場(chǎng)中，甚至是同一市場(chǎng)的不同時(shí)段，價(jià)格都會(huì)發(fā)生變化。一個(gè)較好的方法是將電價(jià)與發(fā)電邊際成本相比較。如果價(jià)格明顯高于邊際成本，則說明存在市場(chǎng)力。任何企業(yè)經(jīng)營的目的都是利潤最大化，企業(yè)應(yīng)獲取合理的利潤，因此價(jià)格可以比邊際運(yùn)行成本高。勒納指數(shù)反映價(jià)格與邊際成本的相對(duì)水平，根據(jù)輔助服務(wù)的市場(chǎng)交易價(jià)或者合同價(jià)和其生產(chǎn)成本，得到輔助服務(wù)市場(chǎng)的勒納指標(biāo)為
勒納指數(shù)LI在0和1之間變動(dòng)。在完全競(jìng)爭市場(chǎng)中，價(jià)格等于邊際成本，勒納指數(shù)為0；在完全壟斷市場(chǎng)中，勒納指數(shù)會(huì)大一些，但不會(huì)超過1。勒納指數(shù)越大，越趨于1，則市場(chǎng)競(jìng)爭程度越低，壟斷性越強(qiáng)，市場(chǎng)效率越差。根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)分析，西北調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)一檔火電有償調(diào)峰電量占比85%左右，其勒納指數(shù)LI為0.167；二、三檔火電有償調(diào)峰的勒納指數(shù)有所升高。在西北調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)在初期運(yùn)行階段，市場(chǎng)壟斷性較弱，市場(chǎng)競(jìng)爭度良好。隨著十三五期間新能源裝機(jī)規(guī)模的擴(kuò)大，市場(chǎng)調(diào)峰需求量將不斷攀升，考慮適當(dāng)通過擴(kuò)大調(diào)峰供給方規(guī)模、改善機(jī)組性能等措施，保持西北調(diào)峰市場(chǎng)良好競(jìng)爭度。
4.3.2 價(jià)格波動(dòng)性指標(biāo)
區(qū)域輔助服務(wù)市場(chǎng)的交易價(jià)格隨市場(chǎng)供需情況而變動(dòng)，價(jià)格的波動(dòng)性[21]直接影響市場(chǎng)成員在參與市場(chǎng)過程中的收支情況，給市場(chǎng)成員帶來一定的風(fēng)險(xiǎn)。價(jià)格波動(dòng)性作為衡量市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)性的一項(xiàng)重要指標(biāo)，主要反映的是市場(chǎng)成員參與市場(chǎng)交易的收益與虧損的不確定性。價(jià)格波動(dòng)性可以用統(tǒng)計(jì)學(xué)中的標(biāo)準(zhǔn)差 σ 來衡量，表示為
式中：Xi 為某輔助服務(wù)商提供的輔助服務(wù)的成交價(jià)格；圖片表示期望值；n 為輔助服務(wù)市場(chǎng)中輔助服務(wù)成交商的總個(gè)數(shù)。
西北電網(wǎng)2019年上半年市場(chǎng)出清價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)差如圖4所示。
圖4 火電、水電價(jià)格1—5月波動(dòng)情況
Fig.4 Price fluctuation of thermal power and hydropower from January to May
由圖4可知，水電及火電一檔、二檔的有償調(diào)峰出清價(jià)格標(biāo)準(zhǔn)差均小于0.1，波動(dòng)性??；火電三檔有償出清價(jià)格由于申報(bào)價(jià)格區(qū)間上下限差異較大，不同機(jī)組采用不同的報(bào)價(jià)策略，因此波動(dòng)性較大但符合預(yù)期?？傮w來看，西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)出清價(jià)格穩(wěn)定，波動(dòng)性小，市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)較小，有利于吸引市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)交易。
5 結(jié)語
長期以來，棄風(fēng)棄光率高居不下一直是西北電網(wǎng)亟須解決的重要難題。西北省間調(diào)峰市場(chǎng)的建立，為深挖區(qū)域內(nèi)機(jī)組調(diào)峰能力，解決新能源消納困境提供了市場(chǎng)化手段。同時(shí)，西北省間調(diào)峰市場(chǎng)將水電機(jī)組以“群”模式納入省間調(diào)峰市場(chǎng)，并根據(jù)西北大工業(yè)用戶特性，首次提出自備電廠虛擬儲(chǔ)能消納機(jī)制，充分挖掘區(qū)域內(nèi)電網(wǎng)調(diào)峰空間，符合國家清潔能源消納計(jì)劃的要求。
目前西北省間調(diào)峰市場(chǎng)采用的是接收方報(bào)量不報(bào)價(jià)的形式，一定程度上不利于市場(chǎng)主體充分開展市場(chǎng)自由競(jìng)爭。隨著市場(chǎng)主體意識(shí)的發(fā)展成熟，有望通過增設(shè)市場(chǎng)品種與市場(chǎng)主體，進(jìn)一步建立健全市場(chǎng)機(jī)制。
