中國儲能網(wǎng)訊：西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場機制設(shè)計與實踐
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 電機系，北京 100084）
摘要：長期以來，西北電網(wǎng)棄風、棄光問題突出，西北各?。▍^(qū)）的電源裝機特性和用電特性具有互補互濟的特點，迫切需要建設(shè)調(diào)峰輔助服務(wù)市場以消納更多的清潔能源。重點介紹西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場的設(shè)計背景、基本原則與基本理念，并針對市場品種設(shè)計機理進行深入探討?；凇罢l受益，誰承擔成本”的原則，設(shè)計考慮調(diào)峰效用的費用分攤方式，在一定程度上保證市場運行的公平性。通過算例以及實踐運行表明，所設(shè)計的市場機制有助于促進省間調(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)市場機制設(shè)計與實踐[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，擁有豐富的風力資源和充足的光照環(huán)境，是發(fā)展風電、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，對電力系統(tǒng)的運行、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)新能源累計裝機容量10309萬kW，棄光率同比下降2.3個百分點至5.9%，棄風率同比下降5.2個百分點至5.3%[1-2]。盡管外送通道的建立為促進清潔能源消納提供了一定空間，但隨著清潔能源裝機容量的不斷提升，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)動網(wǎng)內(nèi)機組參與調(diào)峰的積極性。因此，迫切需要采用市場機制進行利益合理分配，實現(xiàn)調(diào)峰資源的優(yōu)化配置。
調(diào)峰市場對調(diào)節(jié)電力負荷峰谷差、有效促進清潔能源消納具有重要作用，是近年來學者研究的重點與關(guān)注的熱點。文獻[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)市場的運營規(guī)則及運營狀況；文獻[5]對比分析了中國傳統(tǒng)調(diào)峰補償機制、東北及華北調(diào)峰市場補償機制，并提出了適用范圍更廣泛的調(diào)峰市場機制；文獻[6-8]研究了調(diào)峰市場的成本定價與費用分攤機制；文獻[9]建立了風電并網(wǎng)系統(tǒng)的區(qū)域間調(diào)峰互濟調(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[10]分析了不同情況下燃煤機組調(diào)峰效益；文獻[11]分析了深度調(diào)峰變化工況下，330 MW火電機組協(xié)調(diào)控制方法。雖然以上文獻針對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，但針對西北調(diào)峰輔助服務(wù)市場討論并不多。
本文緊密結(jié)合西北電網(wǎng)實際情況，介紹西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場的設(shè)計原理與基本理念，分析市場品種以及市場費用分攤的設(shè)計機理，采用算例分析西北調(diào)峰輔助服務(wù)市場費用分攤的原理，并結(jié)合評價指標，對西北電網(wǎng)調(diào)峰市場運行效率進行分析。
1 市場設(shè)計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)峰市場在省內(nèi)調(diào)峰市場之后開展，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，誰承擔成本”的原則，考慮市場主體經(jīng)濟承受能力，進行費用分攤。
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)，陜西火電裝機容量占比最高，占該省裝機容量的73%；甘肅新能源裝機占比最高，而省內(nèi)用電負荷增長乏力；青海水電裝機占比最高；新疆的總裝機容量最大，且火電的裝機容量占比較高；寧夏的水電機組較少，大部分為火電以及新能源機組。從負荷特性分析來看，寧夏、甘肅、青海最高負荷出現(xiàn)在冬季，陜西最高負荷出現(xiàn)在夏季，各省之間在季節(jié)時間尺度上存在互補特性；從日內(nèi)負荷特點來看，陜西、甘肅負荷變化相對較大，其余各個?。▍^(qū)）日內(nèi)負荷相對比較平穩(wěn)；從最低、最高負荷日內(nèi)時間分布來看，各省冬季最高負荷時間較為統(tǒng)一，調(diào)峰較為困難，而夏季最高（低）負荷、冬季最低負荷均存在時間差異，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、負荷特性的差異給實現(xiàn)跨省調(diào)峰提供了基礎(chǔ)，同時，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容量過高，新能源的反調(diào)峰特性對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)火電機組長期處于壓出力運行，經(jīng)濟利益得不到合理保障。因此，西北調(diào)峰市場的基本理念為：在利用省間調(diào)峰資源互補的基礎(chǔ)上，調(diào)節(jié)調(diào)峰供求雙方經(jīng)濟效益分配，給予調(diào)峰機組合理補償，從而實現(xiàn)西北電網(wǎng)新能源積極消納與調(diào)峰市場健康持續(xù)運行。
在進行市場機制設(shè)計時，一方面，要充分發(fā)揮稀缺資源的價值，必須從市場交易品種的設(shè)計以及參與方式出發(fā)，為具備調(diào)峰能力的機組設(shè)計與之相適應(yīng)的市場品種以及市場參與方式，充分激勵機組參與調(diào)峰市場；另一方面，從市場費用分攤來看，調(diào)峰需求省的省內(nèi)所有電源企業(yè)都有承擔電網(wǎng)調(diào)峰的義務(wù)，即跨省調(diào)峰費用應(yīng)該由省內(nèi)所有機組進行分攤，各類機組的分攤方式，既要符合科學、合理的原則，又要“以分攤促消納”，從分攤角度間接激勵機組參與調(diào)峰。
因此，如何結(jié)合西北電網(wǎng)特性，設(shè)計滿足各類機組運行特性的市場品種；如何調(diào)配各類機組分攤比例，滿足市場設(shè)計的激勵相容原理是需要重點考慮的問題。
2 市場規(guī)則設(shè)計
2.1 市場品種
火電機組可以通過“調(diào)減出力”方式提供調(diào)峰服務(wù)。一般情況下，火電機組最小技術(shù)出力為50%負荷率，低于最小技術(shù)出力范圍時，火電機組由于燃燒不穩(wěn)等原因需要增加燃燒成本。因此，應(yīng)以50%負荷率為分界點，對火電機組提供的調(diào)峰服務(wù)加以區(qū)分。另外，各省火電機組參與跨省調(diào)峰將對省內(nèi)火電機組發(fā)電量產(chǎn)生影響，需要兼顧火電機組年度基數(shù)電量合約的完成情況。
水電機組具備一定的調(diào)節(jié)能力，但是由于西北區(qū)域內(nèi)黃河等梯級流域的限制，單臺水電機組或單座水電廠參與調(diào)峰勢必影響上下游水電機組出力計劃，水電機組參與調(diào)峰需要兼顧梯級流域的影響。
西北電網(wǎng)除水電及火電機組之外，還有總裝機容量3817萬kW自備電廠，占西北發(fā)電總裝機的29.53%。自備電廠目前參與市場的方式主要為發(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，在一定程度上促進了新能源消納。從自備電廠機組類型來看，自備電廠具備參與系統(tǒng)調(diào)峰的潛力。針對自備電廠的特殊性，需要設(shè)計相應(yīng)的調(diào)峰市場交易品種，激勵自備電廠參與調(diào)峰市場。
考慮上述因素，在進行市場設(shè)計過程中，西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場設(shè)計了有償調(diào)峰、啟停調(diào)峰、虛擬儲能3類市場品種。下面主要對有償調(diào)峰以及虛擬儲能進行重點闡述。
2.1.1 有償調(diào)峰
有償調(diào)峰包括火電機組有償調(diào)峰以及水電機組有償調(diào)峰?？紤]到火電機組50%負荷率的界限以及基數(shù)電量完成的約束，在火電機組的有償調(diào)峰中，本市場設(shè)計中主要考慮：50%負荷率及以上產(chǎn)生的調(diào)峰電量予以追補，并以月度為單位進行滾動平衡；而50%負荷率以下產(chǎn)生的調(diào)峰電量不予追補，作為替發(fā)電量，從當月發(fā)電計劃中核減。
對于參與省間調(diào)峰的50%負荷率以上的火電機組，總發(fā)電量保持不變，并能從調(diào)峰市場獲取一定收益。在50%負荷率以下的火電機組深調(diào)方式，發(fā)電量不進行追補，本質(zhì)上進行的是發(fā)電權(quán)替代交易。在火電機組參與調(diào)峰市場機制設(shè)計中，不對火電機組參與省間調(diào)峰的形式進行“一刀切”劃定，使得各市場主體可以根據(jù)基數(shù)電量完成情況，合理選擇參與調(diào)峰市場的方式，清晰評估其在不同負荷率下參與市場帶來的效益，充分發(fā)揮市場主體的自主選擇權(quán)。
在水電機組有償調(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”的模式運行，即分中心根據(jù)黃河水利委員會的水庫計劃確定月度發(fā)電計劃。因此，網(wǎng)內(nèi)水電機組可以以“群”模式參與有償調(diào)峰，即將參與調(diào)峰的水電機組群當作一個電廠，由調(diào)度機構(gòu)整體把控出力調(diào)整計劃，根據(jù)水電機群的可調(diào)節(jié)容量，參與調(diào)峰市場申報?！叭骸蹦Ｊ綖樗姍C組參與調(diào)峰提供了可行方式，進一步挖掘了系統(tǒng)調(diào)峰能力。
2.1.2 虛擬儲能
針對自備電廠參與調(diào)峰，本市場設(shè)計過程中提出了虛擬儲能交易模式。
自備電廠發(fā)電權(quán)交易中，當新能源電量賣出價格低于自備電廠自身發(fā)電成本與輸配電費用之和時，自備電廠可獲得相應(yīng)的價差收益[12]。隨著棄風棄光電量的下降，新能源電量賣出價格會相應(yīng)提升。當自備電廠發(fā)電成本與輸配電費用之和等于新能源電量賣出價格時，自備電廠不再從發(fā)電權(quán)交易中獲利。此時，自備電廠不再參與發(fā)電權(quán)交易，即無法促進新能源消納。
基于上述情況，在本市場設(shè)計過程中，提出虛擬儲能交易模式。虛擬儲能交易模式是在日前或更短時間維度上，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，自備電廠削減出力，而新能源發(fā)電低谷時，再多發(fā)出力，追補自備電廠計劃電量，自備電廠總電量計劃保持不變。虛擬儲能本質(zhì)上是通過自備電廠發(fā)用電計劃的“時空平移”，實現(xiàn)新能源靈活存取的儲能效果。在日前階段，自備電廠根據(jù)自身生產(chǎn)計劃以及發(fā)電預(yù)計劃，向本?。▍^(qū)）電力調(diào)度機構(gòu)提交次日虛擬儲能曲線，即帶時標的跨省可調(diào)峰電量。本省調(diào)度機構(gòu)將通過安全校核的自備電廠虛擬儲能計劃提交至分中心。分中心將虛擬儲能可調(diào)峰能力與實際跨省調(diào)峰需求進行匹配出清，并將出清結(jié)果下發(fā)至各?。▍^(qū)）電力調(diào)控中心。各?。▍^(qū)）電力調(diào)控機構(gòu)據(jù)此修改省內(nèi)自備電廠次日出力計劃，自備電廠按照調(diào)度下發(fā)的出力計劃進行發(fā)電。具體交易流程如圖1所示。
圖1 自備電廠參與虛擬儲能交易流程
Fig.1 Flowchart for self-provided power plants to participate in virtual energy storage trading
在費用結(jié)算設(shè)計環(huán)節(jié)，針對自備電廠上下網(wǎng)電價不一致問題，虛擬儲能建議采取“上下網(wǎng)電量不變+虛擬儲能服務(wù)費”的方式對自備電廠進行結(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能可根據(jù)參與電量獲得虛擬儲能服務(wù)費。該種結(jié)算方式有效規(guī)避了上下網(wǎng)電價不一致對自備電廠造成的損益。由于上下網(wǎng)電量不變對企業(yè)自身生產(chǎn)計劃影響較小，有效激發(fā)了自備電廠參與調(diào)峰的積極性。
在市場起步初期，虛擬儲能模式以試點進行推廣，且出力調(diào)整計劃以調(diào)度機構(gòu)進行安全校核后執(zhí)行。
2.2 市場費用結(jié)算
市場費用結(jié)算涉及市場主體的切身利益，是市場主體關(guān)注的重要環(huán)節(jié)之一。對于調(diào)峰提供方，市場費用的結(jié)算可以直接依據(jù)市場出清價格以及實際執(zhí)行效果進行結(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，誰承擔成本”的原則，所有電廠都有承擔電網(wǎng)調(diào)峰的義務(wù)以及責任。對于不承擔或無法承擔電網(wǎng)調(diào)峰的電廠，應(yīng)作為分攤方承擔本省跨省調(diào)峰需求的費用。因此，西北跨省調(diào)峰費用分攤方主要為省內(nèi)負荷率大于深度調(diào)峰基準（初期為50%）的火電廠、無法承擔調(diào)峰的風電場和光伏電站以及部分省份如甘肅、青海的水電廠。
各類電源的分攤系數(shù)是市場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)行不同的分攤系數(shù)。西北各省區(qū)的分攤方法基本一致，只是具體分攤系數(shù)略有不同。以火電機組以及新能源機組為例，介紹西北省間調(diào)峰市場費用的分攤方式。
機組主要通過并網(wǎng)發(fā)電獲得電能量收益，從調(diào)峰市場角度來看，分攤金額與發(fā)電量密切相關(guān)，各電廠調(diào)峰分攤金額與發(fā)電量呈正相關(guān)關(guān)系，需要結(jié)合不同電源類型進行電量修正。即有
式中：Ai 為第 i 臺機組應(yīng)承擔的省間調(diào)峰費用；Di 為第 i 臺機組修正發(fā)電量；Df_all 為省內(nèi)參與分攤的所有火電廠修正后的總發(fā)電量；EN_all 為參與分攤的所有風電場、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行綜合評定。
（1）火電廠分攤方法?；痣姍C組運行在不同負荷率對應(yīng)的煤耗不同，50%負荷率以上火電機組隨負荷率的升高，其邊際煤耗處于下降趨勢。因此，參與分攤的火電廠應(yīng)根據(jù)深度調(diào)峰交易期內(nèi)的實際負荷率，依次加大分攤比重。本市場設(shè)計過程中，根據(jù)西北火電機組平均負荷率情況，分3檔（負荷率在低于60%、60%~70%、高于70%，修正系數(shù)依次為k1，k2，k3）加大分攤比重，進行“階梯式”分攤。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)峰市場的區(qū)別
表1從市場定位、市場品種、出清方式、分攤對象對華東、東北、華北與西北調(diào)峰市場進行對比。
表1 華東、東北、華北、西北調(diào)峰市場的區(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)市場本質(zhì)上都是以促進新能源消納以及保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行為首要目的。在市場品種設(shè)計上均以火電機組有償調(diào)峰為主；在出清方式上，華東、華北調(diào)峰市場執(zhí)行統(tǒng)一出清，而東北和西北調(diào)峰根據(jù)機組負荷率不同，區(qū)分不同等級的調(diào)峰檔位進行出清。在分攤對象上，華東調(diào)峰市場未區(qū)分不同類型機組，按照“電量分攤”的原則進行費用分攤；東北、華北、西北電網(wǎng)考慮不同類型機組的特性，區(qū)分了不同類型機組的分攤方式。相比于華東、東北、華北調(diào)峰市場，西北電網(wǎng)提出虛擬儲能調(diào)峰市場品種，將自備電廠納入調(diào)峰市場提供方，有效擴充調(diào)峰市場主體范圍，提升系統(tǒng)調(diào)峰能力。
3.2 調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場的關(guān)系
調(diào)峰輔助服務(wù)本質(zhì)以及定位是以市場的方式促進可再生能源消納，尤其是針對隨機波動性比較大的風電和光伏。而現(xiàn)貨市場的本質(zhì)為通過市場競爭方式，反映不同時空下電力資源所具備的價值。兩者都是通過市場競爭形成合理的補償價格，實現(xiàn)調(diào)峰資源或電力資源的優(yōu)化配置。
從開展時序來看，2個市場開展時序為“先現(xiàn)貨、后調(diào)峰”，調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場相互獨立，單獨出清。省內(nèi)現(xiàn)貨市場出清決定機組次日分時出力計劃以及對應(yīng)的電價，當省內(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)峰市場交易，通過非可再生資源（主要是火電機組）下調(diào)出力，得到調(diào)峰市場對應(yīng)的價格和新增消納空間，以促進可再生能源消納。
與此同時，根據(jù)中國“統(tǒng)一市場、兩級運作”的市場建設(shè)框架，省間市場出清結(jié)果作為省內(nèi)市場開展的邊界條件[15-16]。省間現(xiàn)貨市場的定位是進一步挖掘省間通道輸電潛力，促進可再生能源消納。然而，省間調(diào)峰市場本質(zhì)上是通過進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個市場之間存在一定的重復(fù)性。隨著省間現(xiàn)貨市場的建立，很可能擠壓省間調(diào)峰市場交易空間。
4 市場分攤算例及運行實踐分析
4.1 分攤修正系數(shù)算例分析
以裝機容量1000 MW、600 MW和330 MW的燃煤火電廠為樣本，利用其在不同負荷下的發(fā)電煤耗量測數(shù)據(jù)分析火電機組在不同負荷率下的平均發(fā)電煤耗，分析結(jié)果如圖2所示。
圖2 不同負荷率下火電機組的平均發(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，進行分攤系數(shù)的測算。假設(shè)根據(jù)日前發(fā)電計劃，以1 h為考察期，在日內(nèi)T時段A省涉及調(diào)峰費用分攤的發(fā)電機組的負荷率及發(fā)電功率如表2所示。表中3臺機組根據(jù)平均發(fā)電煤耗曲線計算其發(fā)電成本。
表2 機組日前計劃負荷率及發(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、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)電及棄風棄光情況，假設(shè)A省風電計劃發(fā)電功率為230 MW，光伏發(fā)電計劃功率為100 MW，新能源場站因天氣變化的原因，在T時段的最大出力預(yù)測值將大于計劃出力值，調(diào)用完省內(nèi)調(diào)峰市場出清的調(diào)峰資源后，仍存在54 MW·h的棄風和14 MW·h的棄光電量。
為消納棄風、棄光電量，A省作為調(diào)峰需求省，通過跨省調(diào)峰市場購買省外調(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)火電機組出力為A省提供調(diào)峰容量，交易出清電價取西北電網(wǎng)火電跨省調(diào)峰歷史平均出清電價192.01元/（MW·h），則A省需要支付的調(diào)峰費用為12250元。
若A省不購買跨省調(diào)峰資源，則需要對負荷率大于有償調(diào)峰基準的火電1、火電2和火電3的計劃出力值統(tǒng)一下調(diào)至同一負荷率，調(diào)整后的發(fā)電計劃如表3所示。
表3 不購買調(diào)峰容量后機組計劃出力值
Table 3 The planned output value of generator units without purchasing peak load adjustment capacity
測算A省火電機組的調(diào)峰效用時參照甘肅省相關(guān)參數(shù)，火電上網(wǎng)標桿電價取甘肅省2018年的297.8元/（MW·h）；依據(jù)2018年12月甘肅省的電煤價格指數(shù)501.55元/t，得到標煤價格為638.34元/t。根據(jù)式（6）計算得到各火電機組的運行費用及調(diào)峰效用如表4所示。
表4 A省火電機組的調(diào)峰效用
Table 4 Peak regulating utility of energy-saving thermal power units in Province A
測算風電和光伏發(fā)電電量修正系數(shù)時同樣以甘肅省為依據(jù)，2018年甘肅省風電和光伏的實際利用小時數(shù)分別為1807 h和1397 h，國家核定保障性收購小時數(shù)分別為1800 h和1500 h。根據(jù)式（12）、（13），風電和光伏發(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)峰費用的分攤壓力，考慮到新能源單位上網(wǎng)電量分攤的調(diào)峰費用不超過火電機組的單位上網(wǎng)電量的分攤費用，針對平均負荷率在第1檔的火電機組，其修訂系數(shù)應(yīng)當不小于新能源的修訂系數(shù)，同時該檔位的火電機組負荷率接近有償調(diào)峰基準，不應(yīng)過多承擔調(diào)峰費用，k1可等于新能源的修訂系數(shù)。在本算例中，風電的修正系數(shù)為1.007，因此k1取近似值為1，A省各跨省調(diào)峰費用分攤主體的修正系數(shù)、修正電量和分攤費用的測算結(jié)果如表5所示。
表5 考慮電量修正后的分攤結(jié)果
Table 5 The allocation results after electricity revision
當不考慮電量修正時，即每個調(diào)峰費用分攤主體的修正系數(shù)均為1，按實際發(fā)電量分攤調(diào)峰費用，則分攤結(jié)果如表6所示。
表6 不考慮電量修正的分攤結(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)峰費用分攤結(jié)果，不僅能使省內(nèi)有償調(diào)峰基準以上的火電機組獲得一定的凈調(diào)峰效用，以保證跨省調(diào)峰交易的可持續(xù)性，同時能使各火電機組單位未調(diào)峰電量分攤的一致，實現(xiàn)火電企業(yè)“少調(diào)峰多分攤”，從而保證調(diào)峰費用分攤的公平性。
4.2 市場運行情況分析
截至2019年年底，西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場有償調(diào)峰交易6230筆，調(diào)峰電量40.26億kW·h，調(diào)峰費用共計52621.65萬元。除此之外，啟停調(diào)峰9臺次，合計費用1080萬元。虛擬儲能目前以甘肅蘭鋁電廠為試點，總計調(diào)峰電量2297.5 MW·h，費用11.51萬元。全年各月市場交易情況如圖3所示。相比于市場開展前，預(yù)計年度有償調(diào)峰空間為95.81億kW·h。市場開展初期，有償調(diào)峰交易電量占預(yù)計有償調(diào)峰空間的42%左右，說明所設(shè)計的調(diào)峰市場機制能有效促進市場主體挖掘調(diào)峰空間。
圖3 西北電網(wǎng)調(diào)峰輔助服務(wù)運行情況
Fig.3 Operation of peak regulation auxiliary service in Northwest Power Grid
調(diào)峰市場交易主要集中在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)冬季采暖負荷需求增大。
4.3 市場運行評估指標分析
根據(jù)市場實際運行數(shù)據(jù)，從2項典型評價指標[17-20]分析西北調(diào)峰輔助服務(wù)市場運行效果。
4.3.1 勒納指數(shù)LI
價格是反映市場勢力的一個重要指標，但在不同市場中，甚至是同一市場的不同時段，價格都會發(fā)生變化。一個較好的方法是將電價與發(fā)電邊際成本相比較。如果價格明顯高于邊際成本，則說明存在市場力。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，因此價格可以比邊際運行成本高。勒納指數(shù)反映價格與邊際成本的相對水平，根據(jù)輔助服務(wù)的市場交易價或者合同價和其生產(chǎn)成本，得到輔助服務(wù)市場的勒納指標為
勒納指數(shù)LI在0和1之間變動。在完全競爭市場中，價格等于邊際成本，勒納指數(shù)為0；在完全壟斷市場中，勒納指數(shù)會大一些，但不會超過1。勒納指數(shù)越大，越趨于1，則市場競爭程度越低，壟斷性越強，市場效率越差。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)市場在初期運行階段，市場壟斷性較弱，市場競爭度良好。隨著十三五期間新能源裝機規(guī)模的擴大，市場調(diào)峰需求量將不斷攀升，考慮適當通過擴大調(diào)峰供給方規(guī)模、改善機組性能等措施，保持西北調(diào)峰市場良好競爭度。
4.3.2 價格波動性指標
區(qū)域輔助服務(wù)市場的交易價格隨市場供需情況而變動，價格的波動性[21]直接影響市場成員在參與市場過程中的收支情況，給市場成員帶來一定的風險。價格波動性作為衡量市場風險性的一項重要指標，主要反映的是市場成員參與市場交易的收益與虧損的不確定性。價格波動性可以用統(tǒng)計學中的標準差 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)的成交價格；圖片表示期望值；n 為輔助服務(wù)市場中輔助服務(wù)成交商的總個數(shù)。
西北電網(wǎng)2019年上半年市場出清價格標準差如圖4所示。
圖4 火電、水電價格1—5月波動情況
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)峰出清價格標準差均小于0.1，波動性??；火電三檔有償出清價格由于申報價格區(qū)間上下限差異較大，不同機組采用不同的報價策略，因此波動性較大但符合預(yù)期?？傮w來看，西北省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場出清價格穩(wěn)定，波動性小，市場風險較小，有利于吸引市場主體參與市場交易。
5 結(jié)語
長期以來，棄風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)峰市場的建立，為深挖區(qū)域內(nèi)機組調(diào)峰能力，解決新能源消納困境提供了市場化手段。同時，西北省間調(diào)峰市場將水電機組以“群”模式納入省間調(diào)峰市場，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能消納機制，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劃的要求。
目前西北省間調(diào)峰市場采用的是接收方報量不報價的形式，一定程度上不利于市場主體充分開展市場自由競爭。隨著市場主體意識的發(fā)展成熟，有望通過增設(shè)市場品種與市場主體，進一步建立健全市場機制。
