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发电环境成本:发电环境成本是调度计划消耗燃料产生的环境成本;
弃风/光环境成本:弃风/光环境成本是指弃风/光的环境效益,即弃风/光量等效火电发电产生的环境成本。
3)风险成本:风险成本是当新能源波动超过调度计划消纳能力而采用的弃风/光或切负荷措施带来的成本。
4)综合成本:综合成本是指将发电成本、环境成本和风险成本之和。
在鲁棒调度中,不确定集是鲁棒调度结果所必须满足的新能源出力波动集合,其范围越大,调度计划消耗燃料越多,应对新能源波动的能力越强,风险成本越低,发电成本和环境成本越高;相反,其范围越小,调度计划消耗燃料越少,应对新能源波动的能力越弱,风险成本越高,发电成本越低。因此如何确定新能源最优不确定集是问题关键所在。
绿色电力调度其他技术细节可参考作者所负责国家863计划课题科技报告(编号713806039-2012AA050201/04)。
图1绿色电力调度框图
市场环境下的绿色电力调度
2015年3月15日,中共中央和国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号,后称9号文件),并先后确定在深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州七个省区开展以输配电价改革和售电侧市场开放为重点的试点,拉开了新一轮电力体制改革的序幕。以往的节能发电调度或绿色电力调度都采用计划经济模式下的行政手段来完成,难以适应市场经济环境,需要根据9号文件指导精神研究市场环境下的绿色电力调度方案。
9号文件规定将分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成,“参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分组成。”“按照接入电压等级,能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易,参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准,不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。进一步完善和创新制度,支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电。”
9号文件从市场主体准入标准上加以控制,客观上有利于绿色电力调度的实施。此外,应该采用新能源补贴、碳排放权交易、排污税(费)(或称庇古税)等多种途径保证环保高效的发电机组在市场竞争中更具优势。由于发电企业与售电主体或用户的双方(或多方)直接交易往往都采用中长期合同的形式,最后仍需通过日前、日内调度来实现,因此图1的绿色电力调度框架可以保持不变,但这时的年度计划、月度计划将由市场主体间的合同来替代。如果随着市场化改革的深化,需要进行短期和即时交易,图1的绿色电力调度框架要进行相应调整,建立与不同时间尺度相对应的日前市场、日内市场和实时市场。
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