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假设电力用户不参与现货市场时,用电量全部执行电网销售的目录电价,以甘肃省110 kV的大工业用户的平段电网销售电价为例,取目录电价为443.2元/MWh。考虑到开展双边现货市场前,电力用户对于现货价格的预测依据主要来源单边现货市场的出清信息,参与现货市场后电力用户的用电价格等于节点电价和输配电价之和,本文取甘肃电网110 kV大工业用电的输配电价128.7元/MWh。进而结合单边现货市场的系统边际出清价格、输配电价、目录电价以及上述各时段的需求价格弹性系数,同时考虑电力用户调整后的负荷需求,最大值和最小值不超过原用电负荷的最大值和最小值,得到在双边现货市场中,本系统的用电负荷曲线如图6所示。
用户侧调整用电曲线参与现货市场后,新能源在现货市场的中标出力曲线如图7所示,系统边际出清电价如图8所示。
4.4 结果分析
从电网系统负荷的峰谷特性来看,根据甘肃电网的高峰、平段、低谷3个时段的划分,高峰时段为每天8:00-11:30、15:00-16:00、18:30-22:00,低谷时段为23:00-次日7:00,其余时间为平段,则单边现货市场和双边现货市场下,系统市场用户在不同时段的用电情况如表4所示。
由上表可知,开展双边现货市场后,系统中的市场用户在低谷时段的用电量明显提升,有利于消纳夜间大发的风电资源;在高峰时段,系统用电负荷主要在日间光伏发电的时段有所提升,有利于促进光伏电量的大量消纳;由于平段主要处于日间,因此系统用电负荷的提升也可促进光伏发电的消纳。
从新能源实际消纳情况来看,单边现货市场和双边现货市场中,弃风弃光情况如表5所示。可见,系统用户根据现货价格信号调整用电需求后,可减少弃风电量3 585.86 MWh、弃光电量1 561.05 MWh。
从节点电价来看,用户侧参与现货市场后,以所在节点的节点电价作为结算价格,该运行日内,系统中各电力用户所在节点的平均价格如表6所示。可见,在电源相对集中的节点附近,特别是新能源场站附近,用户所在节点的节点电价更低。
从用电成本方面来看,假设在单边现货市场中,系统用户按目录电价与电网公司结算用电量,则系统用户单位电量的购电成本为443.2元/MWh;电力用户作为价格接受者参与现货市场后,实际用电量均按照现货价格加输配电价结算,则系统用户平均购电成本为339.76元/MWh。
综上所述,在高比例风光新能源地区,新能源出力和市场出清电价之间具有较强的负相关性,若允许用户侧参与现货交易,则能够形成与新能源的出力曲线更加匹配的系统负荷曲线,增加新能源消纳空间。通过对电力用户执行节点电价,不仅能够降低用户侧的用电成本,同时能够引导在不同空间节点的用户合理用电,促进新能源就近消纳、缓解电网阻塞。
5 结论及建议
本文以甘肃省为例,基于高比例新能源地区特性和电力市场现状,分析了新能源市场化消纳现状以及现货市场机制的改进方向,针对大规模新能源消纳的需求,提出以发用电双边参与的现货市场机制,包含组织方式、中长期合约分解、出清模型、价格和结算机制。采用IEEE-39节点的系统模型,模拟单边现货市场和双边现货市场机制下高比例风光新能源电力系统的现货市场的出清。算例分析表明,双边现货市场机制可节约电力用户的用电成本,激励用户形成对新能源发电友好的用电曲线,有效促进高比例风光新能源电力的消纳,通过节点电价反映电能的空间价值、促进新能源就近消纳。
未来,随着电力市场的成熟运行和交易范围的扩大,将进一步完善高比例风光新能源现货市场机制。
1)加快构建发电侧市场力监管体系,防止发电侧联盟导致现货价格大幅上涨,导致用电企业成本负担增加,降低市场运行效率和资源配置效率。通过科学全面的市场力监管,形成能真实反映市场供需的电力价格,使电力用户更合理地使用、消费电能。
2)加大用户侧参与现货市场的深度,逐步过渡到用户侧以“报量报价”方式参与现货市场,促进电力用户与新能源高效互动,使生产成本低的电力用户多消纳新能源,以尽可能小的社会成本消纳更多的新能源电力。
3)建立调频、备用等辅助服务与电能量在现货市场中的一体化出清机制,实现现货与辅助服务的联合出清,扩大新能源在更短周期内的消纳途径。
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