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图1 自备电厂参与虚拟储能交易流程
Fig.1 Flowt for self-provided power plants to participate in virtual energy storage trading
在费用结算设计环节,针对自备电厂上下网电价不一致问题,虚拟储能建议采取“上下网电量不变+虚拟储能服务费”的方式对自备电厂进行结算,即在自备电厂上下网各部分电量不变的基础上,自备电厂参与虚拟储能可根据参与电量获得虚拟储能服务费。该种结算方式有效规避了上下网电价不一致对自备电厂造成的损益。由于上下网电量不变对企业自身生产计划影响较小,有效激发了自备电厂参与调峰的积极性。在市场起步初期,虚拟储能模式以试点进行推广,且出力调整计划以调度机构进行安全校核后执行。
2.2 市场费用结算
市场费用结算涉及市场主体的切身利益,是市场主体关注的重要环节之一。对于调峰提供方,市场费用的结算可以直接依据市场出清价格以及实际执行效果进行结算。本节主要分析调峰接受方的结算方式。依据“谁受益,谁承担成本”的原则,所有电厂都有承担电网调峰的义务以及责任。对于不承担或无法承担电网调峰的电厂,应作为分摊方承担本省跨省调峰需求的费用。因此,西北跨省调峰费用分摊方主要为省内负荷率大于深度调峰基准(初期为50%)的火电厂、无法承担调峰的风电场和光伏电站以及部分省份如甘肃、青海的水电厂。各类电源的分摊系数是市场接收方最重要的可变参数之一。各省可以根据省内各类电源企业的情况执行不同的分摊系数。西北各省区的分摊方法基本一致,只是具体分摊系数略有不同。以火电机组以及新能源机组为例,介绍西北省间调峰市场费用的分摊方式。机组主要通过并网发电获得电能量收益,从调峰市场角度来看,分摊金额与发电量密切相关,各电厂调峰分摊金额与发电量呈正相关关系,需要结合不同电源类型进行电量修正。即有
式中:Ai为第i台机组应承担的省间调峰费用;Di为第i台机组修正发电量;Df_all为省内参与分摊的所有火电厂修正后的总发电量;EN_all为参与分摊的所有风电场、光伏电站修正后的总发电量;A为需求省参与省间调峰需要承担的总金额。
各类电源电量修正方式应结合不同电源收益方式进行综合评定。(1)火电厂分摊方法。火电机组运行在不同负荷率对应的煤耗不同,50%负荷率以上火电机组随负荷率的升高,其边际煤耗处于下降趋势。因此,参与分摊的火电厂应根据深度调峰交易期内的实际负荷率,依次加大分摊比重。本市场设计过程中,根据西北火电机组平均负荷率情况,分3档(负荷率在低于60%、60%~70%、高于70%,修正系数依次为k1,k2,k3)加大分摊比重,进行“阶梯式”分摊。具体修正方式为
式中:Df_j为第j档火电机组修正后的发电量;Bf_j为第j档火电机组实际发电量;kj为第j档修正系数。
火电机组的修正系数的取值主要取决于调峰需求省火电机组的调峰效用。调峰效用由未承担调峰任务的电量确定。对于调峰需求省,负荷率大于有偿调峰基准的火电机组的调峰效用为未承担调峰义务而增加的发电收益。当需求省不购买跨省调峰资源时,该类火电机组在省内调峰市场资源均被调用的情况下,需要承担剩余的调峰义务而下调出力,其发电收益Ci,1[14]为式中:
ρBG_d为调峰需求省的火电上网标杆电价;为机组i的计划发电出力;为不购买调峰时机组i需要承担的义务调峰容量,即实际未承担的调峰容量;Fi(⋅) 为机组j的发电二次成本函数,可表示为
式中:Pi为机组i的实际发电出力;ai、bi、ci为机组i的发电成本函数系数。从省外购买调峰容量后,省内负荷率在有偿调峰基准以上的火电机组可以规避义务调峰造成的出力下调,按原计划发电,则其计划发电收益Ci,2为
则火电机组i的调峰效用为
需要注意的是,不同机组不同时刻对应的分摊调峰费用后火电机组的净调峰效用φi为
分摊调峰费用时,需求省火电机组分摊的调峰费用小于其调峰效用才能保证跨省调峰交易具有可行性,因此火电机组分摊系数的设计需要满足各火电机组分摊调峰费用后的调峰净效用大于零。同时,为保证费用分摊的公平性,使未承担调峰任务越多的机组分摊的费用越多,则各机组单位未承担的调峰容量分摊的费用应相等。综上,火电机组的修正系数需满足的条件为
(2)风电场、光伏电站分摊方法。对于新能源企业,保障性收购办法为新能源企业的收益带来一定的保障。西北电网大部分地区处于《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》划定的I、Ⅱ类地区,然而由于省内负荷有限,跨省通道消纳受限等诸多因素,长期以来,大部分新能源无法达到最低保障性收购小时数。因此,本市场机制设计时,以保障性收购小时数为界限,在保障性收购小时数以下的新能源机组适当降低分摊比例,而在保障性收购小时数以上的新能源机组适当增加分摊比例。新能源修正电量EN_i为
式中:BN_i为风电场、光伏电站月度实际发电量;Te为保障性收购小时数;Ts为实际利用小时数。
3 相关问题探讨
3.1 与华东、东北、华北省间调峰市场的区别
表1从市场定位、市场品种、出清方式、分摊对象对华东、东北、华北与西北调峰市场进行对比。
表1 华东、东北、华北、西北调峰市场的区别
Table 1 The peak regulation differences between east China, northeast China, north China and northwest China
各区域调峰辅助服务市场本质上都是以促进新能源消纳以及保障电网安全稳定运行为首要目的。在市场品种设计上均以火电机组有偿调峰为主;在出清方式上,华东、华北调峰市场执行统一出清,而东北和西北调峰根据机组负荷率不同,区分不同等级的调峰档位进行出清。在分摊对象上,华东调峰市场未区分不同类型机组,按照“电量分摊”的原则进行费用分摊;东北、华北、西北电网考虑不同类型机组的特性,区分了不同类型机组的分摊方式。相比于华东、东北、华北调峰市场,西北电网提出虚拟储能调峰市场品种,将自备电厂纳入调峰市场提供方,有效扩充调峰市场主体范围,提升系统调峰能力。
3.2 调峰市场与现货市场的关系
调峰辅助服务本质以及定位是以市场的方式促进可再生能源消纳,尤其是针对随机波动性比较大的风电和光伏。而现货市场的本质为通过市场竞争方式,反映不同时空下电力资源所具备的价值。两者都是通过市场竞争形成合理的补偿价格,实现调峰资源或电力资源的优化配置。从开展时序来看,2个市场开展时序为“先现货、后调峰”,调峰市场和现货市场相互独立,单独出清。省内现货市场出清决定机组次日分时出力计划以及对应的电价,当省内现货出清结束之后,有调峰需求的情况下组织调峰市场交易,通过非可再生资源(主要是火电机组)下调出力,得到调峰市场对应的价格和新增消纳空间,以促进可再生能源消纳。与此同时,根据中国“统一市场、两级运作”的市场建设框架,省间市场出清结果作为省内市场开展的边界条件[15-16]。省间现货市场的定位是进一步挖掘省间通道输电潜力,促进可再生能源消纳。然而,省间调峰市场本质上是通过进一步挖掘非可再生能源调峰能力,提升可再生能源消纳空间,2个市场之间存在一定的重复性。随着省间现货市场的建立,很可能挤压省间调峰市场交易空间。
4 市场分摊算例及运行实践分析
4.1 分摊修正系数算例分析以装机容量1000 MW、600 MW和330 MW的燃煤火电厂为样本,利用其在不同负荷下的发电煤耗量测数据分析火电机组在不同负荷率下的平均发电煤耗,分析结果如图2所示。
图2不同负荷率下火电机组的平均发电煤耗
Fig.2 Average power generation coal consumption of thermal power units under different load rates
现以某日两省之间的跨省调峰为例,进行分摊系数的测算。假设根据日前发电计划,以1 h为考察期,在日内T时段A省涉及调峰费用分摊的发电机组的负荷率及发电功率如表2所示。表中3台机组根据平均发电煤耗曲线计算其发电成本。
表2 机组日前计划负荷率及发电功率
Table 2 The day ahead planning load rate and power generation capacity of generator units
以西北五省之一的甘肃省为例,2018年全省风电发电量为228.96亿kW·h,光伏发电量为92.97亿kW·h,弃风、弃光量分别为54.47亿kW·h和10.4亿kW·h。参考甘肃省的新能源发电及弃风弃光情况,假设A省风电计划发电功率为230 MW,光伏发电计划功率为100 MW,新能源场站因天气变化的原因,在T时段的最大出力预测值将大于计划出力值,调用完省内调峰市场出清的调峰资源后,仍存在54 MW·h的弃风和14 MW·h的弃光电量。为消纳弃风、弃光电量,A省作为调峰需求省,通过跨省调峰市场购买省外调峰资源消纳本省64 MW·h的富余可再生能源。B省作为调峰供给省,通过下调省内火电机组出力为A省提供调峰容量,交易出清电价取西北电网火电跨省调峰历史平均出清电价192.01元/(MW·h),则A省需要支付的调峰费用为12250元。若A省不购买跨省调峰资源,则需要对负荷率大于有偿调峰基准的火电1、火电2和火电3的计划出力值统一下调至同一负荷率,调整后的发电计划如表3所示。
表3 不购买调峰容量后机组计划出力值
Table 3 The planned output value of generator units without purchasing peak load adjustment capacity
测算A省火电机组的调峰效用时参照甘肃省相关参数,火电上网标杆电价取甘肃省2018年的297.8元/(MW·h);依据2018年12月甘肃省的电煤价格指数501.55元/t,得到标煤价格为638.34元/t。根据式(6)计算得到各火电机组的运行费用及调峰效用如表4所示。
表4 A省火电机组的调峰效用
Table 4 Peak regulating utility of energy-saving thermal power units in Province A
测算风电和光伏发电电量修正系数时同样以甘肃省为依据,2018年甘肃省风电和光伏的实际利用小时数分别为1807 h和1397 h,国家核定保障性收购小时数分别为1800 h和1500 h。根据式(12)、(13),风电和光伏发电的修正系数分别为1.007和0.897。根据式(10)求解方程组,得到各修正系数需满足的关系为k2=1.5k1,k3=2.3k1。
市场初期,为确保新能源能获取一定的调峰收益,并减轻调峰费用的分摊压力,考虑到新能源单位上网电量分摊的调峰费用不超过火电机组的单位上网电量的分摊费用,针对平均负荷率在第1档的火电机组,其修订系数应当不小于新能源的修订系数,同时该档位的火电机组负荷率接近有偿调峰基准,不应过多承担调峰费用,k1可等于新能源的修订系数。在本算例中,风电的修正系数为1.007,因此k1取近似值为1,A省各跨省调峰费用分摊主体的修正系数、修正电量和分摊费用的测算结果如表5所示。
表5 考虑电量修正后的分摊结果
Table 5 The allocation results after electricity revision
当不考虑电量修正时,即每个调峰费用分摊主体的修正系数均为1,按实际发电量分摊调峰费用,则分摊结果如表6所示。
表6 不考虑电量修正的分摊结果
Table 6 The allocation results without considering electricity revision
由此可知,基于修正电量确定的跨省调峰费用分摊结果,不仅能使省内有偿调峰基准以上的火电机组获得一定的净调峰效用,以保证跨省调峰交易的可持续性,同时能使各火电机组单位未调峰电量分摊的一致,实现火电企业“少调峰多分摊”,从而保证调峰费用分摊的公平性。
4.2 市场运行情况分析
截至2019年年底,西北省间调峰辅助服务市场有偿调峰交易6230笔,调峰电量40.26亿kW·h,调峰费用共计52621.65万元。除此之外,启停调峰9台次,合计费用1080万元。虚拟储能目前以甘肃兰铝电厂为试点,总计调峰电量2297.5 MW·h,费用11.51万元。全年各月市场交易情况如图3所示。相比于市场开展前,预计年度有偿调峰空间为95.81亿kW·h。市场开展初期,有偿调峰交易电量占预计有偿调峰空间的42%左右,说明所设计的调峰市场机制能有效促进市场主体挖掘调峰空间。
图3 西北电网调峰辅助服务运行情况
Fig.3 Operation of peak regulation auxiliary service in Northwest Power Grid
调峰市场交易主要集中在4月—11月,而11月—次年3月,省间调峰需求量较少。主要由于冬季光伏电站发电量减少,且西北区域内冬季采暖负荷需求增大。
4.3 市场运行评估指标分析
根据市场实际运行数据,从2项典型评价指标[17-20]分析西北调峰辅助服务市场运行效果。
4.3.1 勒纳指数LI
价格是反映市场势力的一个重要指标,但在不同市场中,甚至是同一市场的不同时段,价格都会发生变化。一个较好的方法是将电价与发电边际成本相比较。如果价格明显高于边际成本,则说明存在市场力。任何企业经营的目的都是利润最大化,企业应获取合理的利润,因此价格可以比边际运行成本高。勒纳指数反映价格与边际成本的相对水平,根据辅助服务的市场交易价或者合同价和其生产成本,得到辅助服务市场的勒纳指标为
式中:为辅助服务的平均价格;CMC为辅助服务的核算成本。勒纳指数LI在0和1之间变动。在完全竞争市场中,价格等于边际成本,勒纳指数为0;在完全垄断市场中,勒纳指数会大一些,但不会超过1。勒纳指数越大,越趋于1,则市场竞争程度越低,垄断性越强,市场效率越差。根据相关数据分析,西北调峰辅助服务市场一档火电有偿调峰电量占比85%左右,其勒纳指数LI为0.167;二、三档火电有偿调峰的勒纳指数有所升高。在西北调峰辅助服务市场在初期运行阶段,市场垄断性较弱,市场竞争度良好。随着十三五期间新能源装机规模的扩大,市场调峰需求量将不断攀升,考虑适当通过扩大调峰供给方规模、改善机组性能等措施,保持西北调峰市场良好竞争度。
4.3.2 价格波动性指标
区域辅助服务市场的交易价格随市场供需情况而变动,价格的波动性[21]直接影响市场成员在参与市场过程中的收支情况,给市场成员带来一定的风险。价格波动性作为衡量市场风险性的一项重要指标,主要反映的是市场成员参与市场交易的收益与亏损的不确定性。价格波动性可以用统计学中的标准差σ来衡量,表示为
图4 火电、水电价格1—5月波动情况
Fig.4 Price fluctuation of thermal power and hyower from January to May
由图4可知,水电及火电一档、二档的有偿调峰出清价格标准差均小于0.1,波动性小;火电三档有偿出清价格由于申报价格区间上下限差异较大,不同机组采用不同的报价策略,因此波动性较大但符合预期。总体来看,西北省间调峰辅助服务市场出清价格稳定,波动性小,市场风险较小,有利于吸引市场主体参与市场交易。
5 结语
长期以来,弃风弃光率高居不下一直是西北电网亟须解决的重要难题。西北省间调峰市场的建立,为深挖区域内机组调峰能力,解决新能源消纳困境提供了市场化手段。同时,西北省间调峰市场将水电机组以“群”模式纳入省间调峰市场,并根据西北大工业用户特性,首次提出自备电厂虚拟储能消纳机制,充分挖掘区域内电网调峰空间,符合国家清洁能源消纳计划的要求。目前西北省间调峰市场采用的是接收方报量不报价的形式,一定程度上不利于市场主体充分开展市场自由竞争。随着市场主体意识的发展成熟,有望通过增设市场品种与市场主体,进一步建立健全市场机制。(责任编辑 李博)
作者介绍
马晓伟(1978—),男,硕士,高级工程师,从事电网调控运行工作,E-mail:maxw@nw.sgcc.com.cn;
★
薛晨(1986—),女,高级工程师,从事调度计划和新能源消纳管理工作,E-mail:xuec@nw.sgcc.com.cn;
★
任景(1982—),女,硕士,高级工程师,从事调度计划和新能源消纳管理工作,E-mail:renj@nw.sgcc.com.cn;
★
张小东(1980—),男,回族,硕士,高级工程师,从事电力系统运行与控制研究,E-mail:zhangxd@nw.sgcc.com.cn;
★
夏清(1957—),男,教授,博士生导师,IEEE高级会员,从事智能电网、发电计划、电力规划、电力市场、负荷预测等研究,E-mail:qingxia@tsinghua.edu.cn.
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