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在该模型中,第15时段为最小负荷300兆瓦,第42时段为最大负荷399.8兆瓦,并假设风电出力30兆瓦只发生在15时段。
模式1:传统计划调度模式。如果既不采用现货市场,也不启动调峰市场,并且限制火电功率仅降至50%,考虑高峰低谷负荷需求,按照经济调度原则会安排G1、G2运行,在15时段两台机组均无法降低出力,只能选择弃风,此时全天发电总成本为204.94万元(如图1所示)。
模式2:现货市场模式。在该模式中,不设置调峰市场且机组首段报价出力不受50%的限制,机组申报任何出力均可用于定价,市场出清结果如图2所示。由于机组均将最小出力30%作为报价首段,两台机组的最小出力和加上风电出力小于系统低谷时的负荷,运行G1和G2不会导致弃风。而且相对成本较高的G2下调出力,为成本较低的G1留出了发电空间,进一步降低了系统发电成本,在现货模式下,用户需支付的全天发电总成本为190.57万元,在解决弃风问题的同时,相对模式1又降低了发电成本14.37万元,释放了社会福利并使得用户购电费用降低。
模式3:调峰市场与现货市场共存模式。在该模式中,机组现货市场报价首段出力限制为50%,50%~30%为深调峰市场竞价部分,火电机组50%以下出力不得参与定价,深调峰市场中标机组在中标时段设置为开机,发电出力为现货市场中中标出力(若在现货市场未中标,按照50%最大出力计算)减去调峰市场中标的调峰出力。市场出清结果如图3所示,G3会在15时段的深调市场中标30兆瓦,所以在后续的电能量市场中被设置为开机,且除去调峰中标时段外其他时段出力均为50%的最大出力,导致G2只能处于停机状态,使得总发电成本进一步上升。在调峰市场与现货市场共存模式下,产生调峰费用75万元由风电企业向G3机组进行支付,用户需要支付的发电总成本为240.64万元,虽然解决了弃风问题,但使得发电总成本上涨35.70万元,扭曲了市场中电力的真正价格,引起用户购电费用的同步上涨。
从上述算例分析可以看出,模式2和模式3都能解决模式1的问题,对现货市场模式、调峰市场与现货市场共存模式两个模式运行结果进行分析比对,两个市场均未产生弃风现象,但是通过对发电总成本的比较发现,现货模式下成本下降,而调峰市场与现货市场共存模式成本不降反增,出现了新能源“高成本消纳情况”,两相比较现货模式的运行结果更优。首先,在现货模式下,市场的出清结果是通过求解器求解出的满足电网安全约束的最优发电计划,自然能够做到保证新能源消纳的同时使得总发电成本最低。而在调峰市场与现货市场共存模式下,虽然也是通过现货市场求解器求出了最优解,但是在调峰市场中又出清了机组中标结果,两个结果都会影响调度计划的安排,调整过后的调度计划自然偏离了最优。其次,调峰市场与现货市场共存模式机组组合与调度计划的变化,又改变了供给侧曲线形成,使现货市场出清结果偏离社会购电成本最小原则,扭曲现货市场的出清价格,使得市场发现价格的功能受损。再次,调峰市场与现货市场共存模式虽然消纳了新能源,同时也导致发电总成本上升35.70万元,扩大的全社会发电成本最终会疏导至用户侧,增加用户侧购电费用,造成社会福利的损失。
调峰市场难题何解
一是各方群策群力、协同推进市场建设。随着市场的建设与发展,我国终将建成统一、开放、竞争、有序的电力市场体系,市场监管职能也将最终统一,各方面应该群策群力,协同推进市场的建设。如果在短时间内做到职能的融合存在难度,被迫要走一段时间的弯路,那么也最好是将调峰的影响降低到最小,至少不能让其影响调度计划。可考虑仿效甘肃将调峰市场改成调峰容量市场,低于某一出力水平至最小出力之间的部分作为调峰容量市场交易的标的,机组如果在容量市场中标,那么其在现货市场报价时首段出力不能大于调峰容量市场规定该机组调峰起点容量减去该机组在调峰容量市场中标容量,未中标调峰容量市场的机组可自由申报首段出力。通过此种方式,将“电量”改成“容量”,避免了其改变现货市场出清的最优调度计划,又满足了清洁能源的消纳,协调了调峰市场和现货市场的矛盾。虽然调峰电量改容量的做法并不一定完全符合市场规律,但是这也算是一条在市场建设不得不走弯路时选择“弯”得比较少的路,目前也有部分地区采取了这样的做法。但是弯路终究是弯路,随着现货市场的不断运行优化,体制机制改革的不断加深,“九龙治水”的局面不会长期存在,希望各方面能尽早凝聚共识,做到有为政府与有效市场密切结合、相互促进,协同推进电力市场体系建设。
二是未入市的新能源承担现货市场模式下的不平衡费用。国外某电力监管专家指出,调峰交易本质上是计划形式下的产物,目的是在缺乏现货市场价格的条件下通过公开竞争给予不发电的市场主体适当补偿。在现货市场下,新能源入市后电价降低,原因为其购买平衡服务的成本通过市场反映了出来。若直接取消调峰市场,未入市的新能源自身不提供平衡服务,也缺乏原有的调峰市场来回收火电为其提供的平衡服务成本,既阻碍了新能源入市的积极性,也存在对入市新能源企业的不公平,不符合市场运行规律。但是在国内存在一种特别奇怪的现象,就是部分新能源企业对现货市场保持一种敬而远之的态度,“参与辅助服务分摊可以,参与现货市场不行。”因此,建议未入市的新能源承担现货市场模式下对应的不平衡费用,解决市场建设初期部分新能源未入市造成的现货市场结算“亏空问题”,补偿提供了平衡服务的机组,公平承担自身的调节能力成本,维持辅助服务费用分摊在发电侧的相对公平。
三是深化对市场客观规律的研究分析。市场要遵循市场经济规律而建设,经济学基本理论在各种商品上是通用的,国外成熟电力市场也验证了这一观点,国内部分学者认为现货市场交易的只有一个产品,所以提出边际成本非凸问题。实质上这是把边际成本递增的电量产品和平衡产品,视为一种产品进行研究感受到的“错觉”。电力现货市场中火电机组的边际成本曲线并不单指电能量的成本,电能量的边际成本服从经济学基本规律呈递增趋势是没问题的,但是在市场中电力成本还包括了“平衡服务”的成本,平衡服务因其稀缺性使得以出力功率为横轴的边际成本曲线呈两头高中间低的“U”型(平衡服务稀缺多发生在顶峰出力功率高和深调出力功率低的阶段),与递增的电能量边际成本曲线(以出力功率为横轴)叠加后才会呈现出“递减”趋势。随着新能源容量比重不断扩大,电力系统平衡服务的需求会不断增加,使得火电机组发电量不断减少的同时,提供平衡服务的商品所付出的边际成本急剧增长,火电深调支付的成本是通过中长期合同套利或减少低谷发电损失(同时保留高峰获利的机会)回报的,无需单独设计机制。
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