偏差電量如何處理?電力中長期市場下不同偏差電量處理機制比較

　　摘要:為適應不同的基數電量收益分配需求,提出了預期收益補償方法、偏差電量替代撮合方法、平均價差補償方法3種基數偏差電量的結算處理方法。預期收益補償方法對超發電量按其發電成本、欠發電量按其預期收益進行補償,使得機組實際發電收益基本不受基數偏差電量的影響;偏差電量替代撮合方法采用事后發電權交易的方式,鼓勵低成本超發電量對欠發電量進行替代發電,交易雙方均可獲得收益;平均價差補償方法在電量替代的基礎上,預留部分收益對未成交超發電量進行補償,兼顧個體主動性與整體均衡性。

　　引言

　　2015年,新一輪電力市場化改革全面啟動,中國電力供應逐步從傳統計劃模式向現代交易模式轉變[1]。2016年12月,《電力中長期交易基本規則 (暫行)》的印發[2],對中長期交易組織、交易執行及交易結算提出了指導性規則。

　　現階段中國基數電量與市場電量共存的格局在短期內不會改變。在生產實踐中,市場電量執行偏差一般通過調整基數電量來進行緩沖,以保證市場電量合約的剛性執行。隨著中國發用電計劃逐步放開[3],市場交易規模日益擴大,通過調整基數電量實現市場電量的保障執行和偏差調整將非常困難,同時基數電量本身在執行過程中也會產生偏差電量, 此時需要采用財務結算等方式對偏差電量進行結算與考核[4-5]。偏差電量結算處理機制作為電力市場初期的過渡性方案,國內已對此進行了深入研究。文獻[6]依據各方實際上網、落地電量對核定線損率進行修正,再利用修正后的線損率進行偏差電量分解與結算,解決了跨省區電能交易結算中出現的負線損率問題。文獻[7]通過對跨區交流電網偏差電量責任的判定,確定各方的結算價格,實現對跨區電網交易合同電量與偏差電量的差異化定價和分開結算。文獻[8]提出一種促進新能源消納的交易電量偏差結算補償機制,采用統一電價對偏差電量進行結算,從而實現基數電量公平分配及交易電費月清月結。文獻[9]采用發電權交易模式,緩解自備電廠與新能源企業間的電量矛盾,使雙方在現有市場機制下達到利益平衡。文獻[10]建議完善省間發電權交易機制,通過價格機制引導新能源與其他電源的發電行為,平衡各方利益。國外電力市場對產生的偏差電量也多采用類似的交易結算方式[11]。英國允許市場成員在平衡市場中申報正負偏差價格,采用兩部制價格在實時運行結束后對偏差電量進行結算[12]。德州市場通過中長期、日前、實時市場逐級細化,并在實時市場進行全電量出清,產生的偏差電量根據實時節點價格進行結算[13]。

　　隨著國內電力中長期市場建設穩步推進,市場化電量比例逐漸升高,發電企業年度基數電量比重逐漸降低,同時還要通過調整年度基數電量的方式來保證市場電量的剛性執行以及與現貨市場的銜接,由此帶來的基數電量偏差,在國內多數省級電力市場內尚未有合適的處理機制。在此背景下,本文緊貼工程實際需求,提出了3種基數偏差電量的結算處理方法:預期收益補償方法以電網調度機構為執行主體,對超發電量的發電成本和欠發電量的預期收益進行補償,可將偏差電量對機組實際收益的影響降到最低;偏差電量替代撮合方法以事后發電權交易的方式,激勵機組主動進行偏差電量的處理, 從而獲得合理的收益;平均價差補償方法以平均價差為上限補償成交的偏差機組,剩余收益補償未成交的超發機組,兼顧了機組個體的主動性與系統整體的均衡性。

　　現行市場偏差電量處理方法

　　目前國內開展電力中長期交易的省份,都會保證市場電量剛性執行,而基數電量具備一定的彈性, 因此一般將基數電量作為市場電量的緩沖,市場電量按合約結算,基數電量保證各電廠機組執行進度均衡[14]。但是,市場開放程度的不同及市場電量占比的不同,導致不同省份對于偏差電量的處理方法也不同[2]。中國華北、華東和南方區域內的某省份均已建立了電力中長期市場體制,3個省份市場電量規模依次擴大,對于市場偏差電量的處理方法各不相同。3個省份對于偏差電量的處理特點如表1所示,具體處理方法見附錄 A。

　　基數偏差電量結算方法

　　2.1結算方法的必要性

　　在當月機組發電計劃執行結束后,交易中心對機組執行電量進行核定,扣除剛性執行的市場電量后,得到機組當月實際基數電量。同時根據當月實際總基數電量調整月初制定的機組計劃基數電量, 得到機組當月應結計劃基數電量,作為基數偏差電量核定的基準,進而得到機組基數偏差電量[4,7-8]。

　　偏差電量的存在使得基數電量執行不均衡,若對偏差電量處理方法不合適,會導致欠發機組利益受損,不利于基數電量的良性執行。對偏差電量采用合適的方法進行結算補償,盡量消除由于基數電量執行偏差導致的利益分配不平衡,即使基數電量在執行過程中產生偏差,也可對其進行一定程度的補償調整,從而保證基數電量的均衡執行[15]。

　　當月基數偏差電量可以月清月結,也可以向后月滾動執行,在年底進行結算。本文以當月基數偏差電量處理為例,所提方法同樣適用于基數電量滾動執行,年底進行偏差電量結算處理的情況。

　　2.2結算方法的主要特征

　　在每月結算日,根據交易中心核定的各類交易數據,得到當月機組實際基數電量和應結計劃基數電量,二者之差即為機組基數偏差電量[8]。

　　對基數偏差電量的不同處理方法與結算規則,會對事前中長期發電計劃的編制和事中發電資源優化調度產生深層次影響[16]。本文設計了3種基數偏差電量處理方法,希望通過結算規則引導電力優化調度,保障各參與方利益,實現基數電量的良性執行。3種方法的具體處理細節如下。

　　1)方法A:預期收益補償方法

　　成其當月基數電量收益已經得到保證,因此對于超發電量,只需補償其發電成本即可;對于欠發機組, 欠發電量為其當月應結計劃基數電量中的未完成部 分,為保證其當月基數電量收益,需要對欠發電量的預期收益進行補償。欠發機組少發的電量從本質上 看,可認為是由超發機組多發的電量進行替代發電的[8],因此該方法中,全部欠發機組所少發電量的電費即為系統總可分配收入,超發機組與欠發機組均由系統可分配收入進行補償。

　　方法 A最大限度地保證了系統內機組基數電量均衡執行的相對公平性,即使機組在執行基數電量時出現了偏差,機組也會獲得相應的收益,同時超發機組的實際發電成本也能得到補償。但是欠發機組的少發電量仍能獲得預期收益,而超發機組的超發電量僅能得到成本補償,未能產生收益,存在一定的不公平性,同時也打擊了超發機組承擔系統電量偏差的積極性。

　　2)方法B:偏差電量替代撮合方法

　　由于不同機組的發電成本不同,發電成本低的超發機組可將超發電量出售,發電價格高的欠發機組可購買電量替代自身的欠發電量,通過統一撮合可以最大化系統可分配收益,并采用合理的方式分配給偏差機組,保障系統內各機組的利益。

　　偏差機組需要對偏差電量與價格進行申報[9],其中超發機組申報超發電量與發電價格,欠發機組申報欠發電量與上網價格。超發機組各段偏差電量 按價格升序排列形成出售曲線,欠發機組各段偏差電量按價格降序排列形成購買曲線。

　　出售方價格與購買方價格進行配對形成交易對價差。當交易對價差為正值或0 時,該交易對成交;當價差為負值時,該交易對不成交。每個成交的交易對的成交價格為該交易對的購買價格與出售價格的平均值。對于價差為負值的交易對,購買價格低于出售方價格而無法成交。由于欠發機組無法購買到替代電量,因此欠發機組無法獲得偏差電量收益,這部分欠發電量產生的電費收入由交易對內的超發電量獲得,以對其發電成本進行部分補償。

　　該方法中,每個成交交易對的價差與該成交對對應的電量的乘積為該成交對產生的可分配收益。具體撮合方法如圖1所示。其中出售曲線與購買曲線相交于X點[17],該點左側綠色線段為成交的交易對,右側紅色線段為未成交的交易對;bk為交易對k的購買價格;sk為交易對k的出售價格;Δk為交易對k的價差;βk為成交交易對k的成交價格,即該交易對的購買價格與出售價格的平均值;Qk為交易對k的成交電量。

　　與方法 A相比,方法B中超發機組的超發電量不但能收回成本,還能有一定的收益,而欠發機組的少發電量的預期收益,一半收益用于補償替代發電的超發機組,一半收益由欠發機組獲得。方法 B既激發了超發機組承擔系統偏差的積極性,也保障了欠發機組的部分利益。但在方法B 中,如果高成本的機組產生超發電量,則很難在市場上撮合成功獲得收益,并且對其的補償無法覆蓋其超發電量的發電成本,為此,可對方法 B的撮合規則進行改進,以進一步保障系統內各機組的利益。

　　3)方法C:平均價差補償方法

　　方法C對方法B中的撮合規則進行了改進,對未成交的超發電量也進行了一定的補償。方法 C改變了價格形成方法。欠發機組上網價格與超發機組發電價格進行配對,形成交易對價差。當交易對價差為正值或0時,該交易對成交;當價差為負值時,該交易對不成交。該方法中,每個成交交易對的價差與該成交對對應的電量的乘積為該成交對產生的可分配收益,將所有成交對產生的可分配收益累加,得到系統總可分配收益。系統總可分配收益與總成交電量的比值,即為系統成交對平均價差。

　　所有成交對中,價差小于平均價差的按實際價差結算;價差大于平均價差的按平均價差結算。由此得到每一個成交對的結算價差。具體撮合方法如圖2所示。圖中:ρk為成交對k中購買方機組的上網價格;λk為成交對k中出售方機組的發電價格; Δk為成交對k的結算價差。

　　方法C中,如果價差小于平均價差,其產生的可分配收益由成交雙方平分;如果價差大于平均價差,則平均價差對應的可分配收益由雙方平分,剩余的可分配收益按超發電量的發電成本比例分配給未成交的超發機組[18]。此外,對于價差為負值的交易對,欠發機組不獲得偏差電量收益,這部分欠發電量產生的電費收入由交易對內的超發電量獲得。這部 分處理方式與方法B類似。考慮到方法B僅能對未成交的超發電量的發電成本進行部分補償,方法 C以平均價差為上限對成交的偏差機組進行補償, 同時留出部分可分配收益對未成交的超發機組進行 再次補償,維護了超發機組承擔系統偏差的積極性,進一步保障了系統內各機組的利益。

　　算例分析

　　3.1算例基本數據

　　選取某省網內的6臺機組為例進行分析 機組電價信息以及6月份的基數電量執行情況如表1所示。6臺機組的基數偏差電量實際情況為:高成本的機組(C1和C2)產生的負偏差電量大于正偏差電量,低成本的機組(A1,A2,B1,B2)產生的負偏差電量小于正偏差電量。以實際執行數據為基礎構建場 景1,分別采用3種基數偏差電量處理方法進行結算。同時,為進一步分析3種偏差電量處理方法對不同場景的結算情況,進一步構建場景2與場景3。其中場景2中6臺機組的基數偏差電量情況與場景1相反,即高成本的機組產生的負偏差電量小于正偏差電量,低成本的機組產生的負偏差電量大于正偏差電量;場景3中同樣成本的機組產生的負偏差電量與正偏差電量相等。如表2所示。

　　3.2計算結果對比分析

　　3種場景下分別采用提出的3 種方法進行結算處理,具體計算結果見附錄 C至附錄 E。此處為直觀分析不同場景下3 種方法的結算結果,將機組實際發電收益與實際單位發電收益列于表3與表4。

　　由于機組基數偏差電量情況不同,3個場景下全部機組的實際總收益也不同,分別為1240.7,1239.3,1240萬元。其中在場景3中,同樣成本的機組產生的負偏差電量與正偏差電量相等,相當于不同成本之間的電量未發生替代,因此其機組實際總收益與系統無偏差電量情況下的機組總收益相同,均為1240萬元;場景1的系統凈效果相當于成本低的電量代替了成本高的電量,使得系統整體運行經濟性上升,機組實際總收益也提高至1240.7萬元;而場景2相當于成本高的電量代替了成本低的電量,系統整體經濟性有所下降,機組實際總收益下降至1239.3萬元。

　　對于實際單位發電收益 由于欠發電量無發電成本,且能獲得部分收益,因此欠發機組的實際單位發電收益不會低于系統無偏差電量情況下的機組預期單位發電收益,如表3所示。

　　在3個場景下,方法 A結算的欠發機組實際單位發電收益均超過了超發機組,而超發機組承擔了系統的正偏差電量,但超發電量僅能得到成本補償,未能產生收益,導致超發機組的實際單位發電收益低于其無偏差情況下的預期單位發電收益,不利于調動超發機組承擔系統正偏差的積極性。方法B采用偏差電量的撮合機制,成本低的超發機組對上網價格高的欠發機組產生效益較高的替代效應,從而與對應的欠發機組一起獲得較多的收益。表3中3種場景下,發電成本較低的超發機組A1與上網價格較高的欠發機組C2,實際單位發電收益均超出其預期單位發電收益。而對于發電成本較高的超發機組,其超發電量無法成交,僅能獲得交易對內對應欠發電量的電費收入,而這部分收入無法覆蓋其發電成本,損害了這部分機組的利益。

　　方法C的結算結果中,各臺機組實際單位發電與其預期單位發電收益較為接近,同成本偏差機組之間,無論偏差電量是否成交,其實際單位發電收益也相差不大。方法 C 采用改進的偏差電量撮合機制,既發揮了偏差機組主動進行電量替代的主觀能動性,同時對結算價差進行了限制,也保障了系統內各機組利益,兼顧了基數電量均衡執行的公平性。

　　結語

　　在中國電力市場改革初期,隨著中長期市場電量交易規模的擴大,基數電量空間受到擠壓,難以保證各機組的均衡執行,此外,市場電量的剛性執行也需要機組基數電量計劃不斷進行調整配合,現貨市場的開展也需要基數電量計劃進行相應調整以便于銜接,這均增加了基數電量的均衡執行難度。鑒于此,本文提出了3種基數偏差電量結算處理方法,針對事后機組基數執行偏差導致的偏差電量,分別采用按預期收益進行補償、偏差電量替代交易和按平均價差進行補償3種方法。3種方法各有側重,可適應不同情況下的機組基數電量收益分配需求。能有效處理基數偏差導致的機組利益不均問題,使得基數電量在執行過程中即使產生偏差,也可以通過本文方法對收益進行再次分配,保證系統內機組利益分配的均衡性,保障基數電量均衡執行機制在電力市場初期的良性運轉。

　　需要指出的是,在電力市場初期階段,由于相關配套與監管機制的暫時缺位,部分機組可能會利用本文提出的偏差處理方法,通過產生偏差電量來牟利。在實際工程應用中,可采用以下措施來進行預防:在實時運行層面,對于跟蹤實時計劃或自動發電控制(AGC)指令產生的偏差電量,要進行相應的懲罰;設置機組偏差電量比例上限,對于超出的偏差電量部分不進行費用補償。電力市場建設是一個長期的系統的工程,規則機制更是一個有機的整體, 任一部分的變動,均要考慮其可能產生的影響,制定相應的配套措施,并在實際中不斷進行改進完善,推動市場建設穩步前行。

　　(來源：電力系統自動化 作者：徐 帆,謝 旭,施 磊,喻 樂,涂孟夫,李利利)

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