張濤，張晶，胡娛歐，韓亮，劉赫銘，陳雨果

(1. 國(guó)家電網(wǎng)有限公司華北分部，北京 100053；2. 北京清能互聯(lián)科技有限公司，北京 100084)

在新一輪電力體制改革背景下，我國(guó)設(shè)立了“有序放開(kāi)發(fā)用電計(jì)劃”、建立高效電力市場(chǎng)體系的目標(biāo)[1]，電力市場(chǎng)規(guī)模不斷擴(kuò)大，結(jié)構(gòu)日趨完善。2019年全國(guó)各電力交易中心組織交易量達(dá)2.834 4×1012kWh[2]；同年，我國(guó)首批8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)省份啟動(dòng)模擬試運(yùn)行。電力電量平衡機(jī)制正在從“計(jì)劃管理”的傳統(tǒng)模式向“市場(chǎng)調(diào)節(jié)”的新模式轉(zhuǎn)型[3]。

在轉(zhuǎn)型過(guò)程中，計(jì)劃與市場(chǎng)模式并存的雙軌制量?jī)r(jià)體系將長(zhǎng)期存在。計(jì)劃電量基于重要民生需求、生態(tài)文明建設(shè)、電網(wǎng)安全運(yùn)行[4]等因素，一般以政府核定的價(jià)格保障非市場(chǎng)用戶的電力供應(yīng)。市場(chǎng)化電量在充分保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，以分時(shí)價(jià)格信號(hào)促進(jìn)交易競(jìng)爭(zhēng)，實(shí)現(xiàn)電力資源的高效優(yōu)化配置。兩者定位與價(jià)格體系的差異決定了現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算將受到市場(chǎng)主體行為、電量水平等因素的影響；因此，過(guò)渡期雙軌制模式下計(jì)劃與市場(chǎng)的銜接模式將是電力市場(chǎng)的關(guān)鍵設(shè)計(jì)之一。

現(xiàn)階段關(guān)于非市場(chǎng)化和市場(chǎng)化發(fā)用電兩側(cè)的結(jié)算平衡問(wèn)題，以及市場(chǎng)運(yùn)行的各類因素對(duì)不同模式下市場(chǎng)主體利益分配和不平衡資金影響的研究較為分散：文獻(xiàn)[5-7]論述了廣東現(xiàn)階段解耦模式發(fā)電側(cè)結(jié)算機(jī)制，但未探討其存在的問(wèn)題及解決方案；文獻(xiàn)[8-9]對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)不平衡問(wèn)題進(jìn)行了研究，但缺乏算例驗(yàn)證；文獻(xiàn)[10-13]從計(jì)劃、管理、策略等角度闡明市場(chǎng)環(huán)境下基數(shù)電量對(duì)發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)的意義，但缺乏典型市場(chǎng)結(jié)算的指導(dǎo)依據(jù)。綜合來(lái)看，國(guó)內(nèi)研究較少涉及雙軌制發(fā)用電協(xié)調(diào)銜接方法的綜合對(duì)比與結(jié)算數(shù)據(jù)分析，對(duì)市場(chǎng)主體充分參與市場(chǎng)的支撐性不足。

本文首先介紹了雙軌制現(xiàn)貨市場(chǎng)的關(guān)鍵機(jī)制，隨后圍繞解耦和非解耦2種計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式，分析不同模式下市場(chǎng)主體結(jié)算費(fèi)用和不平衡資金的計(jì)算方法，并通過(guò)構(gòu)建算例，驗(yàn)證市場(chǎng)運(yùn)行過(guò)程中各類因素對(duì)市場(chǎng)結(jié)算結(jié)果的影響，提出市場(chǎng)各方成員參與市場(chǎng)的合理建議。

1 雙軌制模式下現(xiàn)貨市場(chǎng)關(guān)鍵機(jī)制

依據(jù)國(guó)內(nèi)外電力市場(chǎng)建設(shè)發(fā)展的經(jīng)驗(yàn)與平衡模式[14-17]，現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)初期需要關(guān)注的關(guān)鍵機(jī)制包括市場(chǎng)模式、交易組織方式、市場(chǎng)主體參與方式、計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式、交易品種協(xié)調(diào)方式和市場(chǎng)交易價(jià)格等[18-19]。目前我國(guó)首批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)的建設(shè)方案各有異同[20]，其中，影響雙軌制模式下量?jī)r(jià)平衡體系的關(guān)鍵機(jī)制為：市場(chǎng)主體參與方式、市場(chǎng)交易價(jià)格機(jī)制和計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式。

1.1 市場(chǎng)主體參與方式

針對(duì)用電側(cè)是否參與市場(chǎng)，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)主要以單邊市場(chǎng)和雙邊市場(chǎng)作為區(qū)分。單邊市場(chǎng)模式下，電力用戶不參與日前量?jī)r(jià)申報(bào)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)，僅發(fā)電側(cè)進(jìn)行量?jī)r(jià)競(jìng)爭(zhēng)。雙邊市場(chǎng)模式下，用戶可采用報(bào)量不報(bào)價(jià)或報(bào)量報(bào)價(jià)的模式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，市場(chǎng)將依據(jù)用戶的申報(bào)進(jìn)行出清與結(jié)算。在首批8個(gè)現(xiàn)貨試點(diǎn)中，甘肅、蒙西、福建采用了單邊市場(chǎng)，浙江采用了用戶報(bào)量報(bào)價(jià)的雙邊市場(chǎng)模式但暫以單邊市場(chǎng)試運(yùn)行，其余地區(qū)均采用了用戶報(bào)量不報(bào)價(jià)的雙邊市場(chǎng)模式。

單邊市場(chǎng)的不平衡資金一般暫由發(fā)電側(cè)承擔(dān)，因此發(fā)電側(cè)結(jié)算收益不確定性較大，而雙邊市場(chǎng)中發(fā)用兩側(cè)的市場(chǎng)化電量部分都采用現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算，一定程度上有利于不平衡資金的控制與合理分?jǐn)偂?/p>

1.2 市場(chǎng)交易價(jià)格機(jī)制

現(xiàn)貨市場(chǎng)中，合理的交易價(jià)格機(jī)制可以反映供需關(guān)系和市場(chǎng)主體的行為方式。目前首批現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)中，四川、福建、蒙西采用系統(tǒng)邊際電價(jià)機(jī)制，甘肅采用分區(qū)電價(jià)機(jī)制，廣東、浙江、山東、山西采用節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)機(jī)制。

系統(tǒng)邊際電價(jià)、分區(qū)邊際電價(jià)機(jī)制將安全約束引發(fā)的阻塞費(fèi)用分別傳導(dǎo)到整個(gè)市場(chǎng)和相應(yīng)分區(qū)[21]。前者雖然結(jié)算過(guò)程簡(jiǎn)單，但對(duì)于存在網(wǎng)絡(luò)阻塞的電網(wǎng)，可能導(dǎo)致市場(chǎng)出清價(jià)格與發(fā)電機(jī)組報(bào)價(jià)意愿產(chǎn)生偏離，形成對(duì)部分機(jī)組過(guò)發(fā)電、欠發(fā)電的不當(dāng)激勵(lì)；后者適用性受限，并且在電網(wǎng)分區(qū)內(nèi)部發(fā)生網(wǎng)絡(luò)阻塞時(shí)，同樣存在電價(jià)帶來(lái)的過(guò)發(fā)電、欠發(fā)電激勵(lì)問(wèn)題。

節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)將安全約束引發(fā)的阻塞費(fèi)用精確傳導(dǎo)到負(fù)荷所在節(jié)點(diǎn)，形成差異化、隨供需變化的電價(jià)，有效反映電力的時(shí)空價(jià)值，引導(dǎo)用電行為，并指導(dǎo)輸電資源和電源項(xiàng)目的合理規(guī)劃與布局[22]；但同時(shí)各類合約因不同結(jié)算交割點(diǎn)而產(chǎn)生阻塞費(fèi)用，增加了市場(chǎng)結(jié)算的復(fù)雜程度。

1.3 計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式

雙軌制模式下，集中式現(xiàn)貨市場(chǎng)中基數(shù)電量通常由計(jì)劃模式的年度滾動(dòng)執(zhí)行變?yōu)榻鹑诤霞s，其與市場(chǎng)化電量存在分時(shí)電價(jià)差異，在結(jié)算時(shí)會(huì)因發(fā)用電量偏差而產(chǎn)生不平衡資金。為了保持計(jì)劃發(fā)用電的量?jī)r(jià)體系平衡，在我國(guó)首批現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)中，有解耦模式和非解耦模式2種計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式的設(shè)計(jì)，其詳細(xì)對(duì)比見(jiàn)表1。

目前，首批現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)中浙江采用了非解耦模式，山西在試結(jié)算過(guò)程中從非解耦模式轉(zhuǎn)變?yōu)榻怦钅Ｊ?，廣東、山東采用解耦模式2。解耦模式1實(shí)現(xiàn)了日前基數(shù)合約曲線與非市場(chǎng)用電日前結(jié)算曲線的匹配，解耦模式2實(shí)現(xiàn)了基數(shù)合約總量曲線與實(shí)時(shí)非市場(chǎng)用電曲線的匹配，但均未能將日前與實(shí)時(shí)非市場(chǎng)化發(fā)用電的偏差部分合理結(jié)算；因此，這2種解耦方式都需要進(jìn)行第2次解耦。

2 不同銜接模式下的結(jié)算差異

解耦模式和非解耦模式2種計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式的不同結(jié)算機(jī)制，將影響市場(chǎng)主體結(jié)算和市場(chǎng)不平衡資金水平。

表1 解耦與非解耦模式對(duì)比Tab.1 Comparison of de-coupling and coupling modes

2.1 發(fā)電側(cè)機(jī)組收益

現(xiàn)貨市場(chǎng)中，發(fā)電機(jī)組的整體收益

R=Rjs+Rzcq+Rxh+Rqt.

(1)

式中：Rjs為機(jī)組的基數(shù)合約收益；Rzcq為中長(zhǎng)期交易合約收益；Rxh為現(xiàn)貨偏差收益，全電量競(jìng)價(jià)模式下，機(jī)組在日前市場(chǎng)中根據(jù)日前出清電量與基數(shù)、中長(zhǎng)期合約電量的差值做偏差結(jié)算，在實(shí)時(shí)市場(chǎng)中根據(jù)實(shí)際總上網(wǎng)電量與日前出清電量的差值做偏差結(jié)算，分別形成日前市場(chǎng)偏差收益和實(shí)時(shí)市場(chǎng)偏差收益；Rqt為機(jī)組與市場(chǎng)機(jī)制和運(yùn)行相關(guān)的盈虧費(fèi)用，包括啟動(dòng)、空載等補(bǔ)償，各類考核以及不平衡資金分?jǐn)偱c返還。

2.1.1 非解耦模式下機(jī)組收益

2.1.1.1 基數(shù)合約收益

(2)

式中：Rjs,i為日清算時(shí)機(jī)組i的基數(shù)合約收益，用下標(biāo)i表示各變量為機(jī)組i的變量，下同；Pjs,i為該機(jī)組的基數(shù)合約結(jié)算價(jià)格；Qjsjh,i(t)為日前t時(shí)段的基數(shù)計(jì)劃電量。Qjsjh,i(t)確定方式為：將月度基數(shù)電量計(jì)劃按照工作日、周末、節(jié)假日等不同的分日電量比例統(tǒng)一分解，日前可按負(fù)荷預(yù)測(cè)或計(jì)劃電量完成情況進(jìn)行調(diào)整。

2.1.1.2 中長(zhǎng)期交易合約收益

(3)

式中：Rzcq,i為日清算時(shí)機(jī)組i的中長(zhǎng)期交易合約收益；Pzcq,i為該機(jī)組的中長(zhǎng)期交易合約結(jié)算價(jià)格；Qzcq,i(t)為日清算時(shí)t時(shí)段的中長(zhǎng)期交易合約電量。

2.1.1.3 現(xiàn)貨偏差收益

(4)

式中：Rxh,i為日清算時(shí)機(jī)組i的現(xiàn)貨偏差收益；Pi(t)、P′i(t)分別為該機(jī)組在日前、實(shí)時(shí)市場(chǎng)t時(shí)段的節(jié)點(diǎn)電價(jià)；Qi(t)為機(jī)組在日前t時(shí)段出清電量；Q′sw,i(t)為機(jī)組在實(shí)時(shí)市場(chǎng)t時(shí)段實(shí)際上網(wǎng)電量。

由式(4)可知，機(jī)組的現(xiàn)貨偏差收益受中長(zhǎng)期交易合約、基數(shù)合約的分時(shí)結(jié)算曲線影響。通常中長(zhǎng)期交易合約一般由交易雙方約定分時(shí)曲線，基數(shù)合約一般由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)參照典型曲線進(jìn)行時(shí)段分解。

2.1.2 解耦模式下機(jī)組收益

2.1.2.1 基數(shù)合約收益

若采用解耦模式2，發(fā)電側(cè)的總基數(shù)合約與非市場(chǎng)用戶的實(shí)際用電完全匹配，因此實(shí)際結(jié)算時(shí)，需要按照機(jī)組間的比例系數(shù)，將各個(gè)市場(chǎng)化機(jī)組的基數(shù)計(jì)劃電量調(diào)整為日清算時(shí)的基數(shù)合約電量Q′js,i。

(5)

式中：Q′Σ,sw(t)、Q′Σ,scyh(t)分別為實(shí)時(shí)市場(chǎng)t時(shí)段省內(nèi)所有市場(chǎng)化機(jī)組的總上網(wǎng)電量、市場(chǎng)用戶的用電量，市場(chǎng)化機(jī)組的總上網(wǎng)電量應(yīng)排除省間外送合約的影響；QΣ,jsjh(t)為所有市場(chǎng)化機(jī)組日前t時(shí)段的基數(shù)計(jì)劃電量。

在雙偏差結(jié)算機(jī)制下，由于非市場(chǎng)負(fù)荷預(yù)測(cè)難度較大，日前市場(chǎng)通常依據(jù)全網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測(cè)出清，負(fù)荷預(yù)測(cè)的偏差或市場(chǎng)化用戶的申報(bào)偏差將影響日前非市場(chǎng)用電的結(jié)算電量，在解耦模式1中將進(jìn)一步影響與之匹配的發(fā)電側(cè)總基數(shù)合約電量及其與實(shí)時(shí)的偏差。解耦模式2中，僅將實(shí)時(shí)非市場(chǎng)化用電的結(jié)算曲線作為機(jī)組日清算的基數(shù)合約曲線修正依據(jù)，無(wú)法完全實(shí)現(xiàn)發(fā)用兩側(cè)非市場(chǎng)化電量的結(jié)算匹配。如果要實(shí)現(xiàn)結(jié)算曲線“以用定發(fā)”方式的完全解耦，偏差結(jié)算時(shí)市場(chǎng)化機(jī)組日前各時(shí)段的基數(shù)合約曲線需要按式(5)調(diào)整，即日前t時(shí)段的基數(shù)合約電量

Qjs,i(t)=(QΣ,yc(t)-QΣ,jhjz(t)-

(6)

式中：QΣ,yc(t)、QΣ,jhjz(t)、QΣ,sb(t)分別為日前市場(chǎng)t時(shí)段省內(nèi)全網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測(cè)電量、所有省內(nèi)計(jì)劃?rùn)C(jī)組的計(jì)劃電量(不考慮省內(nèi)計(jì)劃?rùn)C(jī)組外送電量)、市場(chǎng)用戶的申報(bào)電量。這里的省內(nèi)全網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測(cè)電量需要扣除省間聯(lián)絡(luò)線電量的影響。此時(shí)機(jī)組在實(shí)時(shí)市場(chǎng)中結(jié)算的基數(shù)偏差電量為日清算基數(shù)合約電量與日前調(diào)整分量的差值，即Q′js,i-Qjs,i。

這種利用解耦模式2進(jìn)行機(jī)組日清算基數(shù)合約總量匹配，利用解耦模式1進(jìn)行日前分量匹配的方式，在2個(gè)模式基礎(chǔ)上開(kāi)展進(jìn)一步的第2次解耦，實(shí)現(xiàn)了非市場(chǎng)發(fā)用電日前、總量的完全匹配，即解耦模式3。

(7)

2.1.2.2 中長(zhǎng)期交易合約收益

解耦模式下機(jī)組中長(zhǎng)期市場(chǎng)電量收益的計(jì)算方式與非解耦模式相同，見(jiàn)式(3)。若機(jī)組進(jìn)行了中長(zhǎng)期交易合約轉(zhuǎn)讓，其中長(zhǎng)期交易合約結(jié)算價(jià)格將類比式(7)進(jìn)行等效計(jì)算。

2.1.2.3 現(xiàn)貨偏差收益

在解耦模式3中，受日前、日清算基數(shù)合約電量調(diào)整的影響，機(jī)組的現(xiàn)貨市場(chǎng)偏差收益

(Q′js,i(t)-Qjs,i(t))-Qi(t)]}.

(8)

2.2 用戶側(cè)結(jié)算電費(fèi)

現(xiàn)貨市場(chǎng)中，市場(chǎng)用戶的結(jié)算電費(fèi)

C=Czcq+Cxh+Cqt.

(9)

式中：Czcq為中長(zhǎng)期交易合約電費(fèi)；Cxh為現(xiàn)貨偏差電費(fèi)；Cqt是由于市場(chǎng)機(jī)制和運(yùn)行產(chǎn)生的考核、不平衡資金分?jǐn)偤头颠€等費(fèi)用。非市場(chǎng)用戶實(shí)時(shí)以目錄電價(jià)結(jié)算，其日前結(jié)算電量?jī)H用于市場(chǎng)調(diào)節(jié)。

2.3 不平衡資金

不平衡資金產(chǎn)生的原因主要有雙軌制背景下的市場(chǎng)發(fā)用兩側(cè)量?jī)r(jià)結(jié)構(gòu)不平衡、網(wǎng)絡(luò)阻塞或分區(qū)價(jià)差，以及基于省間省內(nèi)輔助服務(wù)、各類發(fā)電成本等類型的補(bǔ)償和考核。其中，各類補(bǔ)償和考核費(fèi)用已形成較成熟的計(jì)算方式，價(jià)格的結(jié)構(gòu)性不平衡費(fèi)用一般通過(guò)各類政府核定電價(jià)進(jìn)行疏導(dǎo)，本文不做研究討論。

2.3.1 市場(chǎng)發(fā)用電量不平衡

雙軌制模式下，日前市場(chǎng)出清的發(fā)電側(cè)基數(shù)合約電量與非市場(chǎng)用電的結(jié)算電量產(chǎn)生偏差的原理如圖1所示。

日前偏差ΔQΣ1(t)為發(fā)電側(cè)分解的基數(shù)計(jì)劃電量和負(fù)荷預(yù)測(cè)中非市場(chǎng)用電實(shí)際分布的偏差，包含因優(yōu)先發(fā)購(gòu)電總量規(guī)模不匹配與分解方式不同造成的時(shí)段不平衡偏差；日前偏差ΔQΣ2(t)為當(dāng)采取負(fù)荷預(yù)測(cè)出清、市場(chǎng)用戶以申報(bào)量進(jìn)行結(jié)算時(shí)，市場(chǎng)用戶申報(bào)和負(fù)荷預(yù)測(cè)中市場(chǎng)用戶實(shí)際分布的偏差將造成非市場(chǎng)用戶結(jié)算電量與非市場(chǎng)用戶實(shí)際分布產(chǎn)生偏差；另外，非市場(chǎng)實(shí)際用電量和其日前結(jié)算電量存在實(shí)時(shí)偏差ΔQ′Σ(t)時(shí)，將與日前兩部分偏差相互耦合，共同產(chǎn)生了相應(yīng)的不平衡資金。

在解耦模式3下，機(jī)組日清算基數(shù)合約電量和其日前分量分別按照式(3)、(4)進(jìn)行了調(diào)整，因此不存在雙軌制下由于市場(chǎng)發(fā)用電量不平衡而產(chǎn)生的資金費(fèi)用；解耦模式1有效規(guī)避了ΔQΣ1(t)，但其與解耦模式2都未合理結(jié)算ΔQ′Σ(t)。

非解耦模式下，日前下發(fā)的基數(shù)計(jì)劃電量不進(jìn)行調(diào)整，非市場(chǎng)電量將在日前市場(chǎng)、實(shí)時(shí)市場(chǎng)t時(shí)段產(chǎn)生偏差量ΔQΣ,fsc(t)、ΔQ′Σ,fsc(t)，相應(yīng)的不平衡資金

圖1 日前市場(chǎng)發(fā)用兩側(cè)電量偏差 Fig.1 Electricity deviations between generation side and load side of day-ahead market

(10)

若不考慮線損，ΔQΣ,fsc可以采用日前非市場(chǎng)用電結(jié)算電量與發(fā)電側(cè)總基數(shù)合約電量的差值進(jìn)行計(jì)算；ΔQ′Σ,fsc的計(jì)算則需要考慮實(shí)時(shí)非市場(chǎng)發(fā)用兩側(cè)與日前的偏差，由于非解耦模式下市場(chǎng)化機(jī)組基數(shù)計(jì)劃電量不變，其發(fā)電量的偏差在現(xiàn)貨偏差電量中結(jié)算，所以結(jié)算時(shí)發(fā)電側(cè)非市場(chǎng)偏差一般為省內(nèi)所有計(jì)劃?rùn)C(jī)組實(shí)時(shí)發(fā)電量與日前計(jì)劃的偏差ΔQ′Σ,jhjz。綜上，式(10)可轉(zhuǎn)化為

(11)

式中Q′Σ,zyh(t)為實(shí)時(shí)市場(chǎng)t時(shí)段扣除了省間聯(lián)絡(luò)線電量的總用電量。

2.3.2 網(wǎng)絡(luò)阻塞

節(jié)點(diǎn)電價(jià)機(jī)制下，系統(tǒng)存在阻塞會(huì)導(dǎo)致部分節(jié)點(diǎn)電價(jià)與市場(chǎng)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)價(jià)格存在差異，發(fā)電量在交割點(diǎn)結(jié)算時(shí)將產(chǎn)生不平衡資金。當(dāng)用戶側(cè)結(jié)算采用發(fā)電側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)時(shí)，電價(jià)中將涵蓋全電量中現(xiàn)貨偏差電量部分的阻塞費(fèi)用，日前和實(shí)時(shí)市場(chǎng)僅需計(jì)算各自的合約電量阻塞費(fèi)用。此時(shí)日前市場(chǎng)各機(jī)組合約結(jié)算阻塞費(fèi)用

(12)

式中：Qhy,i(t)為市場(chǎng)化機(jī)組i日前t時(shí)段中長(zhǎng)期交易合約電量與基數(shù)合約電量之和；Qjhjz, j(t)為省內(nèi)計(jì)劃?rùn)C(jī)組j日前t時(shí)段發(fā)電計(jì)劃電量；Pj(t)為機(jī)組j在日前市場(chǎng)t時(shí)段的節(jié)點(diǎn)電價(jià)。在解耦模式3下，市場(chǎng)化機(jī)組的基數(shù)合約電量為按式(6)計(jì)算后的Qjs,i。

對(duì)實(shí)時(shí)市場(chǎng)而言，市場(chǎng)化機(jī)組i日前出清電量Qi與各省內(nèi)計(jì)劃?rùn)C(jī)組j日前發(fā)電計(jì)劃電量Qjhjz,j已經(jīng)固定，相當(dāng)于合約電量。類比式(12)，此時(shí)非解耦模式下實(shí)時(shí)市場(chǎng)的結(jié)算阻塞費(fèi)用

(13)

式中：ΔQ′jhjz,j(t)為計(jì)劃?rùn)C(jī)組j在實(shí)時(shí)t時(shí)段與日前計(jì)劃的偏差電量；P′j(t)為計(jì)劃?rùn)C(jī)組j在實(shí)時(shí)市場(chǎng)t時(shí)段的所在節(jié)點(diǎn)的電價(jià)。

解耦模式3實(shí)現(xiàn)完全解耦，考慮了市場(chǎng)化機(jī)組基數(shù)合約實(shí)時(shí)偏差分量與省內(nèi)計(jì)劃?rùn)C(jī)組的實(shí)時(shí)發(fā)電偏差，此時(shí)實(shí)時(shí)市場(chǎng)的總阻塞費(fèi)用

(14)

3 算例

為驗(yàn)證不同市場(chǎng)銜接模式在不同現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行場(chǎng)景下對(duì)市場(chǎng)結(jié)算的影響，本文構(gòu)建了五節(jié)點(diǎn)網(wǎng)絡(luò)算例模擬分析日前、實(shí)時(shí)的交易過(guò)程。如圖2所示，4臺(tái)市場(chǎng)化火電機(jī)組分布于節(jié)點(diǎn)1—節(jié)點(diǎn)4，系統(tǒng)負(fù)荷等效集中分布在節(jié)點(diǎn)5。

圖2 五節(jié)點(diǎn)電網(wǎng)模型Fig.2 Five nodes grid model

3.1 場(chǎng)景構(gòu)建

在電量成分方面，系統(tǒng)日用電量約9 000 MWh，其中：基數(shù)電量水平為50%，各機(jī)組間的基數(shù)電量比例分別為40%、15%、20%、25%；中長(zhǎng)期電量水平為45%，且4臺(tái)機(jī)組的中長(zhǎng)期市場(chǎng)電量相同，算例中按典型日負(fù)荷曲線分解。

在價(jià)格方面，基數(shù)合約電量執(zhí)行核定的上網(wǎng)電價(jià)360元/MWh，非市場(chǎng)用電的綜合銷售電價(jià)600元/MWh；中長(zhǎng)期交易合約電價(jià)為320元/MWh；輸配電價(jià)及其他價(jià)格綜合為240元/MWh。各機(jī)組的報(bào)價(jià)水平見(jiàn)表2。

表2 機(jī)組出力及報(bào)價(jià)Tab.2 Unit output and bidding

結(jié)合首批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)運(yùn)行過(guò)程中的實(shí)際問(wèn)題，算例設(shè)定6組分析場(chǎng)景，見(jiàn)表3。場(chǎng)景B—場(chǎng)景F分別變更場(chǎng)景A的不同計(jì)算條件以驗(yàn)證其影響。

表3 場(chǎng)景及對(duì)照變量Tab.3 Situations and corresponding variables

3.2 結(jié)果分析

各場(chǎng)景經(jīng)過(guò)出清計(jì)算的發(fā)電側(cè)機(jī)組各類電量收益、用戶側(cè)結(jié)算電費(fèi)及不平衡資金對(duì)比情況見(jiàn)表4—表7。

3.2.1 對(duì)比場(chǎng)景A和場(chǎng)景B

當(dāng)非市場(chǎng)實(shí)際用電對(duì)比日前預(yù)測(cè)無(wú)偏差時(shí)，2種銜接模式的結(jié)算機(jī)制差異對(duì)發(fā)電側(cè)收益沒(méi)有影響。4號(hào)機(jī)組雖然因報(bào)價(jià)過(guò)高在現(xiàn)貨市場(chǎng)無(wú)法中標(biāo)，但通過(guò)基數(shù)合約電量與現(xiàn)貨市場(chǎng)電量的偏差結(jié)算仍然獲得收益?；鶖?shù)合約發(fā)揮了鎖定機(jī)組收益、降低機(jī)組風(fēng)險(xiǎn)的作用。

電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行中，日前負(fù)荷預(yù)測(cè)存在一定的偏差，所以當(dāng)非市場(chǎng)化實(shí)際電量對(duì)比日前預(yù)測(cè)值存在偏差ΔQ′Σ時(shí)，解耦模式3的各機(jī)組的基數(shù)結(jié)算電量將按比例調(diào)整以實(shí)現(xiàn)發(fā)用電量完全匹配，其基數(shù)合約收益隨之變化，不產(chǎn)生相應(yīng)的不平衡資金。

表4 發(fā)電側(cè)機(jī)組收益Tab.4 Unit revenue at generation side

表5 用戶側(cè)結(jié)算電費(fèi)Tab.5 Load-side settlement electricity price

表6 發(fā)用電量偏差的不平衡資金Tab.6 Unbalanced funds for deviations between generation side and load sides 萬(wàn)元

表7 場(chǎng)景F阻塞費(fèi)用Tab.7 Congestion revenue for situation F 萬(wàn)元

非解耦模式下，實(shí)時(shí)市場(chǎng)中的非市場(chǎng)化發(fā)用電偏差，是由電網(wǎng)公司代理購(gòu)售市場(chǎng)化電量來(lái)保障平衡，現(xiàn)貨價(jià)格與購(gòu)銷價(jià)格的差異，在實(shí)時(shí)市場(chǎng)產(chǎn)生相應(yīng)的不平衡資金。

3.2.2 對(duì)比場(chǎng)景A和場(chǎng)景C

放開(kāi)發(fā)電側(cè)基數(shù)計(jì)劃電量至現(xiàn)貨市場(chǎng)后，在用電量水平不變的情況下，此時(shí)解耦模式3通過(guò)基數(shù)電量的調(diào)節(jié)，各機(jī)組收益不受基數(shù)計(jì)劃電量水平的影響。如果用電側(cè)市場(chǎng)化規(guī)模改變，此時(shí)各機(jī)組收益將產(chǎn)生相應(yīng)變化。

非解耦模式下，場(chǎng)景C日前基數(shù)計(jì)劃電量水平減小，現(xiàn)貨市場(chǎng)電量水平提升；但由于現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)水平低于政府核定上網(wǎng)電價(jià)，機(jī)組的總收益水平下降，同時(shí)日前發(fā)用兩側(cè)非市場(chǎng)化電量的偏差ΔQΣ1不再為0，產(chǎn)生大量不平衡資金。

因此，現(xiàn)貨市場(chǎng)優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先購(gòu)電需要合理設(shè)計(jì)，保障規(guī)模匹配。國(guó)內(nèi)試點(diǎn)地區(qū)在試運(yùn)行過(guò)程中出現(xiàn)了因考慮省內(nèi)非市場(chǎng)化發(fā)電、跨省區(qū)外購(gòu)等因素而導(dǎo)致的非市場(chǎng)發(fā)電比例和用電比例不相等，電網(wǎng)企業(yè)的電量購(gòu)銷造成了發(fā)用兩側(cè)資金的不平衡，影響市場(chǎng)主體收益與市場(chǎng)穩(wěn)定。

3.2.3 對(duì)比場(chǎng)景A和場(chǎng)景D

解耦模式2、3的機(jī)組實(shí)際總結(jié)算的基數(shù)電量不變，基數(shù)合約收益不變，但場(chǎng)景D采用解耦模式2，未進(jìn)行日前基數(shù)合約電量調(diào)整；因此，日前和實(shí)時(shí)偏差結(jié)算的現(xiàn)貨市場(chǎng)部分電量發(fā)生變化，從而導(dǎo)致收益差異和不平衡資金的產(chǎn)生。這說(shuō)明只有在日前和實(shí)時(shí)市場(chǎng)均開(kāi)展發(fā)用電量匹配調(diào)整，才能實(shí)現(xiàn)結(jié)算曲線“以用定發(fā)”的完全解耦。

非解耦模式下，場(chǎng)景D的日前基數(shù)計(jì)劃電量按典型日負(fù)荷曲線分解，與負(fù)荷預(yù)測(cè)中非市場(chǎng)化分時(shí)電量存在偏差，導(dǎo)致不平衡資金的產(chǎn)生。進(jìn)一步對(duì)比場(chǎng)景C、D非解耦模式日前非市場(chǎng)發(fā)用電偏差的不平衡資金可知，現(xiàn)貨市場(chǎng)優(yōu)先發(fā)電與優(yōu)先購(gòu)電不僅需要總量匹配，還需要進(jìn)行結(jié)算曲線匹配。

目前，采用解耦模式2的試點(diǎn)地區(qū)未實(shí)現(xiàn)基數(shù)合約電量的日前調(diào)整，因此不平衡資金在發(fā)用兩側(cè)進(jìn)行了分?jǐn)偡颠€。山西目前采用了解耦模式1，與場(chǎng)景A非解耦模式日前基數(shù)曲線的處理方式一致，有效減小了不平衡資金的規(guī)模，說(shuō)明解耦模式1可以有效規(guī)避日前發(fā)用兩側(cè)非市場(chǎng)偏差產(chǎn)生的不平衡資金，但實(shí)時(shí)與日前偏差產(chǎn)生的不平衡資金仍需要進(jìn)行分?jǐn)偱c返還。

3.2.4 對(duì)比場(chǎng)景A和場(chǎng)景E

市場(chǎng)化用戶申報(bào)與日前負(fù)荷預(yù)測(cè)分布產(chǎn)生的偏差，將影響市場(chǎng)用戶現(xiàn)貨市場(chǎng)的結(jié)算電費(fèi)。同時(shí)對(duì)于發(fā)電側(cè)，采用解耦模式3可以消除市場(chǎng)用戶日前申報(bào)導(dǎo)致的偏差ΔQΣ2，但同時(shí)也會(huì)影響機(jī)組日前基數(shù)合約電量和機(jī)組收益。

非解耦模式下，市場(chǎng)用戶申報(bào)影響了日前和實(shí)時(shí)非市場(chǎng)用電的偏差量，疏導(dǎo)分?jǐn)傆纱水a(chǎn)生的不平衡資金將間接影響機(jī)組收益。通過(guò)聯(lián)合場(chǎng)景D可驗(yàn)證：發(fā)電側(cè)分解的日前基數(shù)計(jì)劃電量和負(fù)荷預(yù)測(cè)中非市場(chǎng)用電的分布偏差、市場(chǎng)化用戶申報(bào)和負(fù)荷預(yù)測(cè)中市場(chǎng)用戶分布的偏差都會(huì)產(chǎn)生雙軌制非市場(chǎng)化電量偏差不平衡資金。因此，在非解耦模式和山西采用的解耦模式1，需要合理控制市場(chǎng)化用戶申報(bào)的偏差。

3.2.5 對(duì)比場(chǎng)景A和場(chǎng)景F

對(duì)于場(chǎng)景F，線路1的傳輸容量限制在負(fù)荷上升時(shí)產(chǎn)生了阻塞，使得低價(jià)機(jī)組無(wú)法直接調(diào)用，高報(bào)價(jià)的4號(hào)機(jī)組獲得了部分中標(biāo)電量，日前、實(shí)時(shí)市場(chǎng)的各類合約電量產(chǎn)生了相應(yīng)的阻塞費(fèi)用，解耦模式3在實(shí)時(shí)偏差結(jié)算中調(diào)整的基數(shù)電量將產(chǎn)生額外的阻塞費(fèi)用。

同時(shí)節(jié)點(diǎn)1的電價(jià)下降，其余節(jié)點(diǎn)的電價(jià)上升，市場(chǎng)各節(jié)點(diǎn)電價(jià)不再相同，導(dǎo)致市場(chǎng)化用戶電費(fèi)、機(jī)組結(jié)算的現(xiàn)貨偏差電量收益和非市場(chǎng)化偏差的不平衡資金也因此變化。目前廣東、山西、山東試點(diǎn)用戶側(cè)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)都采用了發(fā)電側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)，有效減少了阻塞費(fèi)用。

4 市場(chǎng)建議

基于算例分析，針對(duì)市場(chǎng)各方成員提出相關(guān)的合理化建議。

4.1 電力市場(chǎng)組織機(jī)構(gòu)方面

國(guó)內(nèi)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)運(yùn)行過(guò)程中，由于計(jì)劃與市場(chǎng)并行產(chǎn)生的雙軌制不平衡資金占比較高，在開(kāi)展市場(chǎng)建設(shè)運(yùn)營(yíng)管理時(shí)，應(yīng)結(jié)合地區(qū)網(wǎng)源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)運(yùn)行及負(fù)荷發(fā)展等因素，重點(diǎn)關(guān)注2種計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式的適用性，包括總量規(guī)模與時(shí)段曲線的平衡匹配。

4.1.1 加強(qiáng)優(yōu)先發(fā)用電計(jì)劃管理工作

開(kāi)展優(yōu)先發(fā)購(gòu)電總量匹配的工作，有序放開(kāi)發(fā)用電計(jì)劃，加快推進(jìn)市場(chǎng)化用戶參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的結(jié)算，研究省間交易、可再生能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的機(jī)制，保障電力現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)用兩側(cè)計(jì)劃與市場(chǎng)量?jī)r(jià)體系的整體平衡。

4.1.2 研究解耦、非解耦2種模式下市場(chǎng)與非市場(chǎng)發(fā)用電曲線匹配方式的應(yīng)用

解耦模式3會(huì)消除非市場(chǎng)化用電量偏差造成的不平衡資金，但其結(jié)算過(guò)程較為復(fù)雜，不利于發(fā)電企業(yè)進(jìn)行交易決策。若市場(chǎng)化機(jī)組基數(shù)電量調(diào)整空間不斷縮小，其與解耦模式2都將不再適用。

非解耦模式由于發(fā)用電兩側(cè)非市場(chǎng)化電量的差異，需要電網(wǎng)企業(yè)提升電力用戶用電曲線預(yù)估的準(zhǔn)確度，可采取解耦模式1的實(shí)現(xiàn)原理，適時(shí)調(diào)整和滾動(dòng)日基數(shù)計(jì)劃電量水平或選取合適的分解曲線，減少不平衡資金的規(guī)模。

4.1.3 關(guān)注負(fù)荷預(yù)測(cè)、市場(chǎng)申報(bào)的機(jī)制設(shè)計(jì)

解耦模式1、3和非解耦模式中都應(yīng)用了日前負(fù)荷預(yù)測(cè)和市場(chǎng)化用戶申報(bào)電量。解耦模式3中兩者的差值決定了基數(shù)合約的日前調(diào)整量；非解耦模式和解耦模式1中的市場(chǎng)用戶申報(bào)量將直接影響非市場(chǎng)用戶的日前結(jié)算電量，進(jìn)而影響機(jī)組的結(jié)算收益和不平衡資金水平。

因此，若用戶采用報(bào)量不報(bào)價(jià)的模式參與市場(chǎng)，在無(wú)法精確掌握非市場(chǎng)化用戶分布時(shí)，需要對(duì)市場(chǎng)用戶的申報(bào)曲線進(jìn)行限制。在市場(chǎng)具備相關(guān)條件后，可由代理非市場(chǎng)化用戶的供電公司進(jìn)行負(fù)荷預(yù)測(cè)，與市場(chǎng)化用戶申報(bào)曲線進(jìn)行疊加后形成日前市場(chǎng)出清的邊界條件，最大程度地減小非市場(chǎng)化電量偏差的影響。

4.1.4 合理制定結(jié)算規(guī)則，調(diào)整結(jié)算關(guān)系

設(shè)計(jì)不平衡資金相關(guān)的結(jié)算科目管理機(jī)制，將市場(chǎng)運(yùn)行過(guò)程中產(chǎn)生的不平衡資金依據(jù)來(lái)源獨(dú)立記賬，按不同主題分別計(jì)算各類補(bǔ)貼分?jǐn)偅侠硎鑼?dǎo)相關(guān)市場(chǎng)主體。

4.2 發(fā)電企業(yè)方面

建議市場(chǎng)化機(jī)組在參與電力市場(chǎng)時(shí)：應(yīng)基于成本和市場(chǎng)判斷進(jìn)行合理報(bào)價(jià)，避免未中標(biāo)造成的利益受損；重點(diǎn)關(guān)注中長(zhǎng)期合約量?jī)r(jià)的穩(wěn)定性，減小市場(chǎng)波動(dòng)帶來(lái)的利益影響。

4.3 電力用戶方面

建議電力用戶提升用電曲線的預(yù)測(cè)能力，提升中長(zhǎng)期交易合約的簽約能力，減少申報(bào)曲線誤差，以充分控制市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)。建議有條件的電力用戶積極參與負(fù)荷調(diào)節(jié)，進(jìn)一步控制用電成本。

5 結(jié)束語(yǔ)

雙軌制模式下計(jì)劃與市場(chǎng)銜接的相關(guān)問(wèn)題復(fù)雜多變。本文首先分析了雙軌制模式下市場(chǎng)結(jié)算量?jī)r(jià)體系平衡的重要性，以及不同類型的市場(chǎng)主體參與方式、市場(chǎng)交易電價(jià)機(jī)制、計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式及其適用范圍。進(jìn)而討論解耦和非解耦2種計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式的不同實(shí)現(xiàn)方式對(duì)機(jī)組結(jié)算收益的影響，通過(guò)理論闡述和公式推導(dǎo)，研究了完全解耦的實(shí)現(xiàn)路徑，全面分析了市場(chǎng)主體收益、成本及不平衡資金的構(gòu)成，搭建了計(jì)劃與市場(chǎng)銜接模式對(duì)市場(chǎng)結(jié)算的指導(dǎo)框架。通過(guò)算例對(duì)不同情景下的市場(chǎng)結(jié)算情況進(jìn)行計(jì)算，分析了優(yōu)先發(fā)購(gòu)電水平、市場(chǎng)申報(bào)、阻塞等因素對(duì)市場(chǎng)主體利益和不平衡資金的影響，提出對(duì)市場(chǎng)組織者和參與者的合理建議，為市場(chǎng)建設(shè)過(guò)程中資源配置、機(jī)制優(yōu)化和風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避等方面提供了理論依據(jù)與數(shù)據(jù)支撐。