考虑外来电分摊的浙江燃煤机组调停调峰市场机制研究

梅天华，李磊，陈靖文

(1.国家能源局浙江监管办公室，杭州市 310007； 2.浙江省电力公司，杭州市 310007;3.上海交通大学电子信息与电气工程学院，上海市 200240)

考虑外来电分摊的浙江燃煤机组调停调峰市场机制研究

梅天华1，李磊2，陈靖文3

(1.国家能源局浙江监管办公室，杭州市 310007； 2.浙江省电力公司，杭州市 310007;3.上海交通大学电子信息与电气工程学院，上海市 200240)

当前外来电不参与受电省份的深度调峰，导致受电地区电力调峰资源不足。受调度“三公”影响，机组调停调度以“轮停”为主，运行效率较低。该文在现行运行规定的基础上，建立了外来电分摊受电省份机组辅助服务成本的分摊模型和基于报价、补偿的调停调度交易模型，应用公平分配理论中的“无嫉妒”性，给出了市场定价和结算规则。论证了在该文所述的调停交易机制下，参与市场机组报价的策略自明性。对调停调峰市场实施过程中需要注意的问题进行了讨论。通过浙江电网实际算例，表明该文模型能够平衡各方利益，解决当前机组调停的公平效率问题。

机组调停；电网调峰；成本分摊；公平；电力市场

0 引 言

在电力市场环境下机组竞价上网，报价较高机组自然低出力运行，电力运行不存在调峰辅助服务需求[1]。我国特有的“三公”调度体制[2]，导致电力公平调峰成为重要的调度目标。随着特高压电网和光伏、风电、水电、核电等可再生能源的快速发展[3-5]，电力调峰矛盾日渐突出。近年来浙江省外来电占比出现较大幅度上升，外来电量在统调用电量中的占比已经超30%，且多数为新能源可再生能源。导致浙江电网调峰能力严重不足[6]，燃煤火电出现了频繁调停调峰运行的新常态。2014年夏季受溪洛渡左岸水电机组投运以及四川水电大发影响，特高压±800 kV宾金直流长时间不调峰满负荷运行。由此导致2014年7～10月份浙江省燃煤火电机组调停近百台次，日均调停容量超过800万kW。由于系统运行的旋转备用增加，并且机组启停成本无法有效分摊，导致了浙江省常规燃煤机组负荷率同比下降了近20%。据测算，仅考虑宾金直流投运就导致浙江常规燃煤机组的煤耗增加2.6 g/(kW·h)。

为解决辅助服务成本的公平分摊问题，原国家电监会开展了辅助服务“两个细则”考核补偿管理[7-8]。但是当时燃煤发电机组运行中很少“调停”，该规则并未将燃煤机组调停成本纳入到补偿分摊的范围。另一方面“两个细则”考核补偿以同一调度范围内的发电机组为对象，这就导致浙江省内机组为溪洛渡和四川水电消纳承担了大量的成本，但是却没有获得任何补偿。第三，由于“两个细则”考核补偿管理主要依托于现有调度体制，机组主动参与调停的激励不足。受调度“三公”体制影响，当前浙江发电机组调停主要采用了“轮停”的调度策略，无法体现电力运行的经济性要求。

为解决当前电网调峰问题，促进各类机组公平承担辅助服务成本，业界开展了大量的研究和实践。浙江能源监管办开展了辅助服务成本的跨省区分摊试点。东北区域采用市场化报价和补偿分摊相结合的方法，通过市场机制促进调峰资源优化，但交易中并未包含机组调停。在理论方面主要围绕分摊和激励机制开展研究，文献[9-11]应用合作博弈论中的Shapley值、核仁等对机组调峰成本进行分摊。文献[9]提出的将启停费用分摊至电力负荷的方案，可以在优化调峰运行的基础上，对电力负荷参与电力运行调整提供激励信号。但是基于合作博弈的方法均存在“组合爆炸”问题，不具备大规模应用的可行性。文献[12]建立了水电/火电机组的调峰能力评估模型，根据调峰能力和上网电量分配调峰费用，激励机组参与调峰运行。文献[13]提出了通过提取调峰电费补偿基金的方法，建立了根据等效可用负荷率进行分摊的调峰补偿模型。但是该模型没有充分兼顾调峰优化调度和激励机制，对于机组调峰义务的分配也缺乏依据，难以形成行业共识。

本文从激励机制、调停优化及公平分摊的角度对浙江省调停调峰市场机制进行研究。在华东区域“两个细则”[8]的基础上建立外来电分摊省内辅助服务成本的计算模型。同时将获得的费用，用于激励发电机组参与调停调峰。在考虑现行运行规定的基础上，以机组报价为基础，将机组调停等效为机组开机权分配，建立机组调停优化模型。根据市场交易的“无嫉妒性”原则[14-15]，建立调停费用的补偿分摊模型，并对调停市场中的博弈行为进行分析，证明博弈均衡定理。最后结合算例表明本文模型的有效性。

1 外来电分摊受电省份辅助服务成本模型

1.1 基本思路

受调度区域划分影响，外来电一般不参与受电省份的调频、自动发电控制(automatic generation control，AGC)、自动电压控制(automatic voltage control，AVC)等辅助服务。外来水电在丰水期一般不调峰满发运行，导致受电省份燃煤机组调峰需求大幅增加，运行成本显著上升。尽管外来电已经参与了送端电网的辅助服务调用，但是如果不考虑对受端电网的影响，会导致外来电送电成本的扭曲，不利于资源的优化配置。考虑到现行“两个细则”考核补偿已经开展多年，发电行业基本认可了这一费用分摊模式。从简化操作角度，本文以华东区域“两个细则”为基础，对外来电参与受电省份的辅助服务补偿分摊进行建模。

1.2 分摊算法

对受电省份而言，外来电一般不承担任何辅助服务。即使考虑调峰因素，外来电参与调峰的深度一般不超过30%，属于无偿调峰的范围。根据“同网同电承担相同辅助服务费用，高电价机组的辅助服务义务相应更高”的原则，外来电源应当与受电省电源按照相同的规则参与受电省份的辅助服务费用分摊。由于外来电无法为受电省份提供辅助服务，也无法参与受电省份的“两个细则”辅助服务考核，因此本文仅考虑了外来电机组分摊省内机组辅助服务补偿费用这一因素。相应的计算模型为

(1)

1.3 分摊算法优点和主要问题

公式(1)尽管没有考虑网络阻塞、潮流分布以及实际运行状况等因素，也不能充分兼顾电价核准制的内在要求。例如，核电机组、热电联产机组，由于电价核定中并未考虑辅助服务成本，就可能提出其不应承担AGC、调峰等费用；外来电机组可能会因为其增加了额外费用而提出异议。但是总体而言，该分摊方法原则明确，基本符合公平原则，而且计算和计量都比较简单，并且不改变当前辅助服务的调用方式，易于实践推行。当前溪洛渡电厂分摊浙江电网辅助服务成本、向家坝机组分摊上海电网辅助服务成本的计算方法与公式(1)基本一致。

由于华东区域“两个细则”解决了辅助服务调用的激励问题，大大降低了调用发电机组辅助服务的现实阻力，在当前“三公”调度为主导的情况下容易产生机组辅助服务过度调用问题。例如，当前电网运行中的实际频率偏差远小于GB/T15945—2008《电能质量 电力系统频率允许偏差》规定的合格标准，表明当前机组调频和AGC很可能存在过度调用问题。另一方面，由于“两个细则”考核分摊中，辅助服务调用的费率采用的是固定费率，不能兼顾不同机组的实际成本，容易引发对辅助服务调用公平性的置疑。

2 基于报价的调停市场模型

2.1 基本思路

由于“两个细则”考核补偿，采用了固定费率的统一定价模式，无法对辅助服务的优化调用形成有效制约机制，也无法解决辅助服务调度公平性的争议问题。继续将机组调停调峰问题纳入“两个细则”的框架，通过核定机组调停费用的方法加以解决，未必是最佳的方案。考虑到市场机制是解决优化调用，满足“无嫉妒性”[14-15]公平的最佳方案，本文采用了基于报价的市场方式对调停安排和成本分摊进行建模。

在浙江常规燃煤机组发电量占统调发电总量的90%左右。而燃气机组已经实施“两部制”电价，上网电价中包含了其频繁启停的运行成本及经营利润要求，如果再从调停调峰市场获益显然不符合公平原则。非“丰水期”水电调峰的情况比较复杂，文献[16]提出了基于调峰价值量的水电调峰补偿算法。但是从现行电价体系和浙江省调度惯例来看，非“丰水期”水电无偿提供调停调峰是合理的。华东区域“两个细则”对燃气和水电的调停补偿算法也体现了这一特点。从简化和市场平稳起步的角度，仅仅考虑了常规燃煤机组参与浙江省电力启停调峰市场。

基于报价的调停市场建模思路为：(1)将机组调停问题看成是发电机组的开机权分配问题，即机组可以开机是因为分配到了有限的开机权；(2)获取开机权的机组应当支付给未获得开机权的机组(调停机组)相应的费用，并且结果应当满足无嫉妒性；(3)调停调度应当满足电力运行的约束。

2.2 调度模型

受电力调度“三公”模式以及安全运行要求的影响，调度机构往往通过压低发电负荷率来提高安全裕度。但根据现行规定原则上系统运行负荷率低于70%时应当启动调停，且调停时间不少于7天。根据DL/T1040—2007《电网运行准则》电网企业应当开展7天的每日96点负荷预测。本文按照调停交易周期7天，平均负荷率大于0.7确定调停方案。假设发电机组i申报的调停成本为uci，从开机权分配的角度看，机组获得开机权相当于创造了uci的社会福利。开机权分配方案应当满足社会福利的最大化(调停成本最小化)。调停优化的计算模型为

(2)

约束条件：

(3)

(4)

约束(3)和约束(4)分别表示系统运行的负备用约束和负荷率约束。没有考虑正备用约束，是本文模型按照调停成本最少为目标，正备用约束自然满足(如果不能满足，则会出现减负荷)。没有考虑网络约束，是因为当前电力调度主要按照分区平衡进行安排，同一分区内视同单母线模型，不同分区内的机组不考虑备用的互济作用。没有考虑年度计划电量对运行的制约作用，主要是因为当继续调停导致其计划电量无法完成时，机组可以通过申报更高的调停价格自行予以调整，该部分成本已经包含在uci中。

若机组调停安排按照模型(2)～(4)确定，尽管可以满足系统运行的经济性，但会导致调停成本低的机组长期承担启停任务，而调停成本高的机组则无须参与调停调峰。如果没有利益平衡机制，将会导致不公平。如何公平确定补偿金额则需通过建立补偿结算模型予以明确。

2.3 补偿结算模型

(5)

从收支平衡来看有：

(6)

式中：n1为开机机组集合；n2为调停机组集合。

从公式(5)～(6)解得：

(7)

(8)

其中n=n1∪n2。

3 博弈均衡及需要注意的问题

3.1 “两个细则”分摊对交易的影响

本文第1节中建立了外来电分摊省内机组辅助服务成本的计算模型。为了激励发电机组参与调停市场，可以考虑把外来电分摊省内辅助服务的费用Ri先行支付调停总费用，不足部分继续分摊。由此公式(6)应当修改为

(9)

求解得：

(10)

(11)

3.2 博弈均衡分析

对于市场报价中参与人(机组)的博弈行为本文给出如下结论：

定理1 如果参与调停市场的机组报价为连续量，且各机组装机均相同，则按照本文第2节给出的启停调峰调度结算模型，参加市场机组的报价是策略自明的。

证明：从3.1节分析可知，外来电分摊不影响机组报价策略，所以证明中可以不考虑外来电补偿费用的影响。根据本文第2部分的模型，市场交易的价格由边际机组确定，且满足公式(5)和公式(6)。假设机组k为边际机组，按照真实成本报价时，此时机组k的收益为

(12)

(13)

(14)

证毕。

定理1表明本文设计的竞价机制可以保证市场的平稳运行，不会出现恶意竞价的现象。

在实际市场运行中机组成本为离散量，装机也会存在差异，此时从定理1的证明过程可以发现，如果机组的成本信息为公开信息，边际机组可以通过申报一个无限接近于次高成本边际机组的报价而获得额外收益，在机组较多的情况下这一收益一般会比较低。实际市场运行中参与交易机组的策略性报价空间比较小，这有利于市场的平稳运行。

3.3 需要注意的问题

从3.2节的分析可以看出本文的调峰交易机制不需要设置最高和最低限价，机组按照成本报价是最佳的竞价策略。

本文2.2节模型的出清结果是以电力电量预测完全准确为前提，在实际市场运行中，实际调停安排应当根据负荷预测的变化而相应进行调整。此时可以引入电力市场中的事后电价机制[17]，根据实际调停调用情况进行定价和结算。即事先安排调停而实际调度中未被调停的机组不能获取调停费用，并且和其他未调停机组一样承担调停成本的分摊义务。

对于电网运行中的因网络约束等其他因素需要强行开机或停机的机组以及外来电机组，可以模仿电力市场中的“约束上”、“约束下”机组的定价规则进行处理，按照报价或所在分区的边际价格进行补偿分摊。

4 算例及分析

4.1 简单模拟算例

算例包含10台机组，1～9号机组为常规燃煤火电机组，10号机组表示外来电机组。机组参数及调停报价情况见附录。

假设交易期内最高负荷预测值为3 700 MW，最低负荷为2 500 MW，总用电量预测值为430.7 GW·h，交易期内外来电根据“两个细则”补偿分摊的金额为54万元。各机组装机容量和调停报价如表1第2，3列所示。根据公式(9)和(10)，从外来电获取的费用，经由调停市场的分摊结果见表1第4列。机组根据本文第2节的调度结算模型计算结果为5～7号机调停，并获得调停收益，其他机组支付开机费用，各机组收支情况如表1第5列所示。计算结果为：调停总容量为1 800 MW，调停总费用265万元，不考虑补偿分摊的调停边际价格为0.158 万元/MW(7号机为边际机组)。

8号机组尽管单位容量调停成本最低，但由于开停机具有0-1整数优化性质，从优化结果来看调停8号机及其他机组并非最优方案。从表1中还可以看出各种分摊方法均满足收支平衡。由于无嫉妒分摊按照边际调停价格结算，因此单位调停成本较低的5，6号机组获得了超出成本的额外收益，这就对机组调停提供了激励机制。表1第6列显示了外来电“两个细则”费用优先用于支付调停机组，降低了省内机组的调停费用支出，有利于激励机组参与调停交易市场。

表1 调停交易费用及分摊情况
Table 1 Shut-down trading cost and allocation situation

4.2 实际场景算例

2014年8月浙江省某地电网共有燃煤火电机组66台，总装机3 569.5万kW。受宾金直流投运和溪洛渡水电大发影响，浙江电网按照浙南、浙中、浙北3个分区实施电力电量平衡管理。各分区装机情况见表2，其中三峡集团(宾金直流)的9台装机(按落地量计算)640万kW接入浙南电网，分摊“两个细则”费用为72万元。以8月14日至20日调停安排为例计算成本分摊。机组开停机安排及费用分摊如表2。

表2中各分区的调停容量和调停数量根据分区可调机组和分区负荷曲线(燃煤机组部分)，按照本文第2节的调度结算模型计算得到。宾金直流落点为浙南分区，参与了浙南分区的调停交易。由于浙南分区承担了宾金直流的电力受入，其调停调峰负担较重，因此相应的调停出清价格也比较高，本文的价格机制可以反映调停调峰资源的稀缺程度。表2中的“交易金额”表示分区内调停机组获得的费用总额，宾金的交易金额表示溪洛渡水电需要支付的资金总量。从表2中可以看出，宾金参与调停调峰的交易量远远超过“两个细则”的补偿分摊金额，当前“两个细则”存在补偿力度不足的问题；通过调停市场的建立解决了发电机组的调停激励问题，同时使得外来电增加受入地调峰成本显性化，平衡了各方利益诉求。结算时，外来电支付受电省份的调停分摊费用，可以通过受电省份电网公司扣减支付给外来电电费的方式实现。同时通过调整参与调停交易机组的购电费就可以实现调停交易市场的结算。

表2 浙江电网调停交易模拟情况表
Table 2 Simulation of shut-down trading in Zhejiang power grid

5 结 论

(1)建立了外来电分摊受电省份辅助服务成本的分摊模型。

(2)建立了机组中长期优化调停模型。

(3)建立了基于“无嫉妒性”的机组调停成本分摊及结算模型。

(4)证明了本文交易机制的策略自明性，对实际施行中的有关问题进行了讨论。

(5)算例表明本文的交易机制可以激励燃煤机组参与调停，同时使得外来电受入产生的调停成本显性化，可以平衡各方利益诉求。

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(编辑 张媛媛)

附录A

表A1 10机系统机组参数及报价情况
Table A1 Parameters and quotation of 10-units system unit

注：计算中，正备用率取0.02，负备用率取0.02；核电、外来电报价高主要模拟弃水成本。

表A2 实际算例参数
Table A2 Parameters of real example

注：部分燃煤机组启停报价特别高是考虑了全厂停机的成本因素，宾金水电报价按照弃水成本考虑。

Shut-Down Peaking Market Mechanism of Zhejiang Coal-Fired Units Considering Import Power Allocation

MEI Tianhua1, LI Lei2, CHEN Jingwen3

(1. Zhejiang Energy Regulatory Office of National Energy Administration, Hangzhou 310007, China;2. State Grid Zhejiang Electric Power Corporation, Hangzhou 310007, China;3. School of Electronic, Information and Electrical Engineering, Shanghai Jiao Tong University, Shanghai 200240, China)

The imported power does not participate in the deep peak-regulation at present, which leads to the deficiency of the peak-regulation resources in the receiving-end region. Following the “Equity, Openness, Justice” dispatch principle, “rolling shut-down” is the main mechanism for unit commitment, which has low operation efficiency. Based on the existing operation regulations, this paper establishes an allocation model of ancillary service cost for units in energy-importing region with considering the participation of import power, formulates a shut-down trading model based on quotation and compensation mechanism, and presents the market pricing and settlement rules following the “no envy” concept in fair distribution theory. The self-enforcing strategy of the unit quotation under the proposed shut-down trading mechanism is proved. We discuss the problems that need attention during the implementation of shut-down peaking market. Through the realistic examples in Zhejiang power grid, it is showed that the proposed model can balance the interest of different entities and solve the fairness and efficiency problems of shut-down peaking.

shut-down peaking; peak regulation of grid; cost allocation; fair; power market

TM 73； F 426

A

1000-7229(2016)03-0117-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.03.018

2015-11-28

梅天华(1980)，男，博士，工程师,研究方向为电力市场；

李磊(1982)，女，硕士，高级工程师,主要研究方向为电力市场与电力系统需求侧管理；

陈靖文(1995)，男，本科生，研究方向为电气工程与自动化。