考虑可再生能源参与的调峰交易机制设计

杨 萌, 张粒子, 杨巍巍

(1. 华北电力大学电气与电子工程学院, 北京市 102206; 2. 国家电网公司东北分部, 辽宁省沈阳市 110181)

0 引言

在中国现有上网电价形成机制下,调峰是由全体发电企业共同担负的跟踪负荷,实现发用电均衡的一项重要工作。随着可再生能源渗透率的提高,调峰不仅要满足负荷周期性的变化,还要满足可再生能源出力的波动性变化,然而该部分调峰的增量需求所对应的成本,目前在国内多数地区并未得到充分的补偿。

国外成熟电力市场依靠电能现货市场,实现供需的匹配,确定发电机组的出力计划,通过市场竞争形成时序电价来解决调峰的问题。在市场环境下,为了更好地迎合时序电价的变化趋势,学界纷纷尝试将可控性更好的水电、电储能装置,甚至需求侧资源与可再生能源发电相结合,通过改变整体发电出力的时间分布特性,获得更好的经济效益。

由于国内尚未建立完整的电力现货市场体系,目前仍主要通过计划手段,在常规电源间分摊调峰权责,且不同于建立电力现货市场的地区,国内所指的调峰更多关注的是负荷低谷时段的减发能力[1-5]。国内目前多数地区执行“两个细则”的有关规定,对有偿调峰予以经济补偿。随着调峰矛盾的突出,为体现市场主体在提供调峰时意愿和效果的差异,华北和东北[6]区域做出了新的尝试。其中,京津唐电网调峰2013年起采用按贡献度补偿的方式;而东北电网则于2014年启动了调峰市场,对深度调峰分段出清。截至目前,山东、山西、新疆、福建、宁夏等省份也纷纷开展了竞价调峰交易。

相对于“两个细则”中规定的其他辅助服务类型,调峰存在更为明确的责任体和受益体,且随着发电能源类型的多元化,调峰更多地体现出系统提升灵活性的需求[4, 7-8]。目前对于调峰补偿机制的研究主要基于成本分析统计,以求得一个相对合理的补偿标准,计算依据主要是水火电机组的经济特性[9-12]。除了基于成本的方法,还有一部分研究从调峰普遍责任出发,对调峰权[13-15]交易机制进行了讨论,在一定程度上体现了系统对于调峰效果的需求。另外,基于调峰责任的分析,无偿和有偿调峰的边界如何划分[10, 16]也是一个值得关注的问题。由于发电出力的不确定性,以风电为代表的可再生能源通常被认为是调峰的消费者[2-3, 17-18],在超出常规机组调峰认定的能力时,只能被动地接受弃风、弃光的调度指令,对其运行的经济性考虑不足。在某些情形下,可再生能源也可以成为调峰的提供者,以主动降低出力等方式,避免火电等传统能源机组在短时负荷低谷强行压低负荷率甚至关停,造成额外的经济损失和安全风险。在运行层面,调峰问题的处理主要是基于经济调度理论建立优化模型,在机组组合过程中考虑调峰的随机性需求[19]。在论证调峰概念和权责的基础上,本文对现有调峰补偿机制进行了归纳,基于调峰效果提出了一种考虑可再生能源参与的调峰交易机制,并通过算例验证了其有效性。

1 调峰的概念与特征

根据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)规定,辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行,保证电能质量,除正常电能生产、输送、使用外,由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务,包括:一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用和黑启动服务等。值得注意的是,上述辅助服务定义中正常的电能生产、输送和使用是通过电量计划或者电力交易实现的,因此该定义可以解读为辅助服务是排除电能量交易和计划之外的。从这个角度来说,如果调峰过程中产生的电量变化会在本年度后续月份追补,不影响年度电量计划的执行,则调峰可以纳入辅助服务的范畴;但如果调峰电量不予追补,则发生了发电指标的流动,此时调峰实质发生了电量交易的行为,不再应作为辅助服务品种存在。

此外,“两个细则”中对于调峰的技术要求主要体现在机组出力相对于可调出力的比率上,一般是设定为火电机组最大可调出力的50%左右。然而,随着调峰压力的增加,需要引入更多的调峰资源,包括电储能装置、抽蓄电站、需求侧资源,甚至可再生能源等各种类型的发电机组理论上均可以参与调峰。因此,调峰不应局限于传统水火电机组出力与容量比的概念,其定义应具备更普遍的内涵和更广泛的外延,即定义为:电力系统各类资源(包括发电资源、储能设备和需求侧资源),为保障电力电量平衡,有计划地按照电网负荷变化需求,进行自身发电出力或用电负荷调节的行为。该服务具有普遍性、多样性、经济性、持续性和指向性五个显著特征。下面将对每种特征进行具体说明。

1)普遍性

普遍性指对于电力系统所有参与到电力系统实时发用电过程中的调峰资源,均应当承担相应的调峰“责权”。调峰应当对所有资源做到无歧视、无偏袒。所有发电机组均有跟踪负荷峰谷变化的责任,因此从调峰公平的角度,理想的情况是所有并网运行机组均按照负荷曲线的形状改变其出力,其出力大小取决于其瞬时可用容量占系统总体可调容量的比例,从而实现“平等”的负荷跟踪。虽然发电机组的平均调峰曲线在现实中受机组最小出力、爬坡速度、启停状态,以及网络阻塞等约束的限制,是不可能实际运行的,但并不妨碍这一理想曲线作为衡量调峰多少的参照基准。考虑上述约束后,定性而言,机组在负荷高峰时出力越高,在负荷低谷时出力越低,则对系统调峰的贡献越大。

2)多样性

在系统调度机构调用调峰资源的过程中,一方面,从系统角度来看,在不同的时间尺度下,调度机构所需要利用的调峰资源是不同的;在不同的时间段,系统所需要的调峰类型也存在着不同,例如,在系统高峰时段,往往出现供小于求情况,调度机构将需要调峰资源增加出力(或减小用电),可视为“上调服务”,而在系统低谷时段,往往出现供大于求情况,调度机构将需要调峰资源减小出力(或增加用电,可视为“下调服务”;而机组通过启停调峰,也可以视为一种特殊的上下调节服务。

另一方面,从调峰资源角度来看,不同的调峰资源在不同时间尺度上对负荷变化的响应能力也存在着区别。因此,在市场机制的设计过程中,应当充分考虑不同调峰资源间调峰能力的差异性,从而设计合适的机制以激励各类资源参与调峰。

3)经济性

调度机构调用调峰保障供需平衡的同时,应当尽量提高系统运行的经济性。各类调峰资源在面对不同的工况、负荷、一次能源供应等情况时,其运行成本和机会成本随之变化,在参与调峰过程中会体现出迥异的经济特征。例如,当某一电力系统已具备较好的应对供应或负荷大幅波动时的快速响应能力时,继续投入调节性能较强但成本较高的设备,如燃气机组、储能设施等会造成资源的浪费;同时,调度机构在利用具有相同技术性能的灵活性资源时,应当优先考虑利用更具成本效益的资源。

4)持续性

持续性指相对于辅助服务中其他有功服务类型,如一次调频、二次调频,调峰所跟踪的是调度机构的连续多分钟的调度指令(如以15 min或5 min为一个基本时间间隔)形成的修正发电计划,而非实时变化的秒级瞬时出力,在响应速率上相对更慢,但作用时间更长。同时,由于调峰的时间跨度相对更大,且主要关注点着眼放在发电出力的相对调整的时间积分,而非实时功率的变化上,故总体所涉及的电量规模较其他有功服务调用过程大得多。

5)指向性

指向性是指调峰的权责相对于其他辅助服务类型,更加明确。一方面,电力系统的所有调峰资源主体均承担着一部分的调峰义务,而在履行调峰义务之外,调峰资源所提供额外服务,则需要获得额外补偿;另一方面,对于某个特定市场主体而言,由于受到自身的出力/用电特性、经营策略、意外事故等因素的影响,其在完成自身“义务”调峰责任的过程中,若无法达到预期目标,需要其他调峰资源为其完成这部分调峰责任的差额部分,因此事实上该资源享受了其他调峰资源所提供的服务,应当给予为其提供服务的调峰资源一定程度的经济补偿。

2 调峰补偿机制分析

2.1 火电调峰成本分析

火电机组参与调峰主要有深度调峰和启停调峰两种方式。当不考虑投油调峰的运行方式时,火电机组深度调峰的主要成本为煤耗量增加的成本、由于机组寿命缩短而加速折旧的成本以及因机组磨损造成的维修费用增加成本。火电机组启停机、炉时会产生启停成本,机组启停也会造成机组寿命的缩短。机组的启停成本可以根据启停机、锅炉的煤耗成本等进行测算或估算,而启停造成的机组寿命缩短成本则由于缺乏统计或试验数据很难进行测算或估算(燃气机组除外)。

2.2 风电调峰成本分析

风电作为清洁能源,其发电成本构成与常规能源有较大差别,应区别对待。风电场初期投资较大,但由于不需要燃料,因此单位电量所含的运行费用远低于传统火电厂。风电是通过电价的形式进行补贴的,因此没有足够的发电量,风电企业无法获得足够的效益。如果风电企业通过支付一部分费用,获得火电企业更多的深度调峰支持,保障充分发电量和利用率,将有利于形成双赢的局面。另一方面,当面临火电机组必须通过启停调峰实现风电消纳的严峻情况时,选择适当弃风将有利于避免由于火电启停过程带来的超额排放和燃料消耗。因此,本着资源优势互补和市场公平的原则,应将风电等可再生能源纳入调峰市场中来,理顺利益关系,充分调动各种资源参与调峰的积极性。

2.3 调峰对电量交易的影响

根据机组参与调峰时出力的变化方向,可以将调峰区分为上调峰和下调峰。

上调峰是指在负荷需求高于预期时,机组按照调度要求提高出力以满足负荷需求的行为。通常情况下,由于机组运行时出力通常低于其额定功率,在执行上调峰任务时,其运行经济性会有所提升,并能够获得额外发电机会,从而提高发电收益;由于目前国内电力价格尚未完全市场化,在燃料市场价格较高时,发电企业为了避免亏损,有可能不愿意参与上调峰。上调峰的主要约束在于机组的最大出力和机组接入网络的输电容量。

通常所指的调峰为下调峰,即机组按照调度要求降低出力以满足负荷低谷电力平衡需求的行为。火电机组降低出力,其平均能耗将有一定幅度的增长,运行经济性下降,其发电量的损失将通过后期调度过程滚动补回,但该滚动过程仅能保证基数合同电量的完成率与其他发电企业基本一致,下调峰造成的经济损失则需要通过上述细则进行补偿。

2.4 传统电力调峰补偿机制

根据《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)规定,电力调峰分为基本调峰和有偿调峰,基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内,为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务;有偿调峰是指发电机组超过规定的调峰深度进行调峰,以及火力发电机组按电力调度交易机构要求在规定时间内完成启停机(炉)进行调峰所提供的服务。国内各省区出台执行的辅助服务细则中,对有偿调峰的边界一般约定为火电机组的50%,部分省市根据本地实际需求和调峰能力,将基本调峰的边界设置得更低。

当时设计该机制时,主要考虑传统的火电和水电作为系统调峰资源,且应对的主要是用电负荷的日内周期变化,简单的设计也在一定时期内发挥了积极的作用。通过上述对火电和风电调峰成本的分析,可知影响调峰成本的因素较多,难以精确估算,因此采用统一的补偿标准进行调峰补偿只能实现形式上定性的鼓励,缺乏对不同调峰资源技术经济特性的适应与激励。随着可再生能源的大规模并网,以及近期负荷增长的放缓,传统电力调峰补偿机制的局限性逐渐凸显。

2.5 按出力比分段的竞价调峰交易

以东北调峰市场为代表的竞价调峰交易的将机组出力相对于其最大可调出力的比例作为竞价标的,对出力比进行分档出清竞价。目前执行的竞价调峰交易均未考虑调峰电量对于年度计划电量的影响,不约而同地选择通过后续滚动的方式,满足调峰机组完成电量计划的要求。该交易模式下,发电机组报价将只考虑由于深度调峰造成的效率损失等变动成本,而无须考虑电量损失造成的机会成本。因此,深度调峰报价在后期追补电量的前提下,与电能价格是完全解耦的,其边际出清价格仅反映系统内火电机组在不同出力比档位下,降出力运行的效率损失成本。

此外,由于该模式是以风火系统为蓝本设计的,将出力比作为交易标的,默认火电机组为调峰的提供者,当把水电、燃气、抽蓄,甚至储能和需求侧资源引入之后,出力比将难以反映各类资源的调峰深度与系统贡献的对应关系,不同资源的调峰贡献也随之在数量上不可比,因此在多元调峰资源的协调上有所局限。

为克服该局限性,可不以出力比作为交易标的,而直接将各时段的上、下调节出力作为交易标的,对应满足系统的调峰需求。另外,若进一步引入不追补电量的规则,则调峰报价将体现发电机会成本,出清价格将能够在一定程度上反映系统在各时段实现电力供需平衡所需的边际成本。

2.6 基于贡献度的调峰补偿

《京津唐电网并网发电厂调峰辅助服务补偿实施细则(征求意见稿)》改变了按基本调峰深度补偿的方式,引入了以调峰贡献作为补偿依据。这里将调峰贡献度定义为机组峰谷时段平均出力之比与全网总加负荷峰谷时段平均电力之比的差值,并以此为依据进行调峰补偿和费用分摊。该细则强调“随行就市”,即以每天全网负荷曲线为基准,量化出各台机组的调峰贡献,正贡献的机组获得调峰补偿,负贡献的机组承担相应补偿费用。

该模式虽然仍属于计划性质的事后补偿机制,但相对于现行辅助服务补偿规定中比较粗略的深度调峰判定方式,已经能够更清晰地体现出系统的调峰需求以及市场成员个体对于整体调峰的贡献程度,可以归为按调峰效果补偿的机制。由于采用了系统调峰需求和个体调峰效果的视角,该机制更适用于多元调峰资源之间的优化配置。该模式的难点在于补偿标准的设定,当前试行规则中调峰贡献度所对应的单位补偿价格在只考虑火电机组时可以通过热耗率实验或参考国标,结合典型负荷曲线进行估算。估算结果由于受负荷的周期性变化和不确定性影响,会存在一定偏差。机组自身能源类型、新旧程度、运维水平、燃料质量等因素也会影响其热耗率[20-23],出于经营策略考虑,这些信息往往是不透明的。如果进一步开展竞价交易,以调峰贡献度为竞价标的,则市场成员在报价时也难以预料自身行为与系统调峰需求的准确对应关系。

2.7 现行调峰补偿机制评价

综上所述,东北区域为代表的调峰市场和华北区域为代表的调峰贡献度补偿机制在不同程度上体现了对调峰5个特征的考虑。

传统调峰补偿和调峰市场均根据一般经验将火电机组为代表的传统能源作为深度调峰的主力资源,而将可再生能源视为调峰的需求者,固化了其在调峰中的角色。调峰贡献度的方式,则在体现调峰普遍性的方面有着天然的优势,从系统整体需求的角度出发,对所有市场主体划定出一个统一的判定标准,便于在特殊条件下体现一般被视为调峰需求者的可再生能源和需求侧对于系统调峰的正向贡献。

传统补偿仅对负荷低谷时段的下调峰进行补偿,且不考虑不同时段调峰需求的变化。调峰市场虽然也仅针对下调峰进行竞价,但由于分时段竞价,能够在报价中体现出不同时段参与者调峰意愿的差异。调峰贡献度能够体现峰谷时段调峰需求的变化,以及不同调峰资源的参与程度,在现有三种调峰补偿机制中最能体现调峰的多样性。

传统补偿最初是以当时水火电试验的数据为基础测定的补偿标准,但随着时间的推移,物价水平和技术手段均发生了显著的变化,且厂网分开后电厂的实际调峰成本变得愈加不透明,因此经济性已不能良好体现。调峰市场虽然没有实现电量计划的改变,竞价仍能体现出变动成本的差异,对调峰经济性的表现相对充分。调峰贡献度本身是一个比较抽象的概念,其补偿标准的设定偏定性,难以准确反映机组调峰成本,在经济性的表现上略次于调峰市场。

传统补偿约定在低于一定出力比后,均认定为有偿调峰,并将持续积分电量作为调峰电量,以此为补偿依据,体现了调峰在时间上持续性的特点。调峰市场的每一个竞价时段内,也是按积分电量进行结算的,也体现了调峰的持续性。调峰贡献度也是在考虑持续性的基础上设出来的计算指标,但由于其补偿标准的物理含义比较模糊,没有前两者体现得直接充分。

传统补偿将调峰补偿费用分摊按电量或电费比例给发电企业,分摊过程没有再考虑各个主体调峰的多寡,指向性不明显。调峰市场根据一般经验,人为地将火电等传统能源机组指定为提供者,而将可再生能源指定为需求者,虽然有所指向,但与现实不尽相符。调峰贡献度不仅能够反映发电企业之间调峰参与的程度区别,更可以进一步将电力用户纳入其中,因此指向性最为明确清晰。

3 调峰市场机制设计

为了引入更广泛的调峰资源,将各类调峰放在统一的平台上进行优化配置,首先需要确定一个用于判定调峰量的参照基准,再基于此基准进行竞价调峰交易机制设计。

1)以平均调峰曲线作为调峰量化的基准

如前文所述,调峰的普遍性要求所有发电企业平均的分摊调峰责任。因此,调度机构可根据各类电源各时段置信容量占比在日前将次日负荷预测曲线进行分配,各类型电源根据装机容量将负荷曲线分配到每个主体(机组或电厂),得到每台机组的平均调峰曲线。其中,火电置信容量为考虑系统备用的系统火电机组开机容量,水电和可再生能源各时段的置信容量为考虑一定置信度的日前出力预测。

受一次能源供给、机组出力技术要求、市场成员报价策略等因素影响,最终形成的日前发电计划会相对上述平均调峰曲线发生比较大的调整。这一调整过程可以视为发电侧调峰责任的再次分配,在负荷总需求不变的前提下。各调度时段每台并网运行机组的出力计划相对于平均调峰曲线的变化反映了市场主体相互之间的发电机会的交换,而该变化相对于负荷变化趋势的方向,则体现了其调峰贡献的正负。可将平均调峰曲线作为调峰是否有贡献的参考基准,对偏离该曲线的正负向调节进行量化,从而得到每个市场成员的累计调峰量。

2)基于增减出力的价格优先次序出清

日前发电计划的制定和实时运行的调整均基于竞价调峰交易的报价按低价优先的次序实现出清。竞价调峰交易可以使电网调度员能够按照收到的增减出力(负荷)报价,调整发电出力或用户负荷,从而更经济地维持系统的能量平衡和安全运行。发电企业根据机组的发电出力情况、已签订的发电合同以及各自的报价策略自主决定是否参与调峰交易。如果参与调峰交易,可以根据市场规则提前数小时或提前数个交易时段向相应的调度机构申报相对于平均调峰曲线的可用上调出力范围及上调价格和可用下调出力范围及下调价格(也可以将机组在日前市场中的报价数据作为实时平衡交易市场的报价数据),实时调度交易计划的制定,也将基于日前报价进行调用。另外,从需求侧的角度,用电方减少负荷报价相当于发电企业增加出力报价,用电方增加负荷报价相当于发电企业减少出力报价。

3)根据实际调用情况结算调峰费用

中标成员的实际发电计划相对于平均调峰曲线的变化量,将作为调峰电量参与结算,即将每个时段按照中标成员实际增减出力与其中标价格的乘积,按时间进行积分,得到的全天的累计总额作为该成员的调峰补偿总额。费用来源则可以根据调峰时段对应的电量或者电费比例,由所有市场参与者分摊,并逐步过渡到直接由用户侧根据用电比例分摊。

将文中提出的调峰市场机制与第2节所述国内现有三种主要的调峰补偿机制进行对比可知:①由于以增减出力为竞价标的,各类调峰资源均可以参与其中,普遍性得到了充分体现;②调峰资源基于平均调峰曲线报上下调整出力及其价格,能够对应到不同报价对应的工况,从而体现出不同时段、不同动作、不同状态的多样性特征;③随着现货市场的开展和发用电计划的放开,传统计划模式下分配的年度电量将难以完全执行,以发电机组为代表的调峰资源将不得不面对由于参与调峰造成的发电机会损失,其报价将主要考虑变动成本和机会成本两部分,竞价过程能够反映出资源优化配置的经济性;④持续性在结算过程中通过积分的方式得以实现;⑤中标成员所得调峰补偿费用反映了其每个时段根据系统调峰需求完成出力调节的贡献,具有明确的指向性。四种调峰补偿机制的对比如图1所示。

图1 四种调峰补偿机制的对比Fig.1 Comparison of four peak shaving compensation mechanisms

4 算例验证

在当前国内电力供大于求的大环境下,上调出力的调峰缺口可以忽略,下调出力需求的实现是关注点。结合当前辅助服务管理细则中有偿和无偿调峰的规定,机组在满足一定调峰深度的范围内,仍属于无偿调峰的范畴。由此,上述竞价调峰的参照标准,可以由平均调峰曲线替换为基本深度调峰的出力下限(如目前采用的50%负荷率),将参照标准简化为一条直线。

以一个风火系统为例,系统可调火电装机容量18 000 MW,风电装机容量10 000 MW。某日负荷和风电出力情况如图2所示,假设当日内火电开机容量保持不变,且在满足系统安全要求的前提下,尽可能消纳风电。

安全约束主要体现在满足功率平衡的要求,主要通过基本调峰和竞价调峰交易实现。火电按50%出力作为基础调峰要求时,在00:00—06:00,16:00—18:00和19:00—23:00这3个时段存在调峰缺口,竞价调峰需求如图3中黑色折线所示;火电机组出力如果能降低到最大出力的40%,则00:00—03:00,05:00—06:00和19:00—23:00这3个时段仍会出现调峰缺口,此时将面临关停火电机组或弃风的抉择,传统的调度方式会要求风电在火电出力均降低到一定程度时,进行强制弃风,而竞价调峰则为风电与火电之间的抉择提供了具有经济性的可能。

图2 某地区24 h调峰需求Fig.2 Peak shaving demands of a region in 24 h

图3 某地区24 h竞价调峰需求及出清价格Fig.3 Peak shaving demands and clearing price of a region in 24 h

在基本调峰不能满足系统需求时,系统中参与竞价调峰的37台火电机组装机容量分别为1 000 MW机组3台、600 MW机组16台、300 MW机组18台,以及并网发电的风电可调容量。考虑到机组在不同出力水平下的煤耗差异,并假设相同容量等级火电机组调峰报价一致,参考国标煤耗随出力水平的变化规律,则调峰报价如图4所示。风电的保障性收购价格按500元/(MW·h)计算,相应的弃风报价也采用此数值。

图4 不同容量机组调峰报价Fig.4 Peak shaving bidding of generation units with different capacities

根据上述报价,在基本调峰不能满足系统需求的时段内,各小时的竞价调峰最终出清结果如表1所示。

表1 案例竞价调峰出清结果Table 1 Clearing results of peak shaving bidding in test case

按传统调度方式,调度机构选择强制弃风时,风电得不到任何补偿;极端情况下,如果风电全部停发仍不能满足负荷低谷运行的电力平衡,火电机组将进一步面临启停调峰的指令。按上述报价方式,则可以在主动弃风、火电深度调峰和火电启停调峰之间进行经济性决策,在确保系统安全的前提下,更高效地利用调峰资源。可以看到有四个时段边际调峰机组为风电,相应的调峰价格取500元/(MW·h),如果强制要求不允许风电参与调峰,则需要调用图4中高于绿色横线的高价启停调峰。这说明在个别低谷时段,允许风电以主动弃风的方式参与调峰将实现整个系统更经济的运行。另外,竞价调峰费用的结算方式可以按报价结算,也可以按边际出清价格结算。假设市场成员均理想地按照实际成本进行报价,则按报价结算相对更经济,但考虑到竞价策略的影响,为了激励市场成员的报价能够尽量接近真实成本,推荐采用边际价格结算的方式。

5 结语

调峰竞价交易能够激励市场成员参与调峰的积极性,有助于可再生能源的经济消纳。其中,发挥各类调峰资源的技术特征和经济优势,是实现资源优化配置,经济安全的破解当前调峰困难局面的关键。本文通过对国内现有调峰补偿机制的分析,总结出调峰普遍性、多样性、经济性、持续性和指向性的5个特点,在此基础上提出的基于平均调峰曲线偏差调整的调峰交易模式,将多元调峰资源进行了整合,在当前中国电能量现货市场尚未建立的过渡期,能够在一定程度上解决系统调峰与经济运行之间的矛盾,且能提供短期系统调峰边际成本的价格信号,能够在现货价格形成之前,为电力投资和经营策略提供参考依据。此外,文中提出的竞价调峰交易机制对负荷预测和可再生能源出力预测,以及市场技术支持系统均有较高要求,但这与国内本次电力改革建立电能量现货市场的目标和方向是一致的,在过渡期建立该调峰交易机制将是对未来建立更加规范的现货市场的有益尝试。

本文所提出的调峰交易机制仅是针对现货市场建立之前的过渡阶段解决调峰问题的阶段性解决方案,受限于电量计划的执行,并不能实现发电经济性的全局优化,适用于在形成全电量竞价的市场之前的计划电量的处理。随着电能量现货市场的建立,分时电价信号将引导包括可再生能源在内的发电企业主动跟踪负荷上下波动,本文所提出的调峰交易机制将逐渐转化为市场化电力平衡机制。考虑到计划电量将以优先发用电计划的形式逐渐缩减,甚至长期存在,随后的研究中如何运用市场化手段处理好计划与市场的衔接,是值得继续深入研究的问题。

(编辑蔡静雯 施冬敏)