调峰辅助服务费用分摊机制

王玉萍，刘磊，李小璐，陈皓勇，钟佳宇，石可，刘雨梦

(1.贵州电力交易中心有限责任公司，贵州 贵阳 550004；2.华南理工大学 电力学院，广东 广州 510640)

当前，随着水电、风电、光伏装机容量比例的增加，负荷低谷期弃水、弃风成为电力系统常见的现象。特别是在低谷期，往往处于风力最充足的时候，却有大量风机被迫少发甚至停机。调峰困难的主要原因有：①风电富集地区负荷总体水平较低，峰谷差大，且风电的间歇性、波动性的特点决定了风电的发电出力难以保持稳定，增加了电力系统的调峰难度。②调峰电源不足，火电装机尤其是热电联产机组在“三北”一些省区的比例过高，抽水蓄能机组和燃气机组等灵活电源比例低，电源调峰能力不足。③水电装机容量比例增加，尤其是小库容水电、径流式水电受来水影响较大，在汛期更增加了调峰难度。

传统的运行管理模式中，在电网的统一调度下，各类型发电企业均统一调度，提供辅助服务，具有自动发电控制(automatic generation control，AGC)调频、调峰、调压等功能的发电厂所提供辅助服务均按照“两个细则”规定统一计算补偿，对各类型电厂机组提供辅助服务没有进行经济性排序，不能体现辅助服务的科学性和经济性。在电力市场化交易中，发电企业可选择采用市场化方式提供辅助服务，使发电企业得到的经济补偿能够满足其提供辅助服务所付出的成本，并能带来部分收益，因此必须要有费用分摊主体去承担该种经济责任[1]。采用市场交易机制，按照市场规律对发电企业提供的辅助服务给出合理的补偿费用，使这些企业能够收回成本并合理获利，引导资源合理配置，将会促使辅助服务市场积极健康发展。

现阶段，我国实行的辅助服务市场交易方法，其费用分摊主体均为发电厂自身，由辅助服务的提供者作为分摊的对象明显是不合理的。按照“谁受益、谁承担”的原则，电力用户也应分摊补偿费用。本文提出一种考虑用户侧参与的调峰辅助服务费用分摊方法，能够公平地界定发电厂和电力用户的责任，从而减轻发电厂负担，规范电力用户的用电行为，起到削峰填谷的作用，促进电网安全稳定、高效节能的运行。

1 国内外有偿调峰费用计算的研究现状

与我国的电力市场相比，国外许多发达国家的电力市场改革较早且已经形成了完善的电力市场体系，调峰服务的补偿机制也被纳入到电力市场中[2]，较为典型的是北欧和美国的电力市场。北欧电力市场要求具备调峰能力的市场成员才可以参与，如果市场参与者被安排参与调峰服务，其交易价格为满足电力平衡服务的最低报价[3]。美国PJM电力市场没有设置专门的调峰发电厂，而是由各个负荷服务企业承担承担调峰任务[4]，不再由发电厂承担，负荷服务企业可以通过PJM电力市场或第三方平台获得调峰服务[5-6]，前提是满足其自身的机组约束。相比之下，中国的调峰辅助服务市场体系还不完善，亟需形成完善的调峰补偿机制，这有利于促进发电企业参与调峰市场的积极性，保障调峰电厂成本的回收以及可持续性参与市场的动力。

1.1 有偿调峰与无偿调峰的划分

对于有偿调峰和无偿调峰，虽然国家能源监管部门早就在相应的文件中给出了定义，但定义的内容仍存在歧义。由于划分不明确，且没有相关的理论支撑，国内许多学者对有偿调峰和无偿调峰的划分做了补充。文献[7]提出一种界定有偿调峰和基础调峰的新方法，该方法基于凸包重心法在机组不投油的情况下确定最小稳燃值，并根据最小稳燃值和最快降负荷率二维特性点中的凸包重心作为基本调峰临界值，该理论依据补充了相关概念。文献[8]从经济性和安全约束的角度出发，利用转折点作为有偿调峰和基础调峰的分界点，转折点采用最小距离法求得。文献[9]指出采用当前的划分方法是不科学的，为此提出调峰补偿办法应该与电厂降出力幅度相关，应用线性理论知识，把调峰容量占总容量的比例与补偿费用看做线性关系，再进行线性计算。文献[10]指出现有的规定和研究大多针对火电机组进行划分和讨论，对水电机组的研究相对较少，为此提出一种划分水电机组有偿调峰有基础调峰的方法，当机组的出力小于区间值时，此时的电量为有偿调峰部分，应当得到补偿。

1.2 调峰费用计算

当机组作为补偿调峰机组时，调峰费用的补偿方式通常有两种：一种是依据辅助服务补偿机制，直接向参与调峰任务的机组支付相关的费用；另一种是机组之间可以转让调峰权，通过这种方式来获得收益。文献[11]提出了调峰权的概念，发电机组之间根据调节能力的强弱可以转让或买入调峰权，转让调峰权可以获取相应的利益，买入调峰权可以减少机组启停的次数，以减少经济损失，各机组之间通过这样的方式来满足系统调峰的需求。文献[12]研究调峰权交易，并给出了满足社会效益最大化为目标函数的数学模型。文献[13]将转让电量定义为有偿调峰电量，机组可以通过交易机制得到这部分有偿费用，转让电量由实际发电量减去权益电量所得。

1.3 费用分摊方法计算

在庞大的电力系统中，各元件之间的网络关系错综复杂，导致电力市场经济成分关系分摊不公平的问题，电力市场费用分摊包括公共成本、公共利润的分摊。电网的一端连着机组，一端连着负荷，机组与负荷之间有着复杂的连接关系，它们之间的相互作用与公共成本的分摊有关。如何公平地分摊公共成本成为热门的研究问题，目前有关于调峰费用分摊问题的研究现状如下。

文献[14]采用了传统的比例法，每台机组的分摊费用与机组的上网电量成正比，分摊费用由各台机组公共承担。文献[15]提出一种工程分摊方法，根据计算机组每日各个时间段前后出力变化率总和，依据出力改变量得到相应的有偿调峰费用。上述两种方法原理简单，运算过程简便，但没有体现公平的原则，失去了调峰的基本涵义，除此之外在分摊的过程中还会出现交叉补贴的现象，破坏了市场规则，使机组失去了调峰的动力。文献[16]分析了水电机组的调峰价值，分析背景是水风火组合机组系统，并提出基于Shapely值法将调峰费用分摊在各水电机组间，但是该方法仅适合于机组较少的情况，一旦机组过多，很容易导致系统崩溃。针对文献[16]出现的问题，文献[15]做了相应分析，通过简化Shapley值法，将其成功运用到机组过多时的有偿调峰分摊问题，虽然解决了机组组合过多的问题，但是计算误差变大了。文献[17]研究了如何在不同利益主体的水电厂间进行补偿金的分摊的问题，借鉴了Aumann-Shapely值的思路，将统计学理论引入Shapely值法，也是解决局中人增大时的组合爆炸问题，减少了计算量，但计算中的部分统计学参数的确定仍是难点。目前很多学者提出将合作博弈理论作为调峰费用分摊的理论依据，运用核心、Shapley值法[18-22]等求解方法，有效解决调峰费用分摊问题。

2 调峰辅助服务市场分摊机制设计

2.1 考虑用户侧参与的调峰辅助服务费用分摊方法

本文提出的考虑用户侧参与的调峰辅助服务费用分摊方法，通过量化市场参与主体电力用户当日在峰时和谷时分摊责任的大小，从而按责任大小比例进行辅助服务费用分摊。首先，根据电网当日对调峰辅助服务的需求和市场统一出清的价格，确定当日发电厂提供调峰辅助服务所产生的总费用；接着，根据全网的日负荷曲线，计算当日负荷峰时和谷时的临界点；然后，计算出各电力用户在峰时和谷时相对于其日平均负荷曲线的偏离情况，从而确定分摊责任大小；最后，按比例将调峰辅助服务费用划分为电厂侧分摊费用和用户侧分摊费用，其中未提供调峰辅助服务的发电厂侧按发电量比例进行分摊，电力用户按责任大小的比例进行分摊。该方法将电力用户纳入辅助服务费用分摊主体的方法，充分考虑了电力用户责任划分的公平性，实现辅助服务费用的合理分摊。

2.1.1 调峰辅助服务总费用及市场出清

本章节所提及的调峰辅助服务主要包含实时深度调峰辅助服务和启停调峰辅助服务。前者是指火电厂开机机组通过在日内调减出力，使火电厂机组平均负荷率或最低不投油稳燃负荷状态下所对应的调峰深度小于或等于有偿调峰界限时提供的辅助服务；后者是指火电机组通过停机备用将低谷时段电力空间出让给风电、水电，在高峰时段重新启动，以适应负荷增长的需求的辅助服务。

市场统一出清的价格是指发电厂商在日前对所提供辅助服务的进行价格申报和集中竞价，在日中电网调度中心根据排序后的辅助服务按低价调用，满足市场需求的最后一位中标供应商的报价作为统一的市场出清边际价格。

实时调峰辅助服务费用计算公式为

(1)

(2)

由发电厂提供的调峰辅助服务所产生的总费用

(3)

式中：NG为提供实时深度调峰辅助服务的发电厂总数；Cd为提供启停调峰辅助服务所产生的总费用。

2.1.2 峰谷时临界点计算

计算出全网日负荷曲线L(t)的日负荷平均值

(4)

求出全网日负荷曲线与其平均值的所有交点，记为Ln，交点的横坐标记为xn，其中n=1,2,…N，N为交点总数。

计算全网日负荷曲线在与日负荷平均值交点xn处的导数L′(xn)，n=1,2,…,N。若L′(xn)≥0，则xn为峰荷时段的起点，谷荷时段的终点，[xn-1,xn]为谷时段，[xn,xn+1]为峰时段；若L′(xn)<0，则xn为谷荷时段的起点，峰荷时段的终点，[xn-1,xn]为峰时段，[xn,xn+1]为谷时段。若单位统计周期内(日)一共有M个峰时段，U个谷时段，记第m个峰时段区间为Lp,m，m=1,2,…,M；第u个谷时段区间为Lv,u，u=1,2,…,U。

2.1.3 计算各电力用户的分摊责任

(5)

(6)

第j个电力用户的分摊责任

表1 市场主体发用电数据
Tab. 1 Market participant data MW

市场主体不同计量时刻的发用电负荷2:004:006:008:0010:0012:0014:0016:0018:0020:0022:0024:00火电厂1(500 MW)231.8236.5238.5308.1342.5350.3363.0366.8352.5436.0405.7372.2火电厂2(250 MW)115.9118.2119.3154.0171.3175.2181.5183.4176.3218.0202.8186.1水电厂(400 MW)356.3377.7379.5354.2390.3364.4361.4386.8396.4351.3361.5367.6其他可再生能源发电厂(50 MW)41.110.845.348.133.142.66.715.647.66.750.04.4电力用户1250.0250.0250.0250.0250.0250.0250.0250.0250.0250.0250.0250.0电力用户2327.8328.8309.1268.2231.8234.2244.1224.1214.0194.4190.4235.2电力用户3167.4164.4223.5346.2455.4448.2418.5478.5508.8567.6579.6445.2

Rj=Rp,j+Rv,j.

(7)

考虑到电力用户的分摊责任计算会出现负值的情况，这意味着该电力用户夜间用电多，日间用电少，对电网负荷不会加剧峰谷差，也无需承担责任。因此，当Rj计算值为负值时，将其置0。

2.1.4 按比例系数α和β计算发电厂商和电力用户的分摊金额

定义α和β分别表示发电厂商与电力用户的辅助服务费用分摊比，则发电侧和用户侧的分摊金额分别为

(8)

(9)

对于电厂侧，由未提供调峰辅助服务的发电厂按上网电量比例进行辅助服务费用的分摊，第i个发电厂商需承担的费辅助服务费用

(10)

式中：FG,i为第i个未提供调峰辅助服务发电厂所需分摊的辅助服务费用；LG,i为第i个未提供调峰辅助服务发电厂的日发电曲线。

对于用户侧，按照第2.1.3节计量的电力用户分摊责任来进行分摊金额的计算，具体计算公式如下。

(11)

式中：FC,j为第j个电力用户所需分摊的辅助服务费用；NC为参与分摊的电力用户总数。

不难看出，通过调节分摊系数α和β，能够调控电厂侧和用户侧的分摊金额比例。α和β通常是根据地区实际运行情况来设定的，考虑到市场初期电力用户对调峰辅助服务分摊费用的接纳程度不高，可适当降低用户的分摊系数β，即电力用户需要分摊的金额较少。随着市场的成熟和相关机制的完善，可逐步加大β。在最终，按照“谁受益、谁承担”的原则，将大部分由电力用户支付调峰费用，即β≫α。

2.2 市场运作流程

市场运作流程可以分为日前市场、日内市场和日后市场。日前市场即是发电厂在前一天向调度中心申报调峰辅助服务，在申报时，必须考虑机组最大出力和最小出力的约束，满足安全性。日内市场即是在当天参与调峰辅助服务，根据“按需调用、按序调用”的原则，优先调用低价的调峰服务，出清边际价格按照最后中标的发电厂商结算。日后市场根据日内实际调用结果，每日进行电量电费清算，账目日清月结并向所有市场交易主体公开。

2.3 市场信息发布及结算

调峰辅助服务市场根据实时信息实时发布的原则，旨在提升电厂机组及用户主动调峰的积极性，进而提升电网稳定运行水平。市场技术支持系统和电力交易平台为信息发布提供有力保障，发布的信息包含实时、每日、每月等其他各类信息。

调峰辅助服务费用以日清月结的结算方式，与当月电费及其他辅助服务费用一并结算，同步完成。调峰辅助服务费用由各用户承担，各电力用户应在当月电费总额的基础上加上应支付的辅助服务分摊费用，增值税发票可由电网企业开具。

3 算例分析

为验证该种分摊模式能够实现减轻发电厂负担，公平地将部分辅助服务费用在用户侧分摊的目的，对所提出的辅助服务分摊方式进行算例分析。所建模型中的区域网络由4个发电厂商和3个电力用户组成，该区域网络某日的负荷曲线如图1所示。

图1 区域网络日负荷曲线Fig.1 Regional network daily load curve

该区域网络的3个电力用户的用电曲线如图2所示。为突出不同用电习惯的电力用户在本分摊模型中收支情况的差异，以具有代表性的3种负荷形式作为本模型电力用户的实际用电习惯。其中，电力用户1表示日用电习惯均匀平滑的用电曲线；电力用户2表示日用电习惯与一般正常习惯相反，起到一定调峰作用的用电曲线；电力用户3表示正常用电习惯的用户用电曲线。

图2 电力用户日负荷曲线Fig.2 Electric power users’ daily load curves

考虑到调峰辅助服务旨在促进清洁能源消纳和保证电网功率平衡，因此以调峰问题相对严峻的汛期作为模型的背景。此时水电厂基本处于额定功率发电状态，不具备调峰能力，是承担辅助服务费用的主体之一，核电的情况类似水电，也需承担辅助服务费用；其他可再生能源发电厂(风和光)的发电具有随机性、间歇性强的特点，也是费用分摊的主体之一；不同装机容量的火电厂则是作为提供调峰辅助服务的主体，无需承担调峰辅助服务费用，并假定未有机组提供启停调峰辅助服务。区域网络各主体的用电或发电数据见表1，各项计算参数设定见表2。

以传统按电量比例进行分摊的方式、不考虑用户侧参与的分摊方式和本文所提出的考虑用户侧参与的分摊方式进行计算对比，3种分摊方式的区别如下：

a)按电量比例进行分摊的方式：分摊主体为区域网络内所有并网发电厂，各电厂按上网电量的比例进行辅助服务费用分摊，电力用户不参与分摊。

b)用户侧不参与的分摊方式：分摊主体为区域网络内不提供调峰辅助服务的发电厂，由不提供调峰服务的电厂按各自上网电量比例进行费用分摊，电力用户不参与分摊。

c)用户侧参与的分摊方式：分摊主体为区域网络内不提供调峰辅助服务的发电厂和电力用户。按比例系数将调峰辅助服务费用划分为电厂侧分摊费用和用户侧分摊费用，其中发电厂侧按发电量比例进行分摊，电力用户按责任大小的比例进行分摊。

3种分摊方式计算结果见表3。

表2 模型参数设定
Tab. 2 Model parameters

参数取值参数取值深度调峰价格标准/[元·(kWh)-1]0.3日计量周期总数12有偿调峰界限50%分摊系数比4∶1计量周期/h2

表3 不同分摊方式结果对比Tab. 3 Comparison of results of different allocation methods 元

由表3可得出以下结论：

a)在传统的按电量比例进行分摊的方式中，火电厂既作为调峰辅助服务的提供者，也作为费用分摊的主体。在市场交易中由于各火电厂的报价是由成本和合理收益组成的，分摊费用的存在会扰乱其报价策略，使火电厂不能根据自己的意愿报价获取自己预想的收益。而另外两种分摊方式不会出现该问题。

b)在考虑用户侧参与的辅助服务费用分摊方式中，能够通过调节比例系数来将一部分费用分摊至用户侧处，相比于第2种分摊方式，能够部分减少未提供辅助服务发电厂的高额分摊费用，同时对电力用户进行科学合理的责任定量并相应进行费用分摊。电力用户1和电力用户2的用电习惯由于不会加剧电网负荷的峰谷差，因此无需分摊辅助服务费用；电力用户3表示大部分用户的用电情况，他们是电网产生调峰困难的重要原因之一，因此承担了绝大多数用户侧所需要承担的辅助服务费用。但是由于日常居民用户曲线相对固定，难以根据分摊费用的高低进行相应修改，因此该种分摊方式对居民用户的影响可能较大。为更公平、公正地处理分摊，需进一步研究这些用户类型调峰分摊系数的确定。

分析结果表明，本文所提出的费用分摊方式能够有效减少提供辅助服务的发电厂的负担，同时充分考虑了不同电力用户的用电习惯差异，针对导致调峰困难的用户进行辅助服务费用分摊，而用电方式不造成电网负荷峰谷差加剧的用户无需承担辅助服务费用的分摊，因此能够规范电力用户的用电习惯，使总负荷曲线趋于平稳。随着各电力用户的用电习惯越来越趋于平稳，各发电厂提供调峰辅助服务的费用随之减少，因此所需分担的辅助服务费用也相应降低，不会有缺少责任分摊主体的情况出现。

4 结束语

本文提出的考虑用户侧参与的调峰辅助服务费用分摊方法将电力用户纳入辅助服务费用的分摊主体，能够减轻发电厂高额分摊费用带来的负担；同时充分考虑了电力用户在用电容量上的差异性，采用各市场主体日负荷的平均值作为基准，能够合理计量其责任。在该种分摊方式下，对于加剧峰谷差的电力用户其计量的责任越大，所需支付的分摊金额也越高。因此能够规范电力用户的用电行为，起到削峰填谷的作用，促进电网安全稳定、高效节能的运行。