计及辅助服务的分布式光伏市场化交易模式探讨

顾 建，谢 栋

（国网浙江省电力有限公司绍兴供电公司，浙江 绍兴 312000）

0 引言

2017年，国家发展改革委联合国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号）以及《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150号），就分布式发电的交易项目规模、交易模式、交易组织、“过网费”标准等做出了相关规定，并要求各省市陆续开展分布式发电市场化交易试点工作。分布式光伏的发展迎来了新的机遇。

光伏发电具有无污染、储量大、分布广、间歇性和随机性强等特点，大规模分布式光伏多点、无序接入配电网，使配电网面临电能质量、谐波、经济运行等一系列问题[1]。受相关利好政策影响，大规模分布式光伏接入电网运行后，配电网对因光伏接入导致的辅助服务需求将大大增加，因此，分布式光伏在考虑开展市场化交易时不能仅考虑电量市场，还必须考虑针对分布式光伏的辅助服务。目前，对辅助服务及其市场的研究主要针对的是火电、水电、核电等常规能源市场[2-5]，国内对光伏等新能源的辅助服务市场研究主要着眼于辅助服务的补偿机制及权益交易[6-9]，未涉及新能源辅助服务的“价”和“量”。本文就未来分布式光伏的市场化交易展开讨论。

1 未来分布式光伏可能的市场运营模式

1.1 交易平台

发改能源〔2017〕1901号文以及发改办能源〔2017〕2150号文对分布式光伏的市场化交易平台做出了详细的规定：省级发展改革委（能源局）会同国家能源局派出监管机构协调省级电力交易中心作为交易平台，组织开展试点地区分布式发电交易（主要是直接交易），在省级电力交易中心暂不具备承担分布式发电交易的情况下，可协调省级电网企业在试点地区的市（县）级电网公司承担交易平台任务。交易平台负责制定和发布交易细则，组织、撮合买卖双方交易，发布交易结果，明确结算方式，监督和监管整个交易流程。按相关文件规定，目前可暂按月对分布式发电项目的交易电量进行结算。电网企业负责交易电量的计量和电费收缴。

1.2 “过网费”

发改能源〔2017〕1901号文对分布式光伏市场化交易的“过网费”标准有着详细的说明：“过网费”由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案；“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。分布式光伏“过网费”的核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离等，因此“过网费”的核定也需要电网公司的参与，从而在为分布式光伏市场化交易提供支持的同时获得合理的资产回报。

1.3 市场类型

根据是否引入现货市场，分布式光伏的市场交易运行可以分为2类，一类只包含月度市场（长期合约市场）和辅助服务市场；另一类包含长期合约市场、日前市场（实时市场）以及辅助服务市场。第一类市场交易运行比较简单，月度市场的价格模式以及交易组织相对容易，适宜作为分布式光伏市场化交易的过渡期方案。第二类一般采用边际电价模式，与目前主流的电力市场模式相契合，可作为今后大规模开展分布式光伏市场化交易的主流模式，也便于未来将分布式光伏的市场化交易纳入整体的电力市场交易范围。

2 未来分布式光伏市场化交易的电量市场

参照常规能源的市场化交易，分布式光伏的市场化交易按照时间节点可以分为：长期合约市场、日前市场、实时市场以及辅助服务市场。其中，长期合约市场、日前市场以及实时市场交易的都是电量，可以统称为电力（功率）市场。电力市场的价格形成一般来说有2种方式：价格匹配交易模式和统一出清市场模式[10-11]。

考虑到分布式光伏发电实时出力的预测困难以及波动性较大，分布式光伏的电量交易买卖双方的报价可以考虑在一个交易区间（以日或月为单位）内对不同交易时段的交易电量不进行区分，每个交易对象只报一个电价和电量。

2.1 价格匹配交易模式

价格匹配交易模式一般采用排队法，即分布式光伏的交易双方在竞价交易时均上报电量和电价，交易中心在交易报价时间截止后，将卖方的电量按电价从低到高、买方的电量按电价从高到低的方式依次排列，形成本次交易的报价曲线，按照卖方最低价和买方最高价相匹配的方式根据双方所报电量逐一成交，直至全部电量成交或报价曲线相交汇。匹配时遵循“价格优先、时间优先”的原则，如图1所示。

报价匹配成功后，从报价曲线可以看出，成交的买卖双方存在一个“价格差”，导致最终买卖双方的电费存在一个差值，这个电费差值本质上属于分布式光伏市场化交易成交电量的总社会福利。如何处理这个电费差，是价格匹配交易模式需要考虑的重点。价格差的处理一般采用返还给买卖双方的形式，但返还的比例如何确定需要认真考虑，因为不同的返还比例会导致买卖双方采取不同的报价策略，在供求关系相同的情况下形成不同的市场出清结果。另外由于分布式光伏会对配电网潮流、电压、调峰容量等产生较大影响，因此在未开展分布式光伏辅助服务市场时可以考虑由交易中心从电费差中提取一部分作为分布式光伏市场化交易对配电网的补偿。

图1 报价曲线

2.2 统一出清市场模式

统一出清市场模式是电力市场化交易通常采用的价格模式，其价格形成一般有排队法和函数法2种，分布式光伏交易可以考虑采用排队法这一相对简单的方式。交易中心在交易报价时间截止后，将卖方的电量按电价从低到高排列，优先将报价低的电量匹配给买方，达到供求平衡时，最后一个满足买方电量需求的卖方电价即为分布式光伏交易的出清价格，即边际电价[12-13]。在竞争的市场中，采用统一出清市场模式可获得最大社会效益，并能正确反映电能的未来价值，给予用户正确的用电信号[14]。

边际电价是目前国际主流电力市场采用的价格模式，建议分布式光伏市场化交易基于边际电价模式运行。

3 未来分布式光伏市场化交易的辅助服务市场

辅助服务是电力系统安全运行的重要保证，是电力市场化交易的重要组成。目前开展电力市场化交易的各个国家采用的辅助服务市场交易方式和价格形成方式各不相同。辅助服务主要包括黑启动、调峰、调频、电压/无功支持、备用容量等[2-5]。辅助服务一般由发电侧提供，在需求侧管理的概念提出后，辅助服务也可以由负荷侧提供，因此满足需求侧管理要求的负荷在电力市场化交易时也可以参与辅助服务市场。分布式光伏由于并网的电压等级比较低，一般接入配电网运行，因此其辅助服务的提供方式与火电等常规能源有所区别。电网公司在某种程度上是分布式光伏的辅助服务提供者，根据分布式光伏的发电特点，电网给分布式光伏提供的辅助服务主要包括：电压调节、备用容量以及调峰[3]。在开展分布式光伏市场化交易前，电网公司给分布式光伏提供的辅助服务是免费的；但开展市场化交易后，电网公司应该就提供给分布式光伏的辅助服务收取合理的费用，因为电网公司也是市场交易的参与者，其给分布式光伏提供的辅助服务实际上是从发电侧“购买”的，因此应该成为交易的品种。

3.1 分布式光伏辅助服务的“价”和“量”

目前，世界各国电力市场中，辅助服务市场都比较复杂和多变，因为辅助服务市场的“价”和“量”比较难以确定，有关辅助服务市场在整个电力市场的合适占比“众说纷纭”[15]。考虑到国家鼓励优先消纳清洁能源，分布式光伏市场化交易的辅助服务在电量市场采用边际电价出清的市场交易模式时，可以考虑采用式（1）确定辅助服务的价格：

式中：P0为分布式光伏的辅助服务价格；P1为第一个未成交的卖方报价；P2为市场出清价格；P3为燃煤标杆电价。以备用容量为例，为分布式光伏备用的容量是可以被负荷消纳从而获取电量电费的，因此，考虑运行成本及机会成本，采用式（1）作为分布式光伏辅助服务的价格是合适的[16]。

分布式光伏市场化交易的辅助服务电量可以通过式（2）确定：

式中：Q0为辅助服务电量；Q1为实际发电量；Q2为交易成交电量。该辅助服务电量可同时作为分布式光伏市场化交易的偏差考核电量，减少和避免考核这一行政手段在市场化交易中的运用。分布式光伏辅助服务的“价”和“量”形成方式说明分布式光伏市场化交易的辅助服务应采用事后结算法，不宜参照常规电力市场采用事前招标等方法。

3.2 分布式光伏的辅助服务算例

设某地燃煤标杆电价为P1=0.41元/kWh，商业用户电价为P2=0.78元/kWh，光伏标杆电价为P3=0.75元/kWh，光伏补贴为P4=0.37元/kWh，设某次交易电量为Q=1 000 kWh，市场出清电价为P5=0.42元/kWh，市场出清时第一个未成交的卖方报价为P6=0.43元/kWh，分布式光伏的偏差电量为10%，分布式光伏和用户接在同一段10 kV母线，10 kV输配电价为P7=0.37元/kWh。根据“过网费”扣减办法，电网企业所收“过网费”为0元。辅助服务在电力市场交易中的占比国外一般为3%～8%，考虑光伏并网相比常规能源对电网影响较大，光伏的辅助服务在总体分布式光伏交易中的占比暂取8%（本算例辅助服务成本暂按占比比例计算），则：光伏的辅助服务价格为P0=P6-P5+P1=0.42元/kWh。

3.2.1 光伏少发

（1）不考虑辅助服务

交易的收入为： P5×（Q×90%）+P2×（Q×10%）=456元。

交易的支出为： P5×（Q×90%）+P1×（Q×10%）+P4×（Q×10%）=456 元。

光伏的辅助服务为： P0×（Q×90%）×8%=30.24元。

交易的盈余为：456-456=0元。

光伏的偏差电量为：Q×10%=100 kWh。

在不考虑辅助服务时，本次交易的盈余为0元，交易能够开展，不能覆盖真实的辅助服务。

（2）考虑辅助服务

交易的收入为：P5×（Q×90%）+P2×（Q×10%）+P0×（Q×10%）=498 元。

交易的支出为：P5×（Q×90%）+P1×（Q×10%）+P4×（Q×10%）=456 元。

光伏的辅助服务为： P0×（Q×90%）×8%=30.24元。

交易的盈余为：498-456=42元。

光伏的偏差电量为：Q×10%=100 kWh。

在考虑辅助服务时，本次交易的盈余为42元，交易能够开展且能够覆盖真实的辅助服务。

3.2.2 光伏多发

（1）不考虑辅助服务

交易的收入为： P5×[Q×（1+10%）]=462元。

交易的支出为： P5×Q+P5×（Q×10%）=462 元。

光伏的辅助服务为： P0×[Q×（1+10%）]×8%=36.96元。

交易的盈余为：462-462=0元。

光伏的偏差电量为：Q×10%=100 kWh。

不考虑辅助服务时，本次交易的盈余为0元，交易能够开展，不能覆盖真实的辅助服务。

（2）考虑辅助服务

交易的收入为： P5×Q+P5×（Q×10%）+P0×（Q×10%）=504元。

交易的支出为：P5×[Q×（1+10%）]=462元。

光伏的辅助服务为： P0×[Q×（1+10%）]×8%=36.96元。

交易的盈余为：504-462=42元。

光伏的偏差电量为：Q×10%=100 kWh。

考虑辅助服务时，本次交易盈余为42元，交易能够开展且能覆盖真实的辅助服务。

从以上2个算例可知，在分布式光伏市场化交易时引入辅助服务并采用本文提出的辅助服务“价”和“量”方式，能够确保交易的顺利进行，覆盖辅助服务，同时解决分布式光伏的偏差电量考核问题，从而实现分布式光伏市场化交易的良性循环。

4 结语

国家发展改革委联合国家能源局出台的相关政策为分布式光伏的发展提供了新的机遇，在可以预见的未来，分布式光伏必将迎来爆发式增长。市场交易，规则先行，如何更好地组织分布式光伏的市场化交易，综合考虑分布式光伏的电量及辅助服务市场，制定契合分布式光伏发电特点和满足电网安全稳定运行的交易细则是未来分布式光伏发展的关键所在。