电力市场化过渡时期备用市场模式的探究

2020-03-17王若谷杨晓峰戴立森孙宏丽

浙江电力 2020年1期

王若谷，杨晓峰，高欣，戴立森，孙宏丽

（1.国网陕西省电力公司电力科学研究院，西安 710100；2.南方电网超高压输电公司，广州 510663）

0 引言

备用是为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量而提供的服务[1]，是电力系统中一种典型的辅助服务。电力系统实际上就是靠预留足够的备用容量来应对可预见和不可预见的负荷变化，以提高供电可靠性。

随着我国电力体制改革的不断深入和发展，在电力系统各环节中引入竞争、增加活力，本着公平、公正、公开的原则建立电力市场，已成为世界各国电力工业发展的趋势[2]。完整意义上的电力市场不仅包括发电主市场，而且包括辅助服务市场[3]。世界各国的电力工业都在进行市场化改革，旋转备用作为一种典型的辅助服务，在国外众多电力市场中都被允许参与市场的公开竞价[4]。在我国对备用服务先后经历了不补偿、定性补偿，再到目前的基于成本的部分定量补偿。备用作为一种特殊的商品已经得到各方面的广泛认同。

目前，国内外针对备用市场的研究较多。文献[5]重点研究了国外电力备用市场的交易模型和交易规则；文献[6]针对备用市场与电量市场协调等相关问题进行研究，总结了电量市场与备用市场的交易决策方法；文献[7]对备用市场最优容量需求和竞价出清模型进行深入探讨，给出了基于Pool 结构的备用市场竞价模型。文献[8]提出了竞争电力市场环境下的发电计划，该方法考虑了发电机组的可靠性约束，在使用总库结构的同时结合了能源和辅助服务。但这些研究都集中在基于竞价性发电主市场形成的基础之上，不符合我国电力系统实际。在我国发电主市场形成仍需时日的实际背景下，如何建立过渡时期的备用市场是必须关注的问题，然而国内鲜有针对这一问题的相关研究。

本文首先对备用服务的分类、成本和需求分别进行了分析，并阐述了备用市场化的进程；进而针对我国电力市场化改革过渡阶段的备用市场模式进行研究，并针对过渡阶段的早期和后期分别提出2 种备用市场模式。本文所做的研究可为我国形成电力市场化过渡时期的备用市场提相应的思路和支持。

1 备用的概述

1.1 备用的分类

目前，国内外针对备用的各种分类方法本质上都是基于其响应速度和响应时间。在电力市场环境下，备用倾向于按照如表1 所示的分类。

在“厂网分开，竞价上网”环境下，备用更倾向于按照下述方法分类：

（1）旋转备用机组，可以在短时间（10 min）内响应调度需要，出力满足系统需要。具体包括：已并网发电、但未带满负荷的火电或水电机组；维持全速运行、随时可以并网发电的火电机组。

（2）非旋转备用机组，处于停机状态，但短期内可成为可调度机组。主要由水电机组构成，也包括部分特殊机组如燃油、燃气机组等。

表1 备用的分类

（3）替代备用，启动时间比较长，主要由火电机组构成，这些机组未投入发电，但时刻准备投入运行。

1.2 备用的成本分析

市场环境下，机组提供备用服务的成本主要包括容量成本和机会成本。备用的容量成本是指机组提供备用服务所发生的机组各项固定费用按容量的分摊。备用的机会成本是指承担备用的发电机组因压低出力运行而牺牲的参与发电主市场获利所造成的利润损失。一般而言，机会成本是备用的主要成本，是对备用进行定价和补偿是的主要考虑因素。备用的机会成本Copp可以通过式（1）求得：

式中：Bi′表示没有提供备用时机组i 的电量收益；Bi表示机组i 提供备用后的电量收益。结合机组特性，可以进一步得到各类机组具体的机会成本计算方法。如水电机组提供备用的机会成本可以通过文献[9]中所述方法求得空耗水量后再折算为利润损失获得。

1.3 备用容量需求的确定

1.3.1 确定性方法

传统电力系统中，备用容量一般基于确定性的方法，取系统最大发电负荷的一定比例，但不小于系统中最大一台机组的容量。如《电力系统技术导则》规定：“事故备用容量为系统最大发电负荷的10%左右，但不小于系统最大一台机组的容量；负荷备用容量为最大发电负荷的2%～5%，低值适用于大系统，高值适用于小系统。”

这种方法确定备用容量需求十分简单，易于应用，但仅仅是基于技术需求的经验方法。

1.3.2 成本效益分析法

在电力市场环境下购买备用的主要目的是提高系统的可靠性，满足负荷的随机需求。因此，在购买备用时就需要同时考虑费用及其提高可靠性所创造的效益[10]。合理的备用容量可以通过成本效益分析法[11]确定。

若定义综合效益B 为：

式中：ρvalue表示单位电量的停电损失；Qeens0和Qeens1分别表示购买备用前、后系统的电量不足期望值；ρr表示购买备用的市场出清价；R 表示备用需求容量。

式（2）中右端第一项表示购买备用产生的可靠性效益，第二项表示购买备用的成本，备用容量的确定应以购买备用综合效益最大为目标，这是一个简单的极值问题。实际上，当备用的边际成本恰好等于其所能实现的边际效益时，该备用容量就是系统的最优备用容量。

确定备用容量的成本效益分析方法更具有市场意义和理论支撑，但也存在以下缺点：该方法单独存在并不能满足系统稳定运行的要求，尤其突发情况下不可能先行成本效益分析，必须与确定性方法有机结合；并且成本效益分析方法中ρvalue难以准确确定。因此在我国过渡时期的备用市场设计中暂不推荐采用此方法，而是继续采用简单有效的确定性方法来确定备用容量。

2 过渡时期我国的备用市场模式

2.1 备用市场化

一般而言，备用的获取与定价一般基于以下几种方式：无偿提供、定性奖惩、定量奖惩、协商提供和竞争获取。其中前3 种都是在强制供方提供的基础上采用的，而后2 种属于市场的方法。

在我国电力工业改革前，由调度指定供方提供无偿的备用服务方式比较普遍，这种方法有失公平性。随着厂网分开，发电企业作为独立的企业存在，对备用的获取先后采用了定性和定量奖惩的方式，具有一定的进步性。然而奖惩的金额普遍低于提供备用成本，发电厂商的积极性不高，基本上还是建立在强制安排的基础上；同时，由于发电企业作为独立经济实体后，其发电厂的真实成本难以确认，也给定量惩罚的实施带来巨大的困难。

协商提供和竞争提供的方式赋予发电厂商更多的自主权，使其能根据自身成本提出意愿价格。特别当系统备用充裕时，建立竞争的备用市场，通过市场竞争机制和价格杠杆激励市场参与者提供备用，同时进行全局优化降低总的备用购买成本，不失为一种较好的解决电力市场环境下的备用获取和定价的方法。

目前，我国电力系统实现了“厂网分开，竞价上网”，但仍属于管制性电力市场，电力市场化改革处于起步阶段，竞争性电力市场在我国形成尚需时日[12]。未来一段时期内，我国电力市场将长期处于管制性电力市场向竞争性电力市场的过渡阶段。本文针对我国电力市场化改革的过渡阶段，提出了2 种备用市场模式，分别对应于过渡阶段的早期和后期。

2.2 模式一：基于上网电价的电能与备用联合优化的市场模式

模式一主要是针对在过渡时期的早期，即现阶段。目前，我国竞价性的发电主市场还未形成，采用的是基于中长期合同的上网电价形式[13]。这种背景下，不宜直接采用国外各类典型的竞争性的备用市场模式。另一方面，备用市场与发电市场存在密切的耦合关系，市场模式下应对其进行联合优化[14]。

以下给出基于上网电价的电能与备用联合优化的市场模式策略：发电厂商上报其可投入的最大发电容量和其所能提供的最大备用容量，由调度按照购买电能的总成本最小来进行发电容量和备用容量的配置，并下发各发电厂商，各发电厂商按照调度要求进行发电，并得到相应的电能费用和备用费用。

用数学方法可表示为：

目标函数：

约束条件：

（1）供需平衡约束

（2）备用需求约束

（3）机组容量约束

（4）机组出力约束

（5）备用能力约束

式（3）—（8）中：Pi和Ri为第i 台机组中标的出力容量和备用容量；ρi为第i 台机组的上网电价；D 和DR分别为系统的发电容量需求和备用容量需求；Pimax为第i 台机组的最大出力；Rimax为第i 台机组所能提供的最大备用容量。

这是一个简单的线性规划问题，常用的线性规划软件都可以对其求解，备用价格按照机组备用边际成本获得。

2.3 模式二：集中竞价市场上的电能与备用联合优化的市场模式

当我国过渡时期的电力市场有一定发展，采用集中运营模式竞价上网（即进入过渡阶段后期）时，可采用以下策略建立联合市场同时出清电能和备用。

发电厂商上报其可投入的最大发电容量和电能边际成本，同时上报其所能提供的最大备用容量和备用边际成本（其反映了机组部分载荷的效率损失，同时还包括提供备用服务可能要求的额外维护费用），由调度按照电能与备用服务的总成本最小来进行发电容量和备用容量的配置，并下发各发电厂商，各发电厂商按照调度要求进行发电，相应的电能和备用服务同时出清。

用数学表达式表示时仅需对模式一中的目标函数进行修正，即：

式中：ρi′ 和PRi分别为第i 台机组的电能报价和备用服务报价。

约束条件仍然采用模式一中的式（4）—（8），对其求解仍可采用线性规划软件进行。

3 算例分析

3.1 按模式一进行分析

现假设有一小型电力系统。它的电力需求量在300～720 MW 变化。为了在所有情况下都能保证系统的安全稳定，备用需求数量为250 MW（为分析简便，假定系统只需要一种备用）。系统有4台发电机组，对应参数如表2 所示[15]。

表2 各机组的上网电价、最大出力与最大备用容量

按照式（3）—（8）建立数学优化问题，并求解得到表3。

表3 不同负荷需求下优化问题求解结果MW

当负荷需求在300～420 MW 时，机组1 满发，机组2 承担剩余发电容量，最小备用需求的约束没有产生效力，因为机组2、机组3 可提供的备用始终大于250 MW，故备用价格为0 元。

当负荷需求在420～470 MW 时，机组1 满发，机组2 承担其需要承担备用的最小值60 MW，剩余170 MW 生产电能，机组3 承担剩余发电容量并提供190 MW 备用容量，以满足系统备用需求约束。为得出备用服务的价格，需知道最后单位兆瓦备用来自哪台机组。为此机组2 增加单位兆瓦备用，则其出力下降单位兆瓦，需由机组3 进行补发，增加单位兆瓦备用的成本为ρ3-ρ2=3 元/MWh，这就是备用的市场价格。

当负荷需求在470～720 MW 时，机组1 满发，机组2 承担170 MW 发电容量和60 MW 备用容量，机组3 承担50 MW 发电容量和190 MW备用容量，机组4 提供剩余发电容量。此时增加单位兆瓦备用的成本为ρ4-ρ2=11 元/MWh，这就是备用的市场价格。

需要注意的是电能生产价格为各机组通过相关规定或合同约定的上网电价，在以上分析中并不变化。

以上分析结果如图1 所示。

图1 不同负荷需求下电能与备用价格关系

该模式中电能价格即为上网电价，各发电厂商无需上报电能电价和备用报价，这与现阶段我国备用调用模式中发电厂商不需要报送电能和备用价格的策略相一致。通过目标函数的计算得出的备用补偿有一定合理性，各发电厂商受到公平对待，较积分考核奖惩的办法[16]有很大提高。

3.2 按模式二进行分析

同样以3.1 节的小型电力系统为例，只对其4 台发电机组对应参数作表4 所示的修改。

对其进行类似模式一的分析可得结果如表5、表6 和图2 所示。

表4 各机组的电能边际成本、备用边际成本、最大出力与最大备用容量

在该模式下，发电厂商除了上报最大发电容量和可提供的最大备用容量外，还需上报电能边际成本和备用边际成本，二者同时在联合市场上出清。

与模式一不同的是，此时，电能价格不再是上网电价，而是在联合市场上通过竞价出清；备用的边际成本被考虑进来，这样对备用的补偿更加合理，对各发电厂商更加公平、公正，市场化更加明显。显然该模式较模式一更具有市场化，同时用于备用补偿的费用增加也是较为明显的。同时，由于发电机功率和备用之和等于发电机容量，备用和电能量互为机会成本，相较于模式一以电能量为主导，模式二较模式一统筹考虑电能量和备用，相对更能反映备用的机会成本。