考虑不平衡资金处理的电力市场结算机制研究

丁伟斌，谭忠富

(1. 国网浙江省电力有限公司,杭州市 310000;2. 华北电力大学经济与管理学院,北京市 102206;3. 延安大学经济与管理学院,陕西省 延安市 716000)

0 引言

2015年3月,国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号文),我国开展新一轮电力体制改革[1]。 2017年8月,国家发改委印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,在南方、蒙西、浙江等8 个地区开展电力现货试点[2]。 在电力市场建设过程中,存在保障性收购的基数电量机组和居民、农业等非市场用户,市场化发用电总量的不匹配将产生不平衡资金,存在从计划市场到双轨制市场结算衔接的问题。 随着市场主体的逐步培育,主体数量、类型大量增加,交易品种丰富,存在单边电力市场到双边电力市场过渡的问题,需要对双边电力市场各主体的交易情况进行深入研究。其中计划与市场双轨制并存、考虑发用双边量、价、费关系的电费结算体系设计是电力市场运行的重要环节,也是市场主体根本利益保障,公平、合理、透明的双轨制下发用双边参与的电力市场结算体系亟待研究[3-5]。

电力市场根据中长期合同是否物理执行和现货市场是否全电量优化,分为分散式电力市场和集中式电力市场,主要交易类型包括电能量中长期市场交易、电能量现货交易、电力辅助服务交易、电力金融衍生品交易[6]等,以往学者关于电力市场常规结算机制已有一定程度的分析。 文献[7]分析了美国区域电力市场的集中式市场结算机制,但该结算机制适用于完全市场化情景,对于我国电力市场有借鉴意义,但仍需要就双轨制造成的资金不平衡开展深入研究;文献[8]分析了英国电力市场以长期双边合同为主、现货市场平衡的分散式交易结算机制,但对于如何处置合约电量和计量电量的偏差未做进一步研究;文献[9]分析了北欧跨国电力市场的结算机制,根据电量合同是否物理交割由不同的机构分别运行,但对于中长期与现货市场耦合结算机制未进行深入研究;文献[10]梳理了电力市场政府授权合约的结算机制,研究了差价合同的电量分解、模型计算,分析了合同电量分解的精度对现货市场价格对冲的影响,但未涉及双边电力市场下双结算体系中合约电费与现货市场耦合产生的市场化电量不平衡问题。 通过上述对比分析,以往学者根据所研究的市场特征开展了有针对性的结算机制研究,但对于双轨制下双边电力市场的结算机制没有系统论述。

我国上一轮电力市场建设中,东北电力市场因不平衡资金问题(2006年3月,平衡资金账户亏空30亿元)被迫暂停。 电力市场化改革过程中,对于市场不平衡资金的处理是关键问题。 不平衡资金产生的原因有很多,包括市场化发用电不匹配产生的双轨制不平衡资金、阻塞不平衡资金、市场化辅助服务费用、偏差考核费用等,文献[11]研究了非市场化用户电量波动对电费结算的影响,分析了修正合约法、购售价差法的优缺点,其双轨制不平衡资金的处理方法对于本文有一定借鉴意义,但未涉及辅助服务以及偏差考核费用的分摊与返还。 文献[12]利用统计学中的相似系数法研究市场化发电机组的参与辅助服务能力,依据考核结果对自动发电控制(automatic generation control,AGC)辅助服务进行结算。 文献[13]指出我国的电力体制改革进程中计划与市场并存的局面短期不会改变,提出不平衡资金疏导方案,但该研究对偏差考核在发用双边的不同情况未进行深入分析。 文献[14]提出了基于电价互换的不平衡资金管理策略,实现不平衡费用在交易双方间的重新分配。 虽然该交易方法一定程度上可以避免双轨制偏差,但发电侧承担较大的费用风险。 以上研究从双轨制不平衡资金、辅助服务分摊、偏差考核费用结算等角度分析了电力市场不平衡资金处理方面的相关问题,但未对系统的不平衡资金产生机理进行研究,可以看出符合市场规则、合理、有效的不平衡资金分摊/返还模型设计是十分必要的。

因此,本文提出以“日前基准、实时差量、合约差价”双结算方式构建双边市场电能电费结算模型,考虑双轨制下发电侧的优先购电计划和用户侧居民、农业等优先用电计划,通过授权合约电量匹配和节点边际电价设计,减少双轨制不平衡资金和阻塞不平衡资金的产生,依据发用双侧市场责任构建市场化辅助服务费用和偏差考核费用分摊/返还模型,提出考虑不平衡资金处理的双边电力市场结算机制,以浙江省发用双边多类型机组(燃煤、燃气、风、光、核、水)和多类型用户(批发市场用户、售电公司、电网代理购电、居民农业)为研究对象进行电力市场结算实例分析。

1 电能电费结算模型

电能电费是电力市场主要结算费用来源,包含市场化与非市场化机组和用户之间的复杂勾稽关系,而且双轨制不平衡资金也主要来自电能电费部分,本节设计双轨制下双边电能电费结算模型,利用“日前基准、实时差量、合约差价”双结算体系实现合约市场与现货市场的耦合结算,减少双轨制不平衡资金的产生。

浙江省电力市场采用外来电合约物理执行形成电力市场边界,发电侧统调机组参与电力现货市场竞价和出清,用户侧分为市场化的批发市场用户、售电公司和未自主参与市场的电网代理购电的部分工商业用户,非市场化用户包括居民、农业等优先保障用电用户。 电能电费结算模型按市场化与非市场化分别构建。

浙江省市场化机组的电能电费结算方式采用“日前基准、实时差量、合约差价”的原则,日前与实时市场每个结算时段内的结算电价为出清电价的加权平均值。 统调的煤、气、核、水、风、光机组全部电量均参与电能量现货市场,对于市场化机组i∈Ωmarket={thermal, gas, nuclear, hydro, wind, solar},其电能电费的结算模型为:

式中:Ri∈Ωmarket为市场化机组i的合计电能电费;为日前市场电能电费;为实时市场差量电费;为合约市场差价电费;分别为市场化机组i在t时段的日前市场电量、当日计量上网电量、政府授权合约电量、发电权交易电量和普通直接交易电量分别为市场化机组i在t时段的日前市场节点电价、实时市场节点电价、政府授权合约电价、发电权交易电价和普通直接交易电价。 其中现货市场发电侧应用节点电价可以有效避免阻塞不平衡资金的产生。

外购电和自备电厂等地调机组采用优发优购形式,由电网企业代理购入, 非市场化机组i∈Ωnon-market={external, self-supply}的电费结算模型为:

式中:Ri∈Ωnon-market为非市场化机组i的合计电能电费;为非市场化机组i的目录电价;为非市场机组i在t时段的计量发电量。

用户侧分为市场化用户和非市场化用户,其中市场化用户包括批发市场用户、售电公司和部分未自主参与市场的由电网代理购电的工商业用户(市场化用 户 集 合Ψmarket= { Wholesale, TradingLtd,Agent}),非市场化用户为居民、农业用户(非市场化用户集合Ψnon-market={Resident, Agricultural})。

市场化用户j的电能电费包括日前市场电费、实时市场电费和合约市场电费三部分,其结算模型为:

式中:Rj∈ψmarket为市场化用户j的电能电费分别为市场化用户j的日前市场电能电费、实时市场电能电费和合约市场电能电费分别为t时段市场化用户j的日前市场电量、实时计量用电量和合约市场电量分别为t时段市场化用户j的日前市场、实时市场和合约市场电能价格,现货市场用户侧各主体采用统一加权平均价格。

非市场化用户j的电能电费结算模型为:

式中:Rj∈ψnon-market为非市场化用户j的电能电费;为非市场化用户j在t时段的目录电价;为用户j在t时段的实际计量用电量。

2 不平衡资金分摊/返还模型

电力市场双轨制不平衡资金和阻塞不平衡资金已在发用双边的电能电费结算模型中加以考虑,本节主要设计参与市场的机组辅助服务费用和发用两侧的偏差考核费用处理,市场化辅助服务费用由全部市场化用户按用电量分摊,发/用侧的偏差考核费用按“谁产生,谁负责”的原则返还给用/发侧主体。 构建市场化辅助服务费用分摊模型和偏差考核费用返还模型,明确费用分摊/返还规则,完善不平衡资金处理机制,保障电力市场费用结算的有效运行。

2.1 市场化辅助服务费用

现行的市场化辅助服务主要为调频辅助服务和备用辅助服务,具备调频功能的机组依照调度中心发布的单日省内调频需求[15],以机组为申报单元参与调频报价,日内调频调用以单次调节里程为计费周期,单次调频性能指标计算公式为:

根据单次调频性能加权计算机组i的综合调频指标为:

机组的调频调用补偿收益为:

机组i的总市场化辅助服务费用RASi为:

辅助服务由市场化用户按实际计量用电量分摊,辅助服务费用分摊模型为:

2.2 偏差考核费用

发用双侧合约电量与实际发、用电量的偏差均须计入考核。 本节按照市场主体权责对等、注重落地实操性的原则设计偏差考核费用模型及其费用返还模型,将不平衡资金按照享受的权益和应承担义务进行清分。 其中发电侧鼓励机组顶峰,正偏差电量不纳入考核范围,负偏差3%以外计考核费用;用电侧的批发市场用户和售电公司的正负偏差超过3%以外均计入偏差考核。

发电侧偏差考核费用模型为:

用户侧偏差考核费用模型为:

发电侧的偏差考核费用按实际计量用电量比例返还给市场化用户,用电侧的偏差考核费用按授权合约电量比例分摊给发电企业。 偏差考核费用分摊/返还模型为:

3 算例分析

浙江省是我国第一批电力现货市场试点省份,目前以电源侧单边(主要包括省内除新能源外的统调机组)结算试运行,新能源出力和报价数据未参与现货市场结算,发电侧与用户侧的费用耦合关系尚未明确,本文以浙江省电力市场运行数据为例进行双边电力市场结算模拟,这对于浙江双边电力现货市场具有借鉴意义。 机组出力、用户负荷及市场电价通过实际数据脱敏形成,统调机组参与日前市场报量报价,日前机组出力曲线如图1 所示。 实时出力曲线如图2所示。

图1 日前统调机组出力曲线Fig.1 Output curve of the control unit

图2 实时全部机组出力曲线Fig.2 Real-time output curves of all units

3.1 电能电费结算分析

煤电机组的合约电量包括政府授权合约、发电权交易和直接交易合约三部分,煤电机组参与日前市场、实时市场、合约市场情况如图3 所示。 不同类型的合约均为金融合约,仅在合约量和合约电价有所区分,因此其他机组合约用加权后的合约电价统一表征,气电参与各市场情况如图4 所示。

图3 煤电机组参与各市场情况分析Fig.3 Analysis of coal-fired units participating in various markets

图4 气电机组参与各市场情况分析Fig.4 Analysis of gas-fired electric units participating in various markets

通过对煤电机组和气电机组参与合约市场和现货市场的情况可以看出,在“日前基准、实时差量、合约差价”双结算体系下,机组通过日前市场合理的报量报价,获得基准收益,中长期差价合约可以有效保证机组固定效益,减少统调机组参与现货市场的收益波动性,同时实时市场与日前市场的电量差量也可以调动煤电和气电机组参与现货市场的积极性,保证市场整体供应稳定。 以燃煤机组为例,其在日前、合约、实时市场分别获得296.08 万、194.47 万、1.14 万元的电量电费,相较计划模式,电量电费增长14.10 万元,在有效平抑市场波动性的情况下,通过参与电力市场获得了额外收益。 进一步分析煤电和气电的量价特点可以发现:

1)燃煤机组在12:00—14:00 时采取报负价策略,分析其原因是该时段电力市场发电出力冗余,实时电价报负价可以避免停机,且在负价情况下实时出力越多,收益越低,燃煤机组选择在这段时间内保持最小出力。 煤电机组的出力策略说明本文设计的“日前基准、实时差量、合约差价”双结算体系对于供需关系调整具有积极作用,常规机组和新能源机组可以在现有电力市场框架内谋求市场主体更优收益。

2)燃气机组在12:00—15:00 时段实时电量为0,也是由于风光大发导致发电冗余,但燃气机组启停迅速、操作灵活、负荷升降速率较快,不需报负价维持最小出力,可以通过实时不发给风光机组避让,采取与燃煤机组不同的报价和出力策略。 燃气机组和燃煤机组面对风光大发情况不同的报价、出力策略说明,不同类型的机组可以在“日前基准、实时差量、合约差价”双结算机制下做出符合自身利益的合理决策,说明了该结算机制的多主体适用性。

核电机组和水电机组参与各市场情况如图5 和图6 所示,二者出力比较稳定,属于价格接受者,通过出力调整收益的弹性较低,其实时电价可以比较清晰地表征市场边际价格特征。 由图5 可以看出,核电机组在11:00—14:00 实时电价降低,此结果与燃煤和燃气机组量价关系得出的结论一致,在该时段内出力冗余,市场边际价格下降。

图6 水电机组参与各市场情况分析Fig.6 Analysis of hydropower units participating in various markets

根据浙江电力交易中心结算试运行相关规定,新能源机组按照当日计量上网电量的90%确定日后授权合约量,这样既可以保障新能源机组出力和价格稳定,同时也可以通过双边电力市场的结算机制影响新能源机组在电力现货市场的决策,促进新能源机组主动参与日前市场和实时市场。 图7 和图8 为风光机组参与各市场的量价关系。

图7 光伏机组参与各市场情况分析Fig.7 Analysis of photovoltaic units participating in various markets

图8 风电机组参与各市场情况分析Fig.8 Analysis of wind power units participating in various markets

图9 为燃煤机组当日逐时电费结算,可以看出,在午间机组保持最小出力期间和08:00—11:00 市场价格较低的时段,差价合约形式可以弥补部分燃煤机组由于给新能源避让产生的损失。 而燃气机组由于日前机组报价较低,在该时段通过实时报负价保证部分收益,也符合市场规律,表明该时段供大于求,机组通过少发电获取更多电费,避免供给过多给电网带来损害,燃气机组逐时电费结算如图10 所示。 发电机组电能电费整体结算如表1 所示,非市场化机组计量发电量为10294 MW·h,电能电费合计425.95 万元。 用户侧电能电费结算如表2 所示。

表1 各市场化机组电能电费结算表Table 1 Electricity and electricity charges settlement table of each market unit

表2 用户侧电能电费结算表Table 2 User-side electric energy and electricity fee settlement table

图9 燃煤机组逐时电费结算Fig.9 Hourly electricity bill settlement for coal-fired units

图10 燃气机组逐时电费结算Fig.10 Hourly charge settlement of gas unit

通过整体发电侧和用户侧的电能电费分析可以看出,日前市场电费占比较高,分别为70%和72%,说明各市场主体须重视日前市场的报量报价,提高各主体的出力(负荷)预测和市场预测准确性,保证各自的合理收益可以通过日前市场获得。 目前浙江电力市场处于双轨制过渡时期,常规机组授权合约电量较高,常规发电机组也应重视实时市场的参与,通过积累市场参与经验以应对日后市场化程度的提高。此外,用户侧采用统一加权平均价格可以有效地避免市场化电量和非市场化电量波动造成的不平衡费用,保持发电侧和用户侧的日前市场电能电费一致。

3.2 不平衡费用结算分析

1)辅助服务费用。

市场化辅助服务费用以燃煤机组参与辅助服务市场为例, 其调节速率为0.74%, 调节精度为1.41%,指令数为34266 次,综合调频性能为2.76,调频收益和备用收益如表3 所示。

表3 燃煤机组市场化辅助服务费用表Table 3 Costs of market-oriented auxiliary services for coal-fired units

2)发电侧偏差考核。

偏差考核实际以月结月清的形式进行,此处以单日合约量与实际计量电量的偏差计算,其中统调非新能源机组合约总量以实际当月分摊合约总量计算,光伏、风电机组为优发优购,合约电量为实际计量电量的90%,不产生偏差考核费用。 发电侧各机组偏差考核费用如表4 所示。

表4 发电侧偏差考核费用表Table 4 Deviation assessment fees on the power generation side

3)用电侧偏差考核。

用电侧的批发市场用户和售电公司参与偏差考核,偏差费用按市场化机组授权合约电费比例分摊,具体偏差考核费用见下文。

3.3 双边电力市场整体结算

发电侧的整体电费结算由电能电费、市场化辅助服务收入、偏差考核及分摊费用等构成,其中市场电价均包含环保和超低排放费用,实行税后兑付政策[16-17],燃煤机组结算单须扣除超低排放费用(10 元/(MW·h)),其他类型机组无须进行超低排放费用扣除。 燃气机组收取容量电费,通过两部制电价的容量电费回收。 外来电属于计划发电机组,不参与市场化的辅助服务和偏差考核。 具体各机组整体结算如表5 所示。

表5 发电侧各机组整体结算表Table 5 Overall settlement table of each unit on the generator side 元

用户侧批发市场用户和售电公司自主参与市场报量报价,电能电费由日前市场、实时市场、合约市场三部分构成。 电网代理购电的用户不主动参与市场报价,由电网企业优先购入,作为市场价格接受者参与电力市场结算。 市场化用户的电能电费采取统一加权平均电价与市场化发电费用匹配,减少不平衡资金的产生。 辅助服务费用和发电侧偏差考核按实际计量用电量分摊或返还。 居民农业用电也由电网代理购入,但其电费收取为计划形式,采取相应目录电价。 具体用电侧各主体整体结算费用如表6 所示。

表6 用电侧各主体整体结算表Table 6 Overall settlement table of each subject on the power side

对发用双边参与电力市场的整体电费结算进行分析可以看出:市场化机组的电能电费为9745970元,市场化用户电能电费为9476694 元,差值为269276 元,约占整体市场化电能电费的2.76%。 其中双边日前市场电能电费是平衡的,体现了发电侧市场化机组“日前基准、合约差价、实时差量”、市场化用户统一加权平均电价的电量电费结算体系的合理性,其双边不平衡费用差值主要产生在合约市场电费部分,原因是发电侧的合约市场电费是合约电价与发电机组日前市场电价的差值乘以合约电量,而用电侧用户的合约电量分解与发电侧不是实时匹配的,各主体根据发电/用电特性进行合约分解,产生电量偏差,进而产生合约市场电费的偏差,该不平衡资金可以通过发用双边合约电量分解的精确性和调度机构的约束削减,根据“谁产生,谁负责”的原则通过市场主体行为分析偏差产生原因进一步分摊/返还。 对于市场化辅助服务费用和偏差考核费用的不平衡资金处理,市场化辅助服务费用由全部市场化用户分摊,占市场化用户结算电费的7.6%,发电侧产生的偏差考核费用返还给市场化电力用户,用电侧偏差考核费用返还给市场化发电企业,实现偏差考核不平衡资金的有效处理,既实现了发用两侧偏差电量的考核处理,又减轻电网企业承担过多不平衡资金的风险,证明了本文所提不平衡资金分摊/返还模型的有效性和可实现性。

4 结论

“日前基准、实时差量、合约差价”电能电费结算模型和依据发用双侧市场责任构建的不平衡资金分摊/返还模型是本文的主要创新点,通过“日前基准、实时差量、合约差价”双结算体系实现合约市场与现货市场的耦合结算,设计不平衡资金分摊/返还模型完善不平衡资金处理机制,并以浙江省电力市场发用双边多主体为研究对象进行结算仿真分析,探讨了双边电力市场结算的相关问题,研究结果表明:

1)“日前基准、实时差量、合约差价”的双结算体系可以有效应用于双轨制下发用双边多主体参与的电力市场,对于不同类型的出力机组和用能用户,可以根据自身出力特点或负荷特点在双边电力市场结算体系下获得合理电费收益,有效的电费结算体系可以提高主体参与电力市场的积极性,保障电力市场的稳定运行。

2)本文所构建的不平衡资金分摊/返还模型可以有效处理电力市场化辅助服务和发用双边偏差考核相关的不平衡资金,合理的不平衡资金疏导机制有助于各主体明晰应承担的责任和费用,减轻电网企业承担过多不平衡资金的风险。

3)市场化用户采用统一加权平均价格可以有效避免双边电力市场结算不平衡,保持发电侧和用户侧日前市场电能电费一致。 合约市场电费的偏差由双侧合约分解造成,偏差电费约占整体电能电费的2.76%,可以根据“谁产生,谁负责”的原则通过市场主体行为分析偏差产生原因进一步分摊/返还。