引言
2015年,新一轮电力市场化改革全面启动,中国电力供应逐步从传统计划模式向现代交易模式转变[1]。2016年12月,《电力中长期交易基本规则 暂行)》的印发[2],对中长期交易组织、交易执行及交易结算提出了指导性规则。
现阶段中国基数电量与市场电量共存的格局在短期内不会改变。在生产实践中,市场电量执行偏差一般通过调整基数电量来进行缓冲,以保证市场电量合约的刚性执行。随着中国发用电计划逐步放开[3],市场交易规模日益扩大,通过调整基数电量实现市场电量的保障执行和偏差调整将非常困难,同时基数电量本身在执行过程中也会产生偏差电量, 此时需要采用财务结算等方式对偏差电量进行结算与考核[4-5]。偏差电量结算处理机制作为电力市场初期的过渡性方案,国内已对此进行了深入研究。文献[6]依据各方实际上网、落地电量对核定线损率进行修正,再利用修正后的线损率进行偏差电量分解与结算,解决了跨省区电能交易结算中出现的负线损率问题。文献[7]通过对跨区交流电网偏差电量责任的判定,确定各方的结算价格,实现对跨区电网交易合同电量与偏差电量的差异化定价和分开结算。文献[8]提出一种促进新能源消纳的交易电量偏差结算补偿机制,采用统一电价对偏差电量进行结算,从而实现基数电量公平分配及交易电费月清月结。文献[9]采用发电权交易模式,缓解自备电厂与新能源企业间的电量矛盾,使双方在现有市场机制下达到利益平衡。文献[10]建议完善省间发电权交易机制,通过价格机制引导新能源与其他电源的发电行为,平衡各方利益。国外电力市场对产生的偏差电量也多采用类似的交易结算方式[11]。英国允许市场成员在平衡市场中申报正负偏差价格,采用两部制价格在实时运行结束后对偏差电量进行结算[12]。德州市场通过中长期、日前、实时市场逐级细化,并在实时市场进行全电量出清,产生的偏差电量根据实时节点价格进行结算[13]。
随着国内电力中长期市场建设稳步推进,市场化电量比例逐渐升高,发电企业年度基数电量比重逐渐降低,同时还要通过调整年度基数电量的方式来保证市场电量的刚性执行以及与现货市场的衔接,由此带来的基数电量偏差,在国内多数省级电力市场内尚未有合适的处理机制。在此背景下,本文紧贴工程实际需求,提出了3种基数偏差电量的结算处理方法:预期收益补偿方法以电网调度机构为执行主体,对超发电量的发电成本和欠发电量的预期收益进行补偿,可将偏差电量对机组实际收益的影响降到最低;偏差电量替代撮合方法以事后发电权交易的方式,激励机组主动进行偏差电量的处理, 从而获得合理的收益;平均价差补偿方法以平均价差为上限补偿成交的偏差机组,剩余收益补偿未成交的超发机组,兼顾了机组个体的主动性与系统整体的均衡性。
1、现行市场偏差电量处理方法
目前国内开展电力中长期交易的省份,都会保证市场电量刚性执行,而基数电量具备一定的弹性, 因此一般将基数电量作为市场电量的缓冲,市场电量按合约结算,基数电量保证各电厂机组执行进度均衡[14]。但是,市场开放程度的不同及市场电量占比的不同,导致不同省份对于偏差电量的处理方法也不同[2]。中国华北、华东和南方区域内的某省份均已建立了电力中长期市场体制,3个省份市场电量规模依次扩大,对于市场偏差电量的处理方法各不相同。3个省份对于偏差电量的处理特点如表1所示,具体处理方法见附录 A。
2、基数偏差电量结算方法
2.1结算方法的必要性
在当月机组发电计划执行结束后,交易中心对机组执行电量进行核定,扣除刚性执行的市场电量后,得到机组当月实际基数电量。同时根据当月实际总基数电量调整月初制定的机组计划基数电量, 得到机组当月应结计划基数电量,作为基数偏差电量核定的基准,进而得到机组基数偏差电量[4,7-8]。
偏差电量的存在使得基数电量执行不均衡,若对偏差电量处理方法不合适,会导致欠发机组利益受损,不利于基数电量的良性执行。对偏差电量采用合适的方法进行结算补偿,尽量消除由于基数电量执行偏差导致的利益分配不平衡,即使基数电量在执行过程中产生偏差,也可对其进行一定程度的补偿调整,从而保证基数电量的均衡执行[15]。
当月基数偏差电量可以月清月结,也可以向后月滚动执行,在年底进行结算。本文以当月基数偏差电量处理为例,所提方法同样适用于基数电量滚动执行,年底进行偏差电量结算处理的情况。
2.2结算方法的主要特征
在每月结算日,根据交易中心核定的各类交易数据,得到当月机组实际基数电量和应结计划基数电量,二者之差即为机组基数偏差电量[8]。
对基数偏差电量的不同处理方法与结算规则,会对事前中长期发电计划的编制和事中发电资源优化调度产生深层次影响[16]。本文设计了3种基数偏差电量处理方法,希望通过结算规则引导电力优化调度,保障各参与方利益,实现基数电量的良性执行。3种方法的具体处理细节如下。
1)方法A:预期收益补偿方法
成其当月基数电量收益已经得到保证,因此对于超发电量,只需补偿其发电成本即可;对于欠发机组, 欠发电量为其当月应结计划基数电量中的未完成部 分,为保证其当月基数电量收益,需要对欠发电量的预期收益进行补偿。欠发机组少发的电量从本质上 看,可认为是由超发机组多发的电量进行替代发电的[8],因此该方法中,全部欠发机组所少发电量的电费即为系统总可分配收入,超发机组与欠发机组均由系统可分配收入进行补偿。
方法 A最大限度地保证了系统内机组基数电量均衡执行的相对公平性,即使机组在执行基数电量时出现了偏差,机组也会获得相应的收益,同时超发机组的实际发电成本也能得到补偿。但是欠发机组的少发电量仍能获得预期收益,而超发机组的超发电量仅能得到成本补偿,未能产生收益,存在一定的不公平性,同时也打击了超发机组承担系统电量偏差的积极性。
2)方法B:偏差电量替代撮合方法
由于不同机组的发电成本不同,发电成本低的超发机组可将超发电量出售,发电价格高的欠发机组可购买电量替代自身的欠发电量,通过统一撮合可以最大化系统可分配收益,并采用合理的方式分配给偏差机组,保障系统内各机组的利益。
偏差机组需要对偏差电量与价格进行申报[9],其中超发机组申报超发电量与发电价格,欠发机组申报欠发电量与上网价格。超发机组各段偏差电量 按价格升序排列形成出售曲线,欠发机组各段偏差电量按价格降序排列形成购买曲线。
出售方价格与购买方价格进行配对形成交易对价差。当交易对价差为正值或0 时,该交易对成交;当价差为负值时,该交易对不成交。每个成交的交易对的成交价格为该交易对的购买价格与出售价格的平均值。对于价差为负值的交易对,购买价格低于出售方价格而无法成交。由于欠发机组无法购买到替代电量,因此欠发机组无法获得偏差电量收益,这部分欠发电量产生的电费收入由交易对内的超发电量获得,以对其发电成本进行部分补偿。
该方法中,每个成交交易对的价差与该成交对对应的电量的乘积为该成交对产生的可分配收益。具体撮合方法如图1所示。其中出售曲线与购买曲线相交于X点[17],该点左侧绿色线段为成交的交易对,右侧红色线段为未成交的交易对;bk为交易对k的购买价格;sk为交易对k的出售价格;Δk为交易对k的价差;βk为成交交易对k的成交价格,即该交易对的购买价格与出售价格的平均值;Qk为交易对k的成交电量。
与方法 A相比,方法B中超发机组的超发电量不但能收回成本,还能有一定的收益,而欠发机组的少发电量的预期收益,一半收益用于补偿替代发电的超发机组,一半收益由欠发机组获得。方法 B既激发了超发机组承担系统偏差的积极性,也保障了欠发机组的部分利益。但在方法B 中,如果高成本的机组产生超发电量,则很难在市场上撮合成功获得收益,并且对其的补偿无法覆盖其超发电量的发电成本,为此,可对方法 B的撮合规则进行改进,以进一步保障系统内各机组的利益。
3)方法C:平均价差补偿方法
方法C对方法B中的撮合规则进行了改进,对未成交的超发电量也进行了一定的补偿。方法 C改变了价格形成方法。欠发机组上网价格与超发机组发电价格进行配对,形成交易对价差。当交易对价差为正值或0时,该交易对成交;当价差为负值时,该交易对不成交。该方法中,每个成交交易对的价差与该成交对对应的电量的乘积为该成交对产生的可分配收益,将所有成交对产生的可分配收益累加,得到系统总可分配收益。系统总可分配收益与总成交电量的比值,即为系统成交对平均价差。
所有成交对中,价差小于平均价差的按实际价差结算;价差大于平均价差的按平均价差结算。由此得到每一个成交对的结算价差。具体撮合方法如图2所示。图中:ρk为成交对k中购买方机组的上网价格;λk为成交对k中出售方机组的发电价格; Δk为成交对k的结算价差。
方法C中,如果价差小于平均价差,其产生的可分配收益由成交双方平分;如果价差大于平均价差,则平均价差对应的可分配收益由双方平分,剩余的可分配收益按超发电量的发电成本比例分配给未成交的超发机组[18]。此外,对于价差为负值的交易对,欠发机组不获得偏差电量收益,这部分欠发电量产生的电费收入由交易对内的超发电量获得。这部 分处理方式与方法B类似。考虑到方法B仅能对未成交的超发电量的发电成本进行部分补偿,方法 C以平均价差为上限对成交的偏差机组进行补偿, 同时留出部分可分配收益对未成交的超发机组进行 再次补偿,维护了超发机组承担系统偏差的积极性,进一步保障了系统内各机组的利益。
3、算例分析
3.1算例基本数据
选取某省网内的6台机组为例进行分析 机组电价信息以及6月份的基数电量执行情况如表1所示。6台机组的基数偏差电量实际情况为:高成本的机组(C1和C2)产生的负偏差电量大于正偏差电量,低成本的机组(A1,A2,B1,B2)产生的负偏差电量小于正偏差电量。以实际执行数据为基础构建场 景1,分别采用3种基数偏差电量处理方法进行结算。同时,为进一步分析3种偏差电量处理方法对不同场景的结算情况,进一步构建场景2与场景3。其中场景2中6台机组的基数偏差电量情况与场景1相反,即高成本的机组产生的负偏差电量小于正偏差电量,低成本的机组产生的负偏差电量大于正偏差电量;场景3中同样成本的机组产生的负偏差电量与正偏差电量相等。如表2所示。
3.2计算结果对比分析
3种场景下分别采用提出的3 种方法进行结算处理,具体计算结果见附录 C至附录 E。此处为直观分析不同场景下3 种方法的结算结果,将机组实际发电收益与实际单位发电收益列于表3与表4。
由于机组基数偏差电量情况不同,3个场景下全部机组的实际总收益也不同,分别为1240.7,1239.3,1240万元。其中在场景3中,同样成本的机组产生的负偏差电量与正偏差电量相等,相当于不同成本之间的电量未发生替代,因此其机组实际总收益与系统无偏差电量情况下的机组总收益相同,均为1240万元;场景1的系统净效果相当于成本低的电量代替了成本高的电量,使得系统整体运行经济性上升,机组实际总收益也提高至1240.7万元;而场景2相当于成本高的电量代替了成本低的电量,系统整体经济性有所下降,机组实际总收益下降至1239.3万元。
对于实际单位发电收益 由于欠发电量无发电成本,且能获得部分收益,因此欠发机组的实际单位发电收益不会低于系统无偏差电量情况下的机组预期单位发电收益,如表3所示。
在3个场景下,方法 A结算的欠发机组实际单位发电收益均超过了超发机组,而超发机组承担了系统的正偏差电量,但超发电量仅能得到成本补偿,未能产生收益,导致超发机组的实际单位发电收益低于其无偏差情况下的预期单位发电收益,不利于调动超发机组承担系统正偏差的积极性。方法B采用偏差电量的撮合机制,成本低的超发机组对上网价格高的欠发机组产生效益较高的替代效应,从而与对应的欠发机组一起获得较多的收益。表3中3种场景下,发电成本较低的超发机组A1与上网价格较高的欠发机组C2,实际单位发电收益均超出其预期单位发电收益。而对于发电成本较高的超发机组,其超发电量无法成交,仅能获得交易对内对应欠发电量的电费收入,而这部分收入无法覆盖其发电成本,损害了这部分机组的利益。
方法C的结算结果中,各台机组实际单位发电与其预期单位发电收益较为接近,同成本偏差机组之间,无论偏差电量是否成交,其实际单位发电收益也相差不大。方法 C 采用改进的偏差电量撮合机制,既发挥了偏差机组主动进行电量替代的主观能动性,同时对结算价差进行了限制,也保障了系统内各机组利益,兼顾了基数电量均衡执行的公平性。
04、结语
在中国电力市场改革初期,随着中长期市场电量交易规模的扩大,基数电量空间受到挤压,难以保证各机组的均衡执行,此外,市场电量的刚性执行也需要机组基数电量计划不断进行调整配合,现货市场的开展也需要基数电量计划进行相应调整以便于衔接,这均增加了基数电量的均衡执行难度。鉴于此,本文提出了3种基数偏差电量结算处理方法,针对事后机组基数执行偏差导致的偏差电量,分别采用按预期收益进行补偿、偏差电量替代交易和按平均价差进行补偿3种方法。3种方法各有侧重,可适应不同情况下的机组基数电量收益分配需求。能有效处理基数偏差导致的机组利益不均问题,使得基数电量在执行过程中即使产生偏差,也可以通过本文方法对收益进行再次分配,保证系统内机组利益分配的均衡性,保障基数电量均衡执行机制在电力市场初期的良性运转。
需要指出的是,在电力市场初期阶段,由于相关配套与监管机制的暂时缺位,部分机组可能会利用本文提出的偏差处理方法,通过产生偏差电量来牟利。在实际工程应用中,可采用以下措施来进行预防:①在实时运行层面,对于跟踪实时计划或自动发电控制(AGC)指令产生的偏差电量,要进行相应的惩罚;②设置机组偏差电量比例上限,对于超出的偏差电量部分不进行费用补偿。电力市场建设是一个长期的系统的工程,规则机制更是一个有机的整体, 任一部分的变动,均要考虑其可能产生的影响,制定相应的配套措施,并在实际中不断进行改进完善,推动市场建设稳步前行。
