電力市場化過渡時期備用市場模式的探究

王若谷，楊曉峰，高 欣，戴立森，孫宏麗

（1.國網陜西省電力公司電力科學研究院，西安 710100；2.南方電網超高壓輸電公司，廣州 510663）

0 引言

備用是為了保證可靠供電，電力調度交易機構指定的發電機組通過預留發電容量而提供的服務[1]，是電力系統中一種典型的輔助服務。電力系統實際上就是靠預留足夠的備用容量來應對可預見和不可預見的負荷變化，以提高供電可靠性。

隨著我國電力體制改革的不斷深入和發展，在電力系統各環節中引入競爭、增加活力，本著公平、公正、公開的原則建立電力市場，已成為世界各國電力工業發展的趨勢[2]。完整意義上的電力市場不僅包括發電主市場，而且包括輔助服務市場[3]。世界各國的電力工業都在進行市場化改革，旋轉備用作為一種典型的輔助服務，在國外眾多電力市場中都被允許參與市場的公開競價[4]。在我國對備用服務先后經歷了不補償、定性補償，再到目前的基于成本的部分定量補償。備用作為一種特殊的商品已經得到各方面的廣泛認同。

目前，國內外針對備用市場的研究較多。文獻[5]重點研究了國外電力備用市場的交易模型和交易規則；文獻[6]針對備用市場與電量市場協調等相關問題進行研究，總結了電量市場與備用市場的交易決策方法；文獻[7]對備用市場最優容量需求和競價出清模型進行深入探討，給出了基于Pool 結構的備用市場競價模型。文獻[8]提出了競爭電力市場環境下的發電計劃，該方法考慮了發電機組的可靠性約束，在使用總庫結構的同時結合了能源和輔助服務。但這些研究都集中在基于競價性發電主市場形成的基礎之上，不符合我國電力系統實際。在我國發電主市場形成仍需時日的實際背景下，如何建立過渡時期的備用市場是必須關注的問題，然而國內鮮有針對這一問題的相關研究。

本文首先對備用服務的分類、成本和需求分別進行了分析，并闡述了備用市場化的進程；進而針對我國電力市場化改革過渡階段的備用市場模式進行研究，并針對過渡階段的早期和后期分別提出2 種備用市場模式。本文所做的研究可為我國形成電力市場化過渡時期的備用市場提相應的思路和支持。

1 備用的概述

1.1 備用的分類

目前，國內外針對備用的各種分類方法本質上都是基于其響應速度和響應時間。在電力市場環境下，備用傾向于按照如表1 所示的分類。

在“廠網分開，競價上網”環境下，備用更傾向于按照下述方法分類：

（1）旋轉備用機組，可以在短時間（10 min）內響應調度需要，出力滿足系統需要。具體包括：已并網發電、但未帶滿負荷的火電或水電機組；維持全速運行、隨時可以并網發電的火電機組。

（2）非旋轉備用機組，處于停機狀態，但短期內可成為可調度機組。主要由水電機組構成，也包括部分特殊機組如燃油、燃氣機組等。

表1 備用的分類

（3）替代備用，啟動時間比較長，主要由火電機組構成，這些機組未投入發電，但時刻準備投入運行。

1.2 備用的成本分析

市場環境下，機組提供備用服務的成本主要包括容量成本和機會成本。備用的容量成本是指機組提供備用服務所發生的機組各項固定費用按容量的分攤。備用的機會成本是指承擔備用的發電機組因壓低出力運行而犧牲的參與發電主市場獲利所造成的利潤損失。一般而言，機會成本是備用的主要成本，是對備用進行定價和補償是的主要考慮因素。備用的機會成本Copp可以通過式（1）求得：

式中：Bi′表示沒有提供備用時機組i 的電量收益；Bi表示機組i 提供備用后的電量收益。結合機組特性，可以進一步得到各類機組具體的機會成本計算方法。如水電機組提供備用的機會成本可以通過文獻[9]中所述方法求得空耗水量后再折算為利潤損失獲得。

1.3 備用容量需求的確定

1.3.1 確定性方法

傳統電力系統中，備用容量一般基于確定性的方法，取系統最大發電負荷的一定比例，但不小于系統中最大一臺機組的容量。如《電力系統技術導則》規定：“事故備用容量為系統最大發電負荷的10%左右，但不小于系統最大一臺機組的容量；負荷備用容量為最大發電負荷的2%～5%，低值適用于大系統，高值適用于小系統。”

這種方法確定備用容量需求十分簡單，易于應用，但僅僅是基于技術需求的經驗方法。

1.3.2 成本效益分析法

在電力市場環境下購買備用的主要目的是提高系統的可靠性，滿足負荷的隨機需求。因此，在購買備用時就需要同時考慮費用及其提高可靠性所創造的效益[10]。合理的備用容量可以通過成本效益分析法[11]確定。

若定義綜合效益B 為：

式 中：ρvalue表示單位電量的停電損失；Qeens0和Qeens1分別表示購買備用前、后系統的電量不足期望值；ρr表示購買備用的市場出清價；R 表示備用需求容量。

式（2）中右端第一項表示購買備用產生的可靠性效益，第二項表示購買備用的成本，備用容量的確定應以購買備用綜合效益最大為目標，這是一個簡單的極值問題。實際上，當備用的邊際成本恰好等于其所能實現的邊際效益時，該備用容量就是系統的最優備用容量。

確定備用容量的成本效益分析方法更具有市場意義和理論支撐，但也存在以下缺點：該方法單獨存在并不能滿足系統穩定運行的要求，尤其突發情況下不可能先行成本效益分析，必須與確定性方法有機結合；并且成本效益分析方法中ρvalue難以準確確定。因此在我國過渡時期的備用市場設計中暫不推薦采用此方法，而是繼續采用簡單有效的確定性方法來確定備用容量。

2 過渡時期我國的備用市場模式

2.1 備用市場化

一般而言，備用的獲取與定價一般基于以下幾種方式：無償提供、定性獎懲、定量獎懲、協商提供和競爭獲取。其中前3 種都是在強制供方提供的基礎上采用的，而后2 種屬于市場的方法。

在我國電力工業改革前，由調度指定供方提供無償的備用服務方式比較普遍，這種方法有失公平性。隨著廠網分開，發電企業作為獨立的企業存在，對備用的獲取先后采用了定性和定量獎懲的方式，具有一定的進步性。然而獎懲的金額普遍低于提供備用成本，發電廠商的積極性不高，基本上還是建立在強制安排的基礎上；同時，由于發電企業作為獨立經濟實體后，其發電廠的真實成本難以確認，也給定量懲罰的實施帶來巨大的困難。

協商提供和競爭提供的方式賦予發電廠商更多的自主權，使其能根據自身成本提出意愿價格。特別當系統備用充裕時，建立競爭的備用市場，通過市場競爭機制和價格杠桿激勵市場參與者提供備用，同時進行全局優化降低總的備用購買成本，不失為一種較好的解決電力市場環境下的備用獲取和定價的方法。

目前，我國電力系統實現了“廠網分開，競價上網”，但仍屬于管制性電力市場，電力市場化改革處于起步階段，競爭性電力市場在我國形成尚需時日[12]。未來一段時期內，我國電力市場將長期處于管制性電力市場向競爭性電力市場的過渡階段。本文針對我國電力市場化改革的過渡階段，提出了2 種備用市場模式，分別對應于過渡階段的早期和后期。

2.2 模式一：基于上網電價的電能與備用聯合優化的市場模式

模式一主要是針對在過渡時期的早期，即現階段。目前，我國競價性的發電主市場還未形成，采用的是基于中長期合同的上網電價形式[13]。這種背景下，不宜直接采用國外各類典型的競爭性的備用市場模式。另一方面，備用市場與發電市場存在密切的耦合關系，市場模式下應對其進行聯合優化[14]。

以下給出基于上網電價的電能與備用聯合優化的市場模式策略：發電廠商上報其可投入的最大發電容量和其所能提供的最大備用容量，由調度按照購買電能的總成本最小來進行發電容量和備用容量的配置，并下發各發電廠商，各發電廠商按照調度要求進行發電，并得到相應的電能費用和備用費用。

用數學方法可表示為：

目標函數：

約束條件：

（1）供需平衡約束

（2）備用需求約束

（3）機組容量約束

（4）機組出力約束

（5）備用能力約束

式（3）—（8）中：Pi和Ri為第i 臺機組中標的出力容量和備用容量；ρi為第i 臺機組的上網電價；D 和DR分別為系統的發電容量需求和備用容量需求；Pimax為第i 臺機組的最大出力；Rimax為第i 臺機組所能提供的最大備用容量。

這是一個簡單的線性規劃問題，常用的線性規劃軟件都可以對其求解，備用價格按照機組備用邊際成本獲得。

2.3 模式二：集中競價市場上的電能與備用聯合優化的市場模式

當我國過渡時期的電力市場有一定發展，采用集中運營模式競價上網（即進入過渡階段后期）時，可采用以下策略建立聯合市場同時出清電能和備用。

發電廠商上報其可投入的最大發電容量和電能邊際成本，同時上報其所能提供的最大備用容量和備用邊際成本（其反映了機組部分載荷的效率損失，同時還包括提供備用服務可能要求的額外維護費用），由調度按照電能與備用服務的總成本最小來進行發電容量和備用容量的配置，并下發各發電廠商，各發電廠商按照調度要求進行發電，相應的電能和備用服務同時出清。

用數學表達式表示時僅需對模式一中的目標函數進行修正，即：

式中：ρi′ 和PRi分別為第i 臺機組的電能報價和備用服務報價。

約束條件仍然采用模式一中的式（4）—（8），對其求解仍可采用線性規劃軟件進行。

3 算例分析

3.1 按模式一進行分析

現假設有一小型電力系統。它的電力需求量在300～720 MW 變化。為了在所有情況下都能保證系統的安全穩定，備用需求數量為250 MW（為分析簡便，假定系統只需要一種備用）。系統有4臺發電機組，對應參數如表2 所示[15]。

表2 各機組的上網電價、最大出力與最大備用容量

按照式（3）—（8）建立數學優化問題，并求解得到表3。

表3 不同負荷需求下優化問題求解結果MW

當負荷需求在300～420 MW 時，機組1 滿發，機組2 承擔剩余發電容量，最小備用需求的約束沒有產生效力，因為機組2、機組3 可提供的備用始終大于250 MW，故備用價格為0 元。

當負荷需求在420～470 MW 時，機組1 滿發，機組2 承擔其需要承擔備用的最小值60 MW，剩余170 MW 生產電能，機組3 承擔剩余發電容量并提供190 MW 備用容量，以滿足系統備用需求約束。為得出備用服務的價格，需知道最后單位兆瓦備用來自哪臺機組。為此機組2 增加單位兆瓦備用，則其出力下降單位兆瓦，需由機組3 進行補發，增加單位兆瓦備用的成本為ρ3-ρ2=3 元/MWh，這就是備用的市場價格。

當負荷需求在470～720 MW 時，機組1 滿發，機組2 承擔170 MW 發電容量和60 MW 備用容量，機組3 承擔50 MW 發電容量和190 MW備用容量，機組4 提供剩余發電容量。此時增加單位兆瓦備用的成本為ρ4-ρ2=11 元/MWh，這就是備用的市場價格。

需要注意的是電能生產價格為各機組通過相關規定或合同約定的上網電價，在以上分析中并不變化。

以上分析結果如圖1 所示。

圖1 不同負荷需求下電能與備用價格關系

該模式中電能價格即為上網電價，各發電廠商無需上報電能電價和備用報價，這與現階段我國備用調用模式中發電廠商不需要報送電能和備用價格的策略相一致。通過目標函數的計算得出的備用補償有一定合理性，各發電廠商受到公平對待，較積分考核獎懲的辦法[16]有很大提高。

3.2 按模式二進行分析

同樣以3.1 節的小型電力系統為例，只對其4 臺發電機組對應參數作表4 所示的修改。

對其進行類似模式一的分析可得結果如表5、表6 和圖2 所示。

表4 各機組的電能邊際成本、備用邊際成本、最大出力與最大備用容量

在該模式下，發電廠商除了上報最大發電容量和可提供的最大備用容量外，還需上報電能邊際成本和備用邊際成本，二者同時在聯合市場上出清。

與模式一不同的是，此時，電能價格不再是上網電價，而是在聯合市場上通過競價出清；備用的邊際成本被考慮進來，這樣對備用的補償更加合理，對各發電廠商更加公平、公正，市場化更加明顯。顯然該模式較模式一更具有市場化，同時用于備用補償的費用增加也是較為明顯的。同時，由于發電機功率和備用之和等于發電機容量，備用和電能量互為機會成本，相較于模式一以電能量為主導，模式二較模式一統籌考慮電能量和備用，相對更能反映備用的機會成本。

表5 不同負荷需求下優化問題求解結果MW

表6 不同負荷需求下電能與備用價格

圖2 不同負荷需求下電能與備用價格關系

4 結語

本文在對備用成本、需求分析的基礎上，進一步介紹了國外備用市場，并結合我國電力市場化的實際進程，針對我國競爭性電力市場尚未成熟之前的過渡時期，提出了適用于不同階段的2種備用市場模式，能夠充分調動發電廠商參與輔助服務的積極性，并能進一步推動我國輔助服務市場的建設。