電力現(xiàn)貨市場結算規(guī)則設計的難點在于如何通過平衡市場參與者的權益,保障市場的競爭活力與電網(wǎng)的安全穩(wěn)定,這其中的關鍵問題是不平衡費用的處理,包括不平衡費用如何構成與如何分攤?；诖?重點研究了國內(nèi)外電力現(xiàn)貨市場不平衡費用的處理方法,立足于我國電力市場特點,分析了各類不平衡費用的產(chǎn)生機理,并梳理形成了適應我國目前發(fā)展現(xiàn)狀的不平衡費用的構成及分攤機制,可為電力現(xiàn)貨市場結算規(guī)則及市場機制設計提供參考。
0、引言
2015年3月15日,中共中央發(fā)布了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)文件[1],宣告了新一輪電改的開始,在此基礎上,國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》[2],提出將南方(以廣東起步)、蒙西、浙江等8個地區(qū)作為第一批電力現(xiàn)貨市場建設試點[3]。隨后試點單位陸續(xù)開展現(xiàn)貨市場規(guī)則及相關機制的設計。
現(xiàn)貨市場下,市場品種從交易周期上分為合約市場、日前市場、實時市場等,從商品屬性上分為電能市場、輔助服務市場、需求響應市場等。對于電能費用,按市場品種的規(guī)則和出清結果對市場上的提供者與消費者進行費用結算,但對于輔助服務、需求響應等沒有具體消費者的費用,該如何分攤是需要解決的問題。除了交易費用之外,市場上還會產(chǎn)生阻塞盈余、機會成本補償、運行成本補償?shù)确鞘袌龌M用,該費用如何分攤也是亟需解決的問題。另外對于市場中的貢獻者與破壞者,也需要利用結算杠桿來體現(xiàn)與調(diào)節(jié)。只有對不平衡費用進行合理分攤,才能保障各方基本利益,有效補充市場功能盲區(qū),與市場交易相互配合,形成激勵相容的完整市場化體系,而且這也是用來平衡市場化競爭與保障性供電這兩項社會功能的重要手段。因此,不平衡費用處理是現(xiàn)貨市場機制設計的關鍵問題與難點問題。
由于我國現(xiàn)貨市場剛剛起步,目前國內(nèi)對于現(xiàn)貨市場下的不平衡費用處理還缺少系統(tǒng)性的研究。文獻[4-6]已有的研究成果主要局限于電力平衡市場,重點研究市場化的電力供需平衡機制,而對于市場中產(chǎn)生的不平衡費用較少涉及。文獻[7-12]的研究成果側(cè)重在市場中輔助服務或其他局部問題的補償處理,對該問題未作整體性考慮及系統(tǒng)性分析。對此,文本研究借鑒國外電力市場成熟經(jīng)驗,充分結合我國現(xiàn)貨市場發(fā)展現(xiàn)狀,詳細梳理了不平衡費用的構成及其分攤方法,可為現(xiàn)貨市場結算規(guī)則及市場機制設計提供參考。
1、不平衡費用處理概況
對于不平衡費用結算,在國內(nèi)外不同的電力市場結構下,其處理機制也各不相同,本文重點考察美國PJM電力市場、英國電力市場及國內(nèi)現(xiàn)貨試點單位之一的廣東電力市場。
1.1、美國PJM市場
市場包括了阻塞盈余費用[13]、補償費用[14]等,其中阻塞盈余費用采用了基于輸電權的分攤方法,以基于競拍等方式獲得的輸電權進行費用分配;補償費用主要包括了輔助服務補償、運行成本補償和機會成本補償,輔助服務補償為調(diào)頻、備用等輔助服務提供方發(fā)生的補償費用,由未提供輔助服務的用電側(cè)成員,按照其電量比例來承擔輔助服務義務。運行成本補償采用成本覆蓋的方式,主要為將機組實際獲得的收益與機組實際運行成本進行比較,對無法覆蓋運行成本的部分進行補償,以保證參與市場的機組至少能夠保證成本運行,這里包括了啟停、空載等成本。機會成本補償是當機組參與調(diào)頻、備用等輔助服務市場或因可靠性原因被調(diào)度指令干預,偏離最佳經(jīng)濟調(diào)度點運行而帶來的電能市場上的損失成本。對于補償,其日前市場主要是運行成本補償,由用戶按日前負荷比例進行分攤;實時市場包括運行成本補償和機會成本補償,根據(jù)用戶和機組的偏差電量比例分攤,用戶偏差電量是指日前出清電量和實際用電量的偏差,機組偏差電量是指實時出清電量和實際發(fā)電量的偏差(由調(diào)度指令引起的偏差除外)。PJM市場不平衡費用的構成及其分攤方式如圖1所示。
對于非市場化用戶引起的波動性成本費用,美國不同地區(qū)的處理各有差異,對于沒有建立電力市場地區(qū)采用垂直一體化的傳統(tǒng)體系,用戶電價采用相對固定的價格;對于僅放開電力批發(fā)市場的地區(qū),發(fā)電側(cè)由市場形成批發(fā)電價,供電服務由區(qū)域的公用事業(yè)公司壟斷經(jīng)營,銷售電價由市場形成的批發(fā)電價加上輸電價、配電價和政府性基金組成。隨著發(fā)電側(cè)購電價格的變化,銷售電價會定期進行調(diào)整;對于美國PJM等批發(fā)、零售市場全面放開的地區(qū),電力用戶自主選擇售電商,售電商的購電成本由電力市場批發(fā)電價、輸電價格、配電價格和政府性基金組成,加上一定利潤后銷售給終端電力用戶,其波動性成本或收益由售電公司承擔,最終會定期傳導到終端銷售電價上。
1.2、英國電力市場
英國電力市場[15-16]發(fā)生輸電阻塞的時候,采用受限出力補償?shù)姆绞健Ｔ谟娏κ袌鲋?發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)都需要繳納輸電費用,輸電費用按照長期邊際成本方法進行計算并分區(qū)定價。市場主體繳納了輸電費用后,就有了在英國范圍內(nèi)使用電網(wǎng)送電的權利,如果由于電網(wǎng)阻塞的原因?qū)е码姀S的電送不出去,電網(wǎng)需要對因阻塞受限的出力進行補償。
這種方法的基本思路是輸電費中已經(jīng)考慮了為市場成員提供足夠的輸電通道,已經(jīng)繳納了輸電費,就有在該市場范圍內(nèi)電力傳輸?shù)臋嗬?因此如果沒有被傳輸,交易被裁減,就需要對其進行補償,相當于在輸配電價中已經(jīng)包含了并且平攤了阻塞風險帶來的影響。
英國電力市場中的啟停、空載等成本在報價中一并考慮,不再另外補償。英國電力交易所在進行交易出清時,提供了靈活多樣的報價形式供市場成員自由選擇,不同的報價形式能夠滿足各類市場成員差異化的發(fā)用電特性。以APX中的拍賣市場為例,市場成員最簡單的報價形式是每個小時分別報價,各時段之間獨立成交。但對發(fā)電企業(yè)而言,這樣報價的成交結果可能無法滿足機組自身的啟停約束或爬坡約束。此時,發(fā)電企業(yè)可以將任意幾個連續(xù)的時段組成一個“能量塊”進行報價,比如將早上8:00至中午12:00組成一個包含4h的能量塊;像核電這樣的基荷機組,則可以將全天24h組成一個能量塊,一個能量塊中所包含的時段要么同時成交,要么同時不成交,從而滿足機組連續(xù)運行的需要。此外,為了保證機組的啟停、空載等成本回收,通常采用關聯(lián)報價的方式,市場成員可以指定只有當某個能量塊的報價成交時,另一個能量塊的報價才能成交。例如,一個處于停機狀態(tài)的機組準備啟機運行,那么可以在需要啟機運行的時段申報一個價格較高的能量塊以便能夠回收啟機成本,然后在啟機之后的時段申報一個僅考慮燃料成本的較低價格的能量塊,并將兩個能量塊設置為關聯(lián)報價,這樣就能夠保證只有當啟機時段的能量塊中標后,后續(xù)時段的能量塊才能中標。由于在報價中考慮了開停機成本,因此無需再作單獨的成本補償。英國電力市場不平衡費用的構成及其補償方式見圖2。
1.3、廣東現(xiàn)貨市場
廣東現(xiàn)貨市場規(guī)則(試運行)[17]設立了平衡資金,平衡資金中包含了阻塞盈余、機組啟停補償費用,必開機組、熱電聯(lián)產(chǎn)機組、臨時新增開機或停機機組、指定出力機組等特殊機組的補償費用,機組臨時非計劃停運、出力偏差越限等考核費用以及基數(shù)合約電量偏差費用等。廣東采用節(jié)點電價模式,因此會產(chǎn)生阻塞盈余費用,另外交易申報中采用基于電能運行成本報價的方式,因此也需要考慮啟停、空載成本的補償。
市場形成的平衡資金由市場化用戶分攤,其中阻塞盈余費用按用電量比例返還給市場用戶,啟動與空載費用按市場化電量比例折算后由市場用戶承擔,特殊機組補償費用由市場用戶承擔,機組非計劃電能偏差、考核、熱電聯(lián)產(chǎn)考核、出力超限等考核費用按市場化電量比例返還市場用戶。基數(shù)合約電量偏差電費按用電量比例由市場化用戶分攤,這里的基數(shù)合約電量偏差電費是考慮了機組年度基數(shù)合約電價的浮動,年度基數(shù)合約的平均購電單價偏離輸配電價核定水平時,產(chǎn)生的偏差由市場化用戶來分攤,相當于市場化用戶承擔了基數(shù)合約價格波動的風險或收益。廣東電力市場不平衡費用的構成及其分攤方式如圖3所示。
2、不平衡費用構成
2.1、阻塞盈余費用
2.1.1 市場化負荷產(chǎn)生的盈余
在節(jié)點電價模式下,節(jié)點電能價格包括3個分量,分別為統(tǒng)一電能出清價格、阻塞價格、網(wǎng)損價格。我國現(xiàn)階段,網(wǎng)損已包含在輸配電價中,因此不再單獨考慮網(wǎng)損分量。
當系統(tǒng)阻塞時,產(chǎn)生阻塞價格分量,導致受阻節(jié)點的出清價格抬升,由此可利用價格杠桿調(diào)節(jié)負荷大小及影響負荷分布,避免按統(tǒng)一出清價結算時,由于阻塞而導致負荷之間的交叉補貼。阻塞導致輸電線路兩側(cè)的發(fā)用電節(jié)點電價出現(xiàn)差異,帶來購售費用的偏差。在忽略網(wǎng)損的情況下,負荷側(cè)購電費用與發(fā)電側(cè)支付費用的差額即為阻塞盈余[18],其計算公式如下：
現(xiàn)階段,我國電力現(xiàn)貨市場剛剛起步,參與現(xiàn)貨市場的負荷僅部分放開,因此難以精確區(qū)分市場化負荷與非市場負荷各自對阻塞的影響,為了分別確定市場化負荷的阻塞盈余與非市場化負荷的阻塞盈余,在不考慮網(wǎng)損的情況下,可首先通過總的購電費與售電費計算得到總的阻塞盈余,然后再采用基于用電量比例分攤的方法,由市場化負荷占全部負荷的比例,來計算市場化負荷的阻塞盈余。
2.1.2 非市場化負荷產(chǎn)生的盈余
目前,非市場化負荷由電網(wǎng)公司代理,電網(wǎng)公司相當于虛擬用戶以基數(shù)合約價格從發(fā)電企業(yè)購電,通過目錄電價銷售給終端用戶。非市場化負荷一般與基數(shù)合約電量相對應,當基數(shù)合約電量大于等于非市場化用戶負荷時,均不產(chǎn)生非市場化用戶的盈余,此時發(fā)電側(cè)采用合約價格結算,負荷側(cè)采用目錄價格結算;當基數(shù)合約電量小于非市場化用戶負荷時,對于非市場化電量超出合約電量的偏差部分,電網(wǎng)公司相當于虛擬用戶,從現(xiàn)貨市場購買偏差電量,此時會產(chǎn)生負荷中心的節(jié)點價格與發(fā)電節(jié)點價格之間的阻塞盈余,阻塞盈余可首先通過總的購電費與售電費計算得到總的阻塞盈余,然后通過負荷偏差部分占全部負荷的比例,來計算非市場化負荷的阻塞盈余。該盈余為非市場電量波動性費用的一部分,一般不必單獨處理,可以并入非市場化電量波動性費用統(tǒng)一分攤,具體請見2.2.1節(jié)。
2.2、非市場電量波動性費用
電網(wǎng)公司以目錄電價銷售的方式代理了全部非市場用戶,由于非市場化用戶發(fā)生的實際用電量及支付費用與預期購買非市場化的基數(shù)合約并不能完全匹配,其中產(chǎn)生的偏差部分為波動性費用。
2.2.1 省內(nèi)波動性費用
基數(shù)合約電量依據(jù)非市場化用戶的負荷預測扣除外購電部分后,會覆蓋預計的全部非市場化用戶用電量,由于實際用電量與預測電量會發(fā)生偏差,實際用電量與簽訂的基數(shù)合約電量之間產(chǎn)生了電量的不對稱。當實際用電量相比基數(shù)合約大時,電網(wǎng)公司相當于把這部分不對稱的偏差電量從現(xiàn)貨市場進行購買,當實際用電量相比基數(shù)合約較小時,相當于向現(xiàn)貨市場進行銷售。同時基數(shù)合約價格也可能因政府調(diào)價而發(fā)生變化,并且現(xiàn)貨價格是波動的,可能比基數(shù)合約價格高或者低,而電網(wǎng)公司以固定的目錄電價向用戶銷售,由此會產(chǎn)生電價的不對稱,不對稱的電量與電價形成了波動性費用,表示電網(wǎng)公司代理非市場化用戶的成本變化。從現(xiàn)貨市場購買的價格包括了電能、網(wǎng)損及阻塞,這里沒有必要細分,只需依據(jù)購電成本計算總的波動性費用即可。省內(nèi)波動性費用計算公式如下：
2.3、補償費用
2.3.1 輔助服務補償
輔助服務補償費用包括：
1）調(diào)頻補償費用[19]。調(diào)頻有償服務一般指的是二次調(diào)頻,所獲得的激勵補償與其調(diào)頻的容量、總步長、精度、響應時間及速率等響應情況有關,反映了其在平衡市場上的實際貢獻。對于開展調(diào)頻市場的地區(qū),調(diào)頻可采用兩部制補償,包括調(diào)頻容量補償、調(diào)頻里程補償。對于尚未開展調(diào)頻市場的地區(qū),一般采用調(diào)頻容量補償。調(diào)頻容量是為提供調(diào)頻服務而預留的容量范圍,調(diào)頻里程是實際發(fā)生上下調(diào)的總步長,補償費用可結合性能指標進行計算。性能指標反映調(diào)頻的精度、響應時間及速率,表示其跟蹤AGC信號的緊密程度,調(diào)頻性能指標越高,獲得收益越大,其響應效果影響最終所能獲得的總收益。兩部制調(diào)頻補償費用計算公式如下：
3）深調(diào)峰補償費用[22-23]。一般的調(diào)峰通過電能市場進行調(diào)節(jié),但由于峰谷差過大等原因,需要深度調(diào)峰時,僅憑電能市場優(yōu)化無法達到預期的效果,如果出于電力平衡及安全性等方面考慮,采用調(diào)度指令方式強制調(diào)峰(主要為下調(diào)),會導致機組實際的運行成本甚至高于電能收益費用,需要額外給予成本補償,市場上產(chǎn)生經(jīng)常性、大面積的事后成本補償或交叉補貼,則說明亟需完善建立更好的市場機制來疏導解決。較好的辦法是采用基于市場激勵的方式,通過深調(diào)峰市場增強機組靈活性改造的積極性,補償靈活性改造的成本,通過促進改善機組的調(diào)峰能力、爬坡速度、啟停時間等,使得機組在普遍獲得深調(diào)峰能力的情況下,逐步達到通過電能市場實現(xiàn)電力平衡。
4）其他輔助服務補償費用。無功、黑啟動等其他輔助服務一般采用中長期合約的方式,按約定進行履約與結算。
2.3.2 需求響應補償
需求響應是指負荷資源根據(jù)市場發(fā)布的激勵信號,自覺調(diào)整用電行為,改變其電能需求,起到削峰填谷的作用,常見的需求響應有基于價格的需求響應和基于激勵的需求響應。
當負荷資源、儲能資源或是分布式發(fā)電資源等提供需求響應時,需求響應補償費用本質(zhì)上與輔助服務補償費用類似,是平抑市場供需平衡波動的手段。對經(jīng)過核定后的需求響應費用需要進行分攤,該補償費用可納入市場的不平衡費用。
2.3.3 機會成本補償
機會成本包括：
1）輔助服務機會成本。指提供輔助服務的資源由于提供調(diào)頻、備用等服務,而不能完全參與電能市場而導致的電能市場上的損失。機會成本可按照進入到退出的完整時間段進行計算,并且也可以進一步細分為輔助服務的進入階段、執(zhí)行階段、退出階段,分別計算由于提供輔助服務,不能進行電能供應而損失的收益。
機會成本由參與電能市場的單位利潤在損失發(fā)電容量上的時間積分得到。其單位利潤為電力差和價格差的乘積,電力差為假設不參與輔助服市場的可中標出力與參與輔助服務市場后實際出清電力的差值,價格差為該時刻的出清電價與可中標出力對應的發(fā)電成本(或近似為當前實際出力成本)的差值。
2）響應調(diào)度指令機會成本。由于調(diào)度要求,使得某些機組偏離優(yōu)化出清的最佳經(jīng)濟調(diào)度點進行出力時,對機組的實際收益產(chǎn)生的影響進行補償。當機組按調(diào)度指令要求在實時市場中降低發(fā)電出力時,其機組實際的出力比市場優(yōu)化出清的出力要低,那么由此帶來的機會成本損失要進行補償;或者是實時市場價格相對較低,機組的發(fā)電成本相對較高,機組在實時市場中的某些容量段未中標,由于機組按調(diào)度指令要求在實時市場中提高出力,使得機組在高位成本運行,同時卻獲得了較低的實時市場價格,由此帶來的機會成本損失也需進行補償。
除了指定出力的情況,對于新增臨時停機等情況,也需要對由此可能帶來的收益損失進行補償。例如當機組在日前市場中有出清量,但在實時市場中由于系統(tǒng)原因沒有被組合,而實時市場價格又恰好大于日前市場價格,由此帶來的收益損失也需要進行補償(由機組自身原因?qū)е碌某?。
機會成本補償?shù)挠嬎愎娇山y(tǒng)一表達為
2）空載補償費用。除了啟停成本,還需對空載成本進行補償?？蛰d補償費用為機組空載時間范圍內(nèi)的空載運行成本?？砂纯蛰d的時間區(qū)間進行補償,單位時間的空載運行成本需要進行核算與認定。計算公式如下：
這里,對于因系統(tǒng)可靠性、阻塞等原因而發(fā)生的必開機組、最小連續(xù)運行時間機組等,一般在特定出力范圍內(nèi)不參與市場定價,這些機組可以按照固定價格或核定的運行成本價格進行結算,也可以先在電能市場上以市場出清價進行結算,然后在補償環(huán)節(jié)對其固定價格或核定的運行成本價格超出市場出清價格的部分予以補償。
對于燃氣、熱電等高成本機組,在一定出力區(qū)間或電量區(qū)間內(nèi),可以通過降低報價來參與市場,對于其市場出清價不足以覆蓋其核定成本的部分,也同樣需要進行補償。另外也可以通過年度基數(shù)合約進行利用小時數(shù)與電能費用的保證,這種情況下就不需要再進行補償。
2.4、考核費用
2.4.1 電能考核費用
電能考核包括：
1）機組調(diào)度指令偏差考核。機組在每個調(diào)度時段內(nèi),如果偏離調(diào)度指令超過一定的閾值,應予以考核,扣除部分收益甚至全部收益。當出現(xiàn)緊急情況,調(diào)度需要調(diào)整出力指令而偏離交易出清結果時,機組須及時響應調(diào)度指令。
2）非計劃停運考核。當機組在實時運行中出現(xiàn)臨時非計劃停運時,應將臨時非計劃停運時段內(nèi)對應的現(xiàn)貨電能市場收益部分,以考核的方式扣除部分收益或全部收益。
3）機組出力限值未達標考核。機組的實際出力上限,未達到并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議中最大技術出力的限高要求或者是機組的實際出力下限,未達到并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議中最小技術出力的最低要求時,對發(fā)生限制未達標時間區(qū)間內(nèi)的實時電能收益,以考核的方式扣除部分或全部收益。
4）其他考核費用?！秲蓚€細則》中有關電能類的其他考核項。
2.4.2 輔助服務考核費用
輔助服務考核包括：
1）響應容量考核。當機組在實際運行中,出現(xiàn)響應容量未達到調(diào)度指令要求的出清容量時,須以考核方式,扣除一定時間區(qū)間內(nèi)的輔助服務收益。
2）響應性能考核。當機組出現(xiàn)響應性能未達到調(diào)度指令要求的性能時,須以考核的方式,扣除性能未達標時間區(qū)間內(nèi)的部分或全部輔助服務收益。性能考核也可以采用階梯式的考核方式,對性能達到的不同等級進行分級考核。同時,如果市場依據(jù)性能進行綜合定價,將考核費用直接體現(xiàn)在輔助服務電費結算中,則可不必另外設置考核項。
3）其他考核費用?！秲蓚€細則》中有關輔助服務的其他考核項。
3、不平衡費用分攤機制
不平衡費用由阻塞盈余、非市場電量波動費用、補償費用及考核費用這4類費用構成。針對不平衡費用,將從費用分攤的方式、周期、方向、對象及比例等方面進行分攤機制[24-25]的研究。
3.1、費用分攤方式
費用分攤方式包括：
1）平衡池分組處理。按照電能類、輔助服務類、考核類等或其他分組原則將不平衡費用中的多項費用進行分組處理,對每組資金池采用統(tǒng)一的分攤方式進行處理。將多項不平衡費用按組分攤計算,好處是處理簡單,缺點是組內(nèi)的各類費用處理方式不夠細化,公平性、嚴謹性欠佳。
2）每項費用分別處理。對每項不平衡費用,分別采用不同的分攤方法,獨立進行分攤計算。每項不平衡費用項目可依據(jù)實際業(yè)務要求,設定不同的分攤方法與分攤對象。該方式的好處是處理合理,精確分攤,缺點是處理復雜,需要對每項費用分別進行分攤計算。
3.2、費用分攤周期
費用分攤周期分別為：
1）平衡賬戶,累計清算。按季度、年度等較長周期以清算方式進行分攤。這樣在相對較長的時期內(nèi),需要設立平衡賬戶[26]用于存管發(fā)生的不平衡費用。該種方式的優(yōu)點是多個周期集中處理,無需在每個結算周期都進行計算,處理簡單。缺點是帶來平衡賬戶的設立、審計及監(jiān)管等一系列額外工作。
2）平衡結算,當期分攤。在每個結算周期直接進行不平衡結算,因此無需設立平衡賬戶進行資金存管。該種方式的優(yōu)點是無需設立平衡賬戶,缺點是每個結算周期都需要進行不平衡費用計算,處理上較為繁瑣。
3.3、費用分攤方向
費用分攤方向分為：
1）收取類費用。輔助服務補償、需求響應補償、機會成本補償、運行成本補償?shù)?需要向設定的市場成員進行費用收取。其中,對于非市場化電量波動性費用,當該費用為虧空時,需向設定的成員進行收取。
2）返還類費用。阻塞盈余費、收取的考核費用等,需要向設定的市場成員進行返還。其中,對于非市場化電量波動性費用,當該費用為結余時,需向設定的成員進行返還。
3.4、費用分攤對象
依據(jù)各類不平衡費用的特征,可將每項或每組不平衡費用由一類主體分攤或由幾個主體共同分攤。對于多類市場主體組合分攤時,各類主體分攤的比例之和為100%,各對象分攤的總費用與該不平衡費用相等。參與分攤的對象包括如下幾類主體：
1）市場化用戶。參與市場交易的所有市場化用戶參與分攤,分攤的費用可正可負,表示收取或返還。
2）市場化機組。參與市場交易的所有機組參與分攤。
3）非市場化用戶。由未參加市場交易的非市場化用戶參與分攤,由于對非市場化用戶采用目錄電價銷售這一特殊性,需要將這部分費用定期滾動到目錄電價中,通過目錄電價的定期調(diào)整來體現(xiàn)對該費用的分攤。鑒于目錄電價調(diào)整周期較長,一般盡量減少采用讓非市場化用戶分攤的方法。
4）偏差機組。實時市場出清電量與實際發(fā)電量偏差超過一定閾值的機組,這里剔除由于調(diào)度指令原因而導致的偏差。實時市場的成本補償費用可以考慮由偏差機組參與分攤,并且按偏差量的占比進行分攤。因為偏差機組是造成實時市場產(chǎn)生成本補償費(實時市場通過新增機組開停機、空載,或按調(diào)度指令偏離經(jīng)濟調(diào)度點來響應實時市場偏差)的因素之一。
5）偏差用戶。日前市場出清電量與實際用電量偏差超過一定閾值的市場用戶。同理,實時市場的成本補償費用可以由偏差用戶參與分攤,因為偏差用戶也是造成實時市場發(fā)生成本補償費的因素之一。
6）外部市場主體。參與網(wǎng)間交易的點對網(wǎng)機組、外部電力用戶以及網(wǎng)間交易主體(電網(wǎng)公司)參與分攤。
3.5、費用分攤比例
費用分攤比例分為以下幾種情況：
1）阻塞盈余費用返還。
①按照實際電量比例分攤。將總的阻塞盈余費用,對設定的分攤對象(可全部為發(fā)電側(cè)、用電側(cè)或發(fā)電、用電各占一定比例)按照其實際的發(fā)電量或用電量的占比進行分攤。以用電側(cè)分攤為例,其計算方法如下：
該種方式采用發(fā)、用電聯(lián)動的方式進行結算,減少計算的中間環(huán)節(jié),缺點是用電量數(shù)據(jù)的修正及調(diào)整會影響到全體成員,形成大面積的數(shù)據(jù)聯(lián)動,計算的復雜度較高。
②按照基數(shù)電量比例分攤。首先計算波動性費用,然后將該費用對簽訂基數(shù)合約電量的機組,按照其基數(shù)合約計劃電量的占比進行分攤。該方式分攤方法與其他費用類似,其分攤結果與“以用定發(fā)”分攤結果一致。其計算公式如下：
③按照實際電量比例分攤。與上述方法類似,計算波動性費用后,將該費用按照指定的分攤對象,不是按照基數(shù)電量,而是按照其實際電量的比例進行分攤。
3）補償費用收取。
按照實際電量或偏差電量比例分攤。將補償費用,依據(jù)指定的對象,可為負荷側(cè)或與未提供補償服務的機組,按照實際電量的比例來分攤。某些補償項目也可以由偏差機組或偏差用戶,按照偏差電量的比例進行分攤。
4）考核費用返還。
按照實際電量比例分攤。將總的考核費用,依據(jù)指定的對象,可為負荷側(cè)或與未發(fā)生考核的機組,按照實際電量的占比進行分攤。
4、結論
本文對電力現(xiàn)貨市場中不平衡費用的產(chǎn)生進行了分析,梳理提出了不平衡費用的構成,并在此基礎上研究了不平衡費用的分攤機制。電力現(xiàn)貨市場中,必須處理好不平衡費用的分攤問題,核心內(nèi)容是確定哪些費用進入不平衡費用,以及要分攤給誰,分攤多少,通過不平衡費用的合理處理,維護良性、可持續(xù)的市場生態(tài)。目前階段,不平衡費用處理建議考慮如下幾個方面的原則：
1）要充分體現(xiàn)市場貢獻,對于起到正向作用與負向作用的市場主體,需在結算機制上進行引導調(diào)節(jié)。
2）要從系統(tǒng)安全穩(wěn)定、市場競爭活力和各方利益平衡等多個方面統(tǒng)籌考慮,不能單純依靠完美市場設計,要做好導向與權衡。
3）要適應我國的特有國情與歷史階段。包括發(fā)電企業(yè)的發(fā)展經(jīng)歷、國企屬性和年度計劃問題以及電網(wǎng)公司代理非市場化用戶參與市場的問題等,利用不平衡費用處理機制,做好過渡性設計。
4）要平穩(wěn)起步。現(xiàn)階段建議不平衡費用分攤的規(guī)則要盡量簡單清晰,易于結算,市場逐步發(fā)展成熟后,可考慮更為精細化、市場化的方式。
（來源：電網(wǎng)技術 作者：龍?zhí)K巖, 馮凱, 徐駿, 楊爭林, 馮樹海）
