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。

　　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。

　　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: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;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。

　　( 作者：徐 帆,谢 旭,施 磊,喻 乐,涂孟夫,李利利)