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(dān),特殊機組補償費用由市場用戶承擔(dān),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?；鶖?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(dāng)于市場化用戶承擔(dān)了基數(shù)合約價格波動的風(fēng)險或收益。廣東電力市場不平衡費用的構(gòu)成及其分攤方式如圖3所示。

 

2 不平衡費用構(gòu)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(dāng)系統(tǒng)阻塞時,產(chǎn)生阻塞價格分量,導(dǎo)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(jié)算時,由于阻塞而導(dǎo)致負荷之間的交叉補貼。阻塞導(dǎo)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(dāng)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(yīng),當(dāng)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(jié)算,負荷側(cè)采用目錄價格結(jié)算;當(dāng)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(dāng)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(yù)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(yù)測扣除外購電部分后,會覆蓋預(yù)計的全部非市場化用戶用電量,由于實際用電量與預(yù)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(dāng)實際用電量相比基數(shù)合約大時,電網(wǎng)公司相當(dāng)于把這部分不對稱的偏差電量從現(xiàn)貨市場進行購買,當(dāng)實際用電量相比基數(shù)合約較小時,相當(dāng)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(wù)補償

 

輔助服務(wù)補償費用包括：

 

1）調(diào)頻補償費用[19]。調(diào)頻有償服務(wù)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(yīng)時間及速率等響應(yīng)情況有關(guān),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(wù)而預(yù)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(jié)合性能指標進行計算。性能指標反映調(diào)頻的精度、響應(yīng)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(yīng)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(yù)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(dǎo)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(dǎo)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。