基于关键规划参数的电力市场规划体系.pdf
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1、现有电力市场研究主要聚焦电力市场机制优化完善及市场整体框架研究,缺乏从规划视角开展基于关键指标的电力市场规划设计,因此提出基于关键规划参数的电力市场规划体系。首先,结合电力市场可持续、安全和经济性目标,提出开展电力市场规划的关键规划参数;然后,基于电力市场关键规划参数,提出包括调峰辅助服务市场设计、适应新能源发电的中长期交易机制设计、电力现货价格上限机制设计、容量保障机制设计、费用分摊疏导机制设计在内的电力市场规划体系和流程;最后,结合实际案例场景,开展基于关键规划参数的电力市场规划设计。所提的电力市场规划体系,可为各地区电力市场建设和市场运行评估提供参考借鉴。关键词:电力市场;规划;关键参数
2、;机制设计0 引言2022年1月8日,中国国家发展改革委、国家能源局印发关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见,提出推进适应能源结构转型的电力市场机制建设,加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。目前已有诸多关于电力市场设计的研究。文献1对中国当前电力市场建设中的中长期与现货市场衔接、省内与省间市场衔接、计划与市场衔接关键问题进行分析。文献2-5提出促进新能源消纳的短期市场和现货市场机制。文献6-8提出全国统一市场框架下省间省内市场协调出清模型和跨区跨省电力交易市场发展途径。文献9提出全国统一电力市场体系下电力零售侧市场框架。文献10-21提出全国统一市场下日前、日内
3、市场出清调度模型。文献22提出国际电力现货市场基于运行备用需求曲线的稀缺定价机制、考虑机会成本设置出清价格上限等出清价格上限设置方法。总体来看,现有电力市场设计相关研究主要聚焦基金项目:中国南方电网有限责任公司科技项目“面向碳达峰碳中和的源网荷储一体化新型电力市场体系研究”(GPEC(2021)007007)。China Southern Power Grid Co.,Ltd.Science&Technology Project(GPEC(2021)007007).基于关键规划参数的电力市场规划体系李梓仟1*,袁伟1,凡鹏飞1,李嵘1,梁志飞2,邓淑斌2(1.电力规划设计总院,北京市
4、西城区 100120;2广州电力交易中心有限责任公司,广东省 广州市 510663)Electricity Market Planning System Based on Key Planning ParametersLI Ziqian1*,YUAN Wei1,FAN Pengfei1,LI Rong1,LIANG Zhifei2,DENG Shubin2(1.China Electric Power Planning&Engineering Institute,Xicheng District,Beijing 100120,China;2.Guangzhou Power Exchan
5、ge Center Co.,Ltd.,Guangzhou 510663,Guangdong Province,China)全球能源互联网Journal of Global Energy Interconnection第 6 卷 第 4 期2023 年 7 月Vol.6 No.4Jul.2023文章编号:2096-5125(2023)04-0390-08 中图分类号:F426.61 文献标志码:ADOI:10.19705/ki.issn2096-5125.2023.04.007Vol.6 No.4 李梓仟,等:基于关键规划参数的电力市场规划体系 391在现货市场、中长期市场等各类市场机制的优化完
6、善以及电力市场体系框架研究,缺乏从规划思维的视角,提出指导电力市场规划的关键指标体系,并以此开展电力市场规划设计。本文提出基于关键规划参数的电力市场规划体系。首先,以实现电力市场可持续、安全和经济性目标出发,提出电力市场关键规划参数;然后,基于电力市场关键规划参数,提出电力市场规划体系;最后,按照电力市场规划体系,结合实际案例场景,开展电力市场规划设计。1 电力市场关键规划参数电力市场关键规划参数是构建电力市场架构、设计电力市场关键机制的重要基础性指标,是用于启动和完善包括辅助服务市场、容量市场、电力现货市场、电力中长期市场等各个市场的关键依据。基于电力市场关键规划参数,可以实现电力市场可持续
7、规划目标和关键机制的完善设计。电力市场规划建设一共有三个目标:可持续、安全和经济性。在构建清洁低碳、安全高效的能源体系目标下,电力市场关键规划参数能够用以解决“建设什么样的市场”、“怎么建市场”的问题。按照电力市场建设目标,可将电力市场关键规划参数分为三大类指标,如表1所示。2 基于关键规划参数的电力市场规划设计从电力市场架构看,电力市场包括电能量市场、辅助服务市场、容量保障机制、金融市场等。考虑到中国电力市场处于建设阶段,金融市场建设尚需时日,因此重点针对电能量市场、辅助服务市场、容量保障机制三类市场机制开展规划设计。辅助服务市场设计重点关注调峰辅助服务市场设计。电能量市场设计涵盖电力中长期
8、市场和电力现货市场设计两个维度。电力中长期市场聚焦适应新能源发电的中长期交易机制设计,电力现货市场设计聚焦表 1 电力市场关键规划参数Table 1 Key planning parameters for electricity market市场目标关键规划参数内涵应用场景可持续新能源消纳匹配率衡量新能源发电曲线与电力负荷曲线的匹配程度电力调峰缺口测量电力中长期市场交易机制完善新能源与调节性电源市场电价水平新能源发电与煤电、气电等调节性电源在各类市场的平均价格水平电源收益能力测算新能源发电收益保障机制设计偏差和考核费用分摊机制设计系统调峰成本为跟踪系统负荷峰谷变化及可再生能源出力变化,并网主体
9、根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供服务对应的成本调峰辅助服务补偿标准完善调峰辅助服务市场设计安全系统容量成本机组为满足电力系统可靠供应和容量充裕性提供相应服务对应的成本容量补偿机制设计稀缺电价机制设计容量市场设计气-煤-电联动指数反映天然气价格、煤炭价格、电力市场价格之间的协同程度一次能源与电力市场协同机制设计完善应急供电补偿标准为保障极端天气、电力供应紧缺等紧急情况下的电力可靠供应,对相应机组给予的补偿费用标准应急供电保障机制设计优化经济性区域市场整合指数用以反映区域市场内各个子市场之间的融合程度区域市场耦合机制设计节点用电价格参数反映现有节点电价机制在时间精度和地理精度上的完
10、善程度,用以衡量节点电价是否能充分发挥价格信号引导作用节点电价机制优化输电权市场设计电力投资建议系统调节成本用于电力系统灵活调节所投入、进行系统调峰、调频、电网备用、储能建设等,需要电力市场主体分摊的综合性成本情况费用分摊疏导机制设计392 全球能源互联网 第 6 卷 第 4 期电力现货市场价格上限机制设计。容量保障机制设计重点解决如何确定火电容量成本补偿标准的问题,确保火电机组合理收益。价格机制设计方面,国际成熟电力市场主要从资源稀缺性角度,以边际价值方式进行价格机制设计。本文中调峰辅助服务市场、电力现货市场、容量保障机制,重点考虑火电、新能源等主体的生产特性,从鼓励交易和覆盖成本并维持少量
11、收益水平角度进行价格机制设计。此外,合理有效的价格传导机制是电力市场发挥资源优化配置作用的基础,因此重点设计新能源接入时各类系统调节成本费用的分摊疏导机制。2.1 调峰辅助服务市场设计调峰辅助服务市场设计,主要基于系统调峰成本参数。通过调峰辅助服务市场,发现火电机组提供调峰辅助服务的成本,激发火电机组调峰能力提升。调峰辅助服务市场设计流程如下。1)确定电力系统基本参数,确定基准场景。确定在特定年份下,该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。2)开展基准场景下时序生产模拟。利用仿真软件,进行基准场景下的全年8760 h生产模拟。3)确定深度调峰电量和火电灵活性改造容量。以满足
12、新能源发电利用率为目标,计算深度调峰电量和需要开展的火电灵活性调峰容量。4)计算深度调峰成本。基于深度调峰电量和火电灵活性改造容量,计算深度调峰成本。火电深度调峰成本包括火电灵活性改造成本、深度调峰运行少发电量收益和深度调峰附加可变成本。5)计算理论深度调峰补偿标准。基于深度调峰电量和深度调峰成本,计算开展深度调峰辅助服务需要的理论调峰补偿标准。6)确定调峰辅助服务市场启动条件。根据计算得到的理论深度调峰补偿标准与现有“两个细则”调峰服务补偿标准对比,确定是否开启调峰辅助服务市场。若理论深度调峰补偿标准不高于现有“两个细则”调峰服务补偿标准,则现有“两个细则”调峰服务补偿标准可以满足系统深度调
13、峰需求,无需启动调峰辅助服务市场。若理论深度调峰补偿标准超过现有“两个细则”调峰服务补偿标准,则仅依靠现有“两个细则”调峰服务补偿标准无法满足系统深度调峰需求,需要提高“两个细则”调峰服务补偿标准,或者启动深度调峰辅助服务市场。2.2 适应新能源发电的中长期交易机制适应新能源发电的中长期交易机制设计,主要基于新能源消纳匹配率参数。通过新能源中长期交易机制设计,设计体现新能源出力特性的中长期交易品种,充分发挥中长期市场保障合理稳定收益的功能。新能源中长期交易机制设计的总体思路是:年度交易以保障稳定收益和锁定大部分电量为目标,电量分解曲线尽量接近基于用户负荷曲线。月度(月内)交易基于年度交易外剩余
14、发电空间确定,充分考虑新能源出力波动性特征,设置灵活块交易。基于新能源消纳匹配率开展某省适应新能源发电的中长期交易机制设计流程如下。1)确定电力系统基本参数,确定基准场景。确定在特定年份下,该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。2)开展基准场景下时序生产模拟。利用仿真软件,进行基准场景下的全年8760 h生产模拟。3)新能源发电曲线和电力负荷曲线标幺化处理。选取新能源发电曲线和电力大用户典型电力负荷曲线,并对两个曲线进行标幺化处理,以方便对两个曲线特性进行对比。4)确定新能源发电电力中长期交易年度交易和月度以及月内交易电量规模比例。以实际新能源发电曲线为基准,能够由电力大
15、用户负荷曲线完全覆盖部分的电量,通过年度交易组织开展,对应电量规模即为新能源年度电力中长期交易规模。对于实际新能源发电曲线中无法由电力大用户负荷曲线覆盖部分的电量,通过月度和月内交易组织开展,对应电量规模即为新能源月度及月内电力中长期交易空间。5)确定新能源发电电力中长期交易月度及月内块交易区间设置方式。分析新能源发电月度及月内电力中长期交易曲线空间的特征,作为块交易时段设置的判据。对于曲线中连续的时间段,设置相应的月度及月内块交易。2.3 电力现货市场价格上限机制电力现货市场价格上限机制设计,主要基于新能源与调节性电源市场电价水平、系统容量成本参数。通过电力现货市场价格上限机制设计,充分发挥
16、价格Vol.6 No.4 李梓仟,等:基于关键规划参数的电力市场规划体系 393信号优化配置资源作用,保障机组合理收益。电力现货市场价格上限机制设计流程如下。1)确定电力系统基本参数,确定基准场景。确定在特定年份下,该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。2)开展基准场景下的时序生产模拟和全年现货市场出清模拟。利用仿真软件,进行基准场景下的全年8760 h生产模拟,以及全年现货市场出清模拟。3)火电盈利情况测算。基于电能量市场和辅助服务市场出清模拟情况,测算火电机组在各个市场下的总体收益情况。基于火电发电成本,分析现有市场机制下火电盈利情况。4)电力现货市场出清结果分析。分
17、析在电力尖峰、高峰、平段、低谷时段内,电力现货市场出清价格情况和火电收益分布情况。5)电力现货市场价格上限设计。以火电盈利情况和现货市场出清结果为基础,开展电力现货市场价格上限设计:若现有电力现货市场价格机制下可以保障火电盈利,则无需调整电力现货市场价格上限;若现有电力现货市场价格机制下无法保障火电盈利,则基于火电亏损金额和现货市场出清结果,调整电力市场价格上限。2.4 容量保障机制容量保障机制设计,主要基于系统容量成本参数。通过容量保障机制设计,合理确定火电机组难以通过发电回收的容量补偿标准。容量保障机制设计流程如下。1)确定电力系统基本参数,确定基准场景。确定在特定年份下,该省电力系统电源
18、装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。2)开展基准场景下时序生产模拟。利用仿真软件,进行基准场景下的全年8760 h生产模拟。3)火电预留小时数测算。基于时序生产模拟结果,在满足新能源发电利用率目标的前提下,确定火电机组年发电利用小时数,以及需要火电预留的可用容量小时数。4)火电容量补偿成本测算。基于火电设计利用小时数和需要预留的发电小时数,测算火电难以通过发电回收的容量补偿成本,进而确定容量补偿成本标准。5)确定不同新能源发电占比场景下的容量补偿成本标准。选取不同新能源发电占比场景,确定在不同场景下的容量补偿成本标准。2.5 费用分摊疏导机制费用分摊疏导机制设计,主要基于系统调节成本和
19、新能源与调节性电源市场电价水平参数。通过费用分摊疏导机制设计,理顺价格传导机制,有效还原系统调节成本。某省电力费用分摊疏导机制设计流程如下。1)确定电力系统基本参数,确定基准场景。确定在特定年份下,该省电力系统电源装机、电网、电力负荷、跨省区联络线基本情况。2)开展基准场景下的时序生产模拟和全年现货市场出清模拟。利用仿真软件,进行基准场景下的全年8760 h生产模拟,以及全年现货市场出清模拟。3)确定各类电源成本情况。确定新能源发电、火电等各类电源盈亏平衡的发电利用小时数。确定各类电源市场收益情况。基于现货市场出清模拟结果,确定新能源、火电等各类电源市场平均价格和收益情况。4)确定需要分摊疏导
20、的系统调节成本。确定系统调峰、调频、备用等在内的,需要各类市场主体共同分摊的系统调节成本。5)确定发用电侧费用分摊疏导机制。结合各类电源成本和市场收益情况,确定发电侧各类电源费用分摊可承受范围;综合考虑国家政策环境和宏观经济形势发展,确定用户侧费用分摊可承受范围。在此基础上,确定系统成本在发用电侧的分摊疏导机制。3 案例分析选取某省为案例,以2025年为基准年,基于该省电力系统和电力市场基本数据,开展基于关键规划参数的电力市场规划设计。基础参数:2025年,该省煤电装机7592万kW,气电4867万kW,风电2563万kW(陆上风电762万kW,海上风电1801万kW),光伏发电2811万kW
21、,水电848万kW,抽水蓄能1208万kW,核电1734万kW。2025年,该省全社会用电量为9142亿kWh,最大负荷1.65亿kW,西电东送规模5805万kW。3.1 调峰辅助服务市场设计通过时序生产模拟计算,2025年,为满足新能源394 全球能源互联网 第 6 卷 第 4 期发电利用率目标,需要火电深度调峰电量为17.9亿kWh。为满足深度调峰需求,需要开展火电灵活性改造容量为1500万kW,通过深度调峰改造,火电最小技术出力下降20%。深度调峰补偿费用为火电灵活性改造成本、深度调峰附加可变成本与深度调峰运行少发电量收益之和。1)火电灵活性改造费用。火电灵活性改造成本按600元/kW计
22、算,则开展火电灵活性改造的总费用为600150010 000/100 000 000=90亿元。假设火电灵活性改造费用在20 a内分摊,且不考虑融资成本,则每年需补偿的火电灵活性改造费用为90/20=4.5亿元。2)深度调峰附加可变成本。深度调峰增量煤耗15 g/kWh,动力煤价格按900元/t计算,则深度调峰附加度电可变成本为15900/1 000 000=0.013 5元/kWh。深度调峰附加可变成本为0.013 517.9=0.24亿元。3)深度调峰少发电量收益。火电供电煤耗300 g/kWh,则燃煤发电煤耗成本为300900/1 000 000=0.27元/kWh。燃煤标杆电价为0.4
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