顧 建，謝 棟

（國網(wǎng)浙江省電力有限公司紹興供電公司，浙江 紹興 312000）

0 引言

2017年，國家發(fā)展改革委聯(lián)合國家能源局發(fā)布《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》（發(fā)改能源〔2017〕1901號）以及《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的補充通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕2150號），就分布式發(fā)電的交易項目規(guī)模、交易模式、交易組織、“過網(wǎng)費”標準等做出了相關(guān)規(guī)定，并要求各省市陸續(xù)開展分布式發(fā)電市場化交易試點工作。分布式光伏的發(fā)展迎來了新的機遇。

光伏發(fā)電具有無污染、儲量大、分布廣、間歇性和隨機性強等特點，大規(guī)模分布式光伏多點、無序接入配電網(wǎng)，使配電網(wǎng)面臨電能質(zhì)量、諧波、經(jīng)濟運行等一系列問題[1]。受相關(guān)利好政策影響，大規(guī)模分布式光伏接入電網(wǎng)運行后，配電網(wǎng)對因光伏接入導致的輔助服務(wù)需求將大大增加，因此，分布式光伏在考慮開展市場化交易時不能僅考慮電量市場，還必須考慮針對分布式光伏的輔助服務(wù)。目前，對輔助服務(wù)及其市場的研究主要針對的是火電、水電、核電等常規(guī)能源市場[2-5]，國內(nèi)對光伏等新能源的輔助服務(wù)市場研究主要著眼于輔助服務(wù)的補償機制及權(quán)益交易[6-9]，未涉及新能源輔助服務(wù)的“價”和“量”。本文就未來分布式光伏的市場化交易展開討論。

1 未來分布式光伏可能的市場運營模式

1.1 交易平臺

發(fā)改能源〔2017〕1901號文以及發(fā)改辦能源〔2017〕2150號文對分布式光伏的市場化交易平臺做出了詳細的規(guī)定：省級發(fā)展改革委（能源局）會同國家能源局派出監(jiān)管機構(gòu)協(xié)調(diào)省級電力交易中心作為交易平臺，組織開展試點地區(qū)分布式發(fā)電交易（主要是直接交易），在省級電力交易中心暫不具備承擔分布式發(fā)電交易的情況下，可協(xié)調(diào)省級電網(wǎng)企業(yè)在試點地區(qū)的市（縣）級電網(wǎng)公司承擔交易平臺任務(wù)。交易平臺負責制定和發(fā)布交易細則，組織、撮合買賣雙方交易，發(fā)布交易結(jié)果，明確結(jié)算方式，監(jiān)督和監(jiān)管整個交易流程。按相關(guān)文件規(guī)定，目前可暫按月對分布式發(fā)電項目的交易電量進行結(jié)算。電網(wǎng)企業(yè)負責交易電量的計量和電費收繳。

1.2 “過網(wǎng)費”

發(fā)改能源〔2017〕1901號文對分布式光伏市場化交易的“過網(wǎng)費”標準有著詳細的說明：“過網(wǎng)費”由所在省（區(qū)、市）價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關(guān)規(guī)定制定，并報國家發(fā)展改革委備案；“過網(wǎng)費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡(luò)輸配電價（含政策性交叉補貼）扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。分布式光伏“過網(wǎng)費”的核算在遵循國家核定輸配電價基礎(chǔ)上，應(yīng)考慮分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離等，因此“過網(wǎng)費”的核定也需要電網(wǎng)公司的參與，從而在為分布式光伏市場化交易提供支持的同時獲得合理的資產(chǎn)回報。

1.3 市場類型

根據(jù)是否引入現(xiàn)貨市場，分布式光伏的市場交易運行可以分為2類，一類只包含月度市場（長期合約市場）和輔助服務(wù)市場；另一類包含長期合約市場、日前市場（實時市場）以及輔助服務(wù)市場。第一類市場交易運行比較簡單，月度市場的價格模式以及交易組織相對容易，適宜作為分布式光伏市場化交易的過渡期方案。第二類一般采用邊際電價模式，與目前主流的電力市場模式相契合，可作為今后大規(guī)模開展分布式光伏市場化交易的主流模式，也便于未來將分布式光伏的市場化交易納入整體的電力市場交易范圍。

2 未來分布式光伏市場化交易的電量市場

參照常規(guī)能源的市場化交易，分布式光伏的市場化交易按照時間節(jié)點可以分為：長期合約市場、日前市場、實時市場以及輔助服務(wù)市場。其中，長期合約市場、日前市場以及實時市場交易的都是電量，可以統(tǒng)稱為電力（功率）市場。電力市場的價格形成一般來說有2種方式：價格匹配交易模式和統(tǒng)一出清市場模式[10-11]。

考慮到分布式光伏發(fā)電實時出力的預測困難以及波動性較大，分布式光伏的電量交易買賣雙方的報價可以考慮在一個交易區(qū)間（以日或月為單位）內(nèi)對不同交易時段的交易電量不進行區(qū)分，每個交易對象只報一個電價和電量。

2.1 價格匹配交易模式

價格匹配交易模式一般采用排隊法，即分布式光伏的交易雙方在競價交易時均上報電量和電價，交易中心在交易報價時間截止后，將賣方的電量按電價從低到高、買方的電量按電價從高到低的方式依次排列，形成本次交易的報價曲線，按照賣方最低價和買方最高價相匹配的方式根據(jù)雙方所報電量逐一成交，直至全部電量成交或報價曲線相交匯。匹配時遵循“價格優(yōu)先、時間優(yōu)先”的原則，如圖1所示。

報價匹配成功后，從報價曲線可以看出，成交的買賣雙方存在一個“價格差”，導致最終買賣雙方的電費存在一個差值，這個電費差值本質(zhì)上屬于分布式光伏市場化交易成交電量的總社會福利。如何處理這個電費差，是價格匹配交易模式需要考慮的重點。價格差的處理一般采用返還給買賣雙方的形式，但返還的比例如何確定需要認真考慮，因為不同的返還比例會導致買賣雙方采取不同的報價策略，在供求關(guān)系相同的情況下形成不同的市場出清結(jié)果。另外由于分布式光伏會對配電網(wǎng)潮流、電壓、調(diào)峰容量等產(chǎn)生較大影響，因此在未開展分布式光伏輔助服務(wù)市場時可以考慮由交易中心從電費差中提取一部分作為分布式光伏市場化交易對配電網(wǎng)的補償。

圖1 報價曲線

2.2 統(tǒng)一出清市場模式

統(tǒng)一出清市場模式是電力市場化交易通常采用的價格模式，其價格形成一般有排隊法和函數(shù)法2種，分布式光伏交易可以考慮采用排隊法這一相對簡單的方式。交易中心在交易報價時間截止后，將賣方的電量按電價從低到高排列，優(yōu)先將報價低的電量匹配給買方，達到供求平衡時，最后一個滿足買方電量需求的賣方電價即為分布式光伏交易的出清價格，即邊際電價[12-13]。在競爭的市場中，采用統(tǒng)一出清市場模式可獲得最大社會效益，并能正確反映電能的未來價值，給予用戶正確的用電信號[14]。

邊際電價是目前國際主流電力市場采用的價格模式，建議分布式光伏市場化交易基于邊際電價模式運行。

3 未來分布式光伏市場化交易的輔助服務(wù)市場

輔助服務(wù)是電力系統(tǒng)安全運行的重要保證，是電力市場化交易的重要組成。目前開展電力市場化交易的各個國家采用的輔助服務(wù)市場交易方式和價格形成方式各不相同。輔助服務(wù)主要包括黑啟動、調(diào)峰、調(diào)頻、電壓/無功支持、備用容量等[2-5]。輔助服務(wù)一般由發(fā)電側(cè)提供，在需求側(cè)管理的概念提出后，輔助服務(wù)也可以由負荷側(cè)提供，因此滿足需求側(cè)管理要求的負荷在電力市場化交易時也可以參與輔助服務(wù)市場。分布式光伏由于并網(wǎng)的電壓等級比較低，一般接入配電網(wǎng)運行，因此其輔助服務(wù)的提供方式與火電等常規(guī)能源有所區(qū)別。電網(wǎng)公司在某種程度上是分布式光伏的輔助服務(wù)提供者，根據(jù)分布式光伏的發(fā)電特點，電網(wǎng)給分布式光伏提供的輔助服務(wù)主要包括：電壓調(diào)節(jié)、備用容量以及調(diào)峰[3]。在開展分布式光伏市場化交易前，電網(wǎng)公司給分布式光伏提供的輔助服務(wù)是免費的；但開展市場化交易后，電網(wǎng)公司應(yīng)該就提供給分布式光伏的輔助服務(wù)收取合理的費用，因為電網(wǎng)公司也是市場交易的參與者，其給分布式光伏提供的輔助服務(wù)實際上是從發(fā)電側(cè)“購買”的，因此應(yīng)該成為交易的品種。

3.1 分布式光伏輔助服務(wù)的“價”和“量”

目前，世界各國電力市場中，輔助服務(wù)市場都比較復雜和多變，因為輔助服務(wù)市場的“價”和“量”比較難以確定，有關(guān)輔助服務(wù)市場在整個電力市場的合適占比“眾說紛紜”[15]。考慮到國家鼓勵優(yōu)先消納清潔能源，分布式光伏市場化交易的輔助服務(wù)在電量市場采用邊際電價出清的市場交易模式時，可以考慮采用式（1）確定輔助服務(wù)的價格：

式中：P0為分布式光伏的輔助服務(wù)價格；P1為第一個未成交的賣方報價；P2為市場出清價格；P3為燃煤標桿電價。以備用容量為例，為分布式光伏備用的容量是可以被負荷消納從而獲取電量電費的，因此，考慮運行成本及機會成本，采用式（1）作為分布式光伏輔助服務(wù)的價格是合適的[16]。

分布式光伏市場化交易的輔助服務(wù)電量可以通過式（2）確定：

式中：Q0為輔助服務(wù)電量；Q1為實際發(fā)電量；Q2為交易成交電量。該輔助服務(wù)電量可同時作為分布式光伏市場化交易的偏差考核電量，減少和避免考核這一行政手段在市場化交易中的運用。分布式光伏輔助服務(wù)的“價”和“量”形成方式說明分布式光伏市場化交易的輔助服務(wù)應(yīng)采用事后結(jié)算法，不宜參照常規(guī)電力市場采用事前招標等方法。

3.2 分布式光伏的輔助服務(wù)算例

設(shè)某地燃煤標桿電價為P1=0.41元/kWh，商業(yè)用戶電價為P2=0.78元/kWh，光伏標桿電價為P3=0.75元/kWh，光伏補貼為P4=0.37元/kWh，設(shè)某次交易電量為Q=1 000 kWh，市場出清電價為P5=0.42元/kWh，市場出清時第一個未成交的賣方報價為P6=0.43元/kWh，分布式光伏的偏差電量為10%，分布式光伏和用戶接在同一段10 kV母線，10 kV輸配電價為P7=0.37元/kWh。根據(jù)“過網(wǎng)費”扣減辦法，電網(wǎng)企業(yè)所收“過網(wǎng)費”為0元。輔助服務(wù)在電力市場交易中的占比國外一般為3%～8%，考慮光伏并網(wǎng)相比常規(guī)能源對電網(wǎng)影響較大，光伏的輔助服務(wù)在總體分布式光伏交易中的占比暫取8%（本算例輔助服務(wù)成本暫按占比比例計算），則：光伏的輔助服務(wù)價格為P0=P6-P5+P1=0.42元/kWh。

3.2.1 光伏少發(fā)

（1）不考慮輔助服務(wù)

交易的收入為： P5×（Q×90%）+P2×（Q×10%）=456元。

交易的支出為： P5×（Q×90%）+P1×（Q×10%）+P4×（Q×10%）=456 元。

光伏的輔助服務(wù)為： P0×（Q×90%）×8%=30.24元。

交易的盈余為：456-456=0元。

光伏的偏差電量為：Q×10%=100 kWh。

在不考慮輔助服務(wù)時，本次交易的盈余為0元，交易能夠開展，不能覆蓋真實的輔助服務(wù)。

（2）考慮輔助服務(wù)

交易的收入為：P5×（Q×90%）+P2×（Q×10%）+P0×（Q×10%）=498 元。

交易的支出為：P5×（Q×90%）+P1×（Q×10%）+P4×（Q×10%）=456 元。

光伏的輔助服務(wù)為： P0×（Q×90%）×8%=30.24元。

交易的盈余為：498-456=42元。

光伏的偏差電量為：Q×10%=100 kWh。

在考慮輔助服務(wù)時，本次交易的盈余為42元，交易能夠開展且能夠覆蓋真實的輔助服務(wù)。

3.2.2 光伏多發(fā)

（1）不考慮輔助服務(wù)

交易的收入為： P5×[Q×（1+10%）]=462元。

交易的支出為： P5×Q+P5×（Q×10%）=462 元。

光伏的輔助服務(wù)為： P0×[Q×（1+10%）]×8%=36.96元。

交易的盈余為：462-462=0元。

光伏的偏差電量為：Q×10%=100 kWh。

不考慮輔助服務(wù)時，本次交易的盈余為0元，交易能夠開展，不能覆蓋真實的輔助服務(wù)。

（2）考慮輔助服務(wù)

交易的收入為： P5×Q+P5×（Q×10%）+P0×（Q×10%）=504元。

交易的支出為：P5×[Q×（1+10%）]=462元。

光伏的輔助服務(wù)為： P0×[Q×（1+10%）]×8%=36.96元。

交易的盈余為：504-462=42元。

光伏的偏差電量為：Q×10%=100 kWh。

考慮輔助服務(wù)時，本次交易盈余為42元，交易能夠開展且能覆蓋真實的輔助服務(wù)。

從以上2個算例可知，在分布式光伏市場化交易時引入輔助服務(wù)并采用本文提出的輔助服務(wù)“價”和“量”方式，能夠確保交易的順利進行，覆蓋輔助服務(wù)，同時解決分布式光伏的偏差電量考核問題，從而實現(xiàn)分布式光伏市場化交易的良性循環(huán)。

4 結(jié)語

國家發(fā)展改革委聯(lián)合國家能源局出臺的相關(guān)政策為分布式光伏的發(fā)展提供了新的機遇，在可以預見的未來，分布式光伏必將迎來爆發(fā)式增長。市場交易，規(guī)則先行，如何更好地組織分布式光伏的市場化交易，綜合考慮分布式光伏的電量及輔助服務(wù)市場，制定契合分布式光伏發(fā)電特點和滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的交易細則是未來分布式光伏發(fā)展的關(guān)鍵所在。