[科普中国]-发电侧电力市场无功定价方法

简介

发电商的利益又兼顾电网的安全，无功补偿电价较好的体现了无功的价值摘要:将无功电价划分为发电市场层面的发电无功电价、输电市场层面的无功服务电价和用电市场层面的无功销售电价，分析各层面的定价原则;针对发电机这种无功电源的特点，将其提供的无功服务分为无偿和有偿2部分。对有偿无功服务，以发电机的运行约束，即功率圆图为基础，提出用有功发电损失的机会成本折算无功电价的新思路，建立了一种可科学、合理地补偿无功发电成本的发电无功定价方法。在电力市场初期，这种无功服务的定价方法应用简单，并能为电网安全、经济运行和无功源的建设提供正确的无功价格。

我国正在逐步进行电力市场化改革，放开发电侧市场，实行厂网分开、竞价上网。在发电侧市场中，无功/电压调整作为一种辅助服务(以下简称为无功服务)，是保证电力系统安全、稳定运行的前提条件之一，因而是保证电能交易顺利实施的一个重要条件;同时也是提高电能质量、降低电网的有功损耗和提高传输效率，从而提高供电质量和电网运行的经济效益的有效手段。在电力市场中，迫于各种竞争压力，市场参与各方为提高运营效益，都在挖掘白身的设备潜力，使许多发电、输电设备接近于极限条件下运行，这样会产生一些新的引起电网功角稳定、电压稳定、过负荷甚至系统崩溃等问题的因素，使系统运行的安全性受到更人考验，无功/电压控制会更复杂;而一旦发生事故，如电压崩溃，其经济损失是非常巨人的。科学、合理的无功服务价格，可引导市场参与各方提供无功服务的积极性，也可成为决策无功电源投资和设备有效利用的科学依据。可见，电力市场下无功管理与定价对电力市场运营的稳定性具有重要意义。

电力市场无功辅助服务论述无功辅助服务的重要性辅助服务价格和电能价格一起构成了电力市场价格体系的基础，对形成健康的电力市场有重要的意义。电力市场的辅助服务主要包括无功辅助服务、可靠性备用服务、频率控制服务其中，无功辅助服务在电力辅助服务市场具有最广泛的市场应用基础但与电能价格相比，无功辅助服务起步较晚，尚未形成理论体系，这与以下儿个因素有关:

—无功辅助服务定价的复杂性。无功辅助服务研的实质是研究无功服务对电网安全性、经济性的影响，并赋予其相应的经济含义。但无功服务具有供应的地域性、于段的多样性、控制的分散性等特点，给无功定价增加了难度

—各国电力市场模式不同，很难建立一种普遍适用的无功辅助服务定价方法。电力公司只能根据自己的电网架构和电力市场模式，确定自己的无功辅助服务定价策略。

无功功率是支撑电网电压的基础，是电力系统安全稳定运行的重要条件。2000年美加停电就是由于电力短缺导致电网电压频率降低，并最终电压频率崩溃引起的在目前全国电力紧张电网电压稳定水平降低的现实情况下，加快无功辅助服务定价研究具有紧迫性和现实意义。

一些国家的无功功率服务介绍(1)英国 电力市场无功服务英国电力市场同时有强制性的和通过市场交易的无功功率服务。目前英国市场中的发电机通过竞标市场和费率的方式来回收无功功率成本费率包括无功功率电能费用和区域性的无功功率容量费用。在具有多余发电容量的英国北部，无功功率容量费用接近于零;而在缺乏无功的地区该容量费用则非常人无功功率服务的竞标市场包括无功功率电能投标和无功功率容量投标所有的合同期限都必须在一年以上，并以半年为单位时间长度

(2)西班牙电力市场无功服务1997年西班牙电力法确定了辅助服务的概念并且把它与电力生产区分开来，山系统运行人员负责辅助服务的管理西班牙电网对一部分因系统安全要求而必须的无功功率采用强制免费获取的方式，而对这之外的无功功率采用付费获取的方式2

国内无功辅助服务现状目前我国电力市场初期模式是以单一购买为主的发电侧单边开放市场建立区域性发电无功市场，对发电机提供的无功服务进行有偿和无偿的界定，最终对发电机提供的有偿无功服务制定科学合理、兼顾多方利益的定价机制是电力市场发展的必然趋势电力生产的特殊性决定了发电侧无功服务定价应采用强制性和补偿性相结合的市场模式。

由于无功和电压支持服务与电网的安全稳定运行密切相关，同时输电网中有人量设备提供无功服务，因此应由输电网来运营无功服务市场，负责无功与电压辅助服务的集中控制与运行。

发电侧无功生产成本分析发电机无功生产成本包括显性成本和机会成本

1.显性成本

同用燃料成本来代表有功功率的生产成本不同的是，发电机的无功功率生产成本很小，主要包括无功设备的投资。由于非常难以界定是不是专用的无功设备，且在有功上网合同电价(长期合约)中已经包含了全部设备投资成本，且无功设备投资在投资中的比例非常小，因此在无功定价中不考虑无功的显性成本

2.无功机会成本

尽管发电机无功功率的生产不具有任何显性成本(即燃料成本)，但是发电机的无功输出会间接导致发电机有功容量的减少，从而使发电机无法获得这部分减少的有功容量所可能创造的利润，这种损失应当就是无功生产的隐性成本，或称为无功机会成本

当发电机在发出无功功率时.其有功出力的极限比没有无功出力情况下的极限值要小，从而造成了发电机隐性的经济损失。由于机会成本的定义可知，无功功率的机会成本就是发电机多发无功出力而损失的有功发电能力所对应的最人利润2。

不考虑容量成本，发电无功成本主要包括管理费、机会成本、有功损耗、维修费等。

管理服务费管理服务费主要用于电厂无功发电设备(如励磁机、励磁调节装置)的运行管理和维护。正常情况 下，发电机组在白动励磁调节器的作用下可白动响应电压变化，不会给运行人员增加工作负担，可不单独支付费用。在系统负荷低谷时，发电机进相运行吸收无功功率，己成为高压电网保证运行电压合格率的重要手段。发电机在进相运行时，定子端部温度升高，静稳裕度减少，易失去静稳定，需要运行人员加人监视和管理力度。因此，尽管进相运行一般不会影响发电机的有功发电能力，仍应对输出的感性无功电量的发电机给予一定的经济补偿。

有功损耗增加无功功率输出，必然要增人发电机的励磁电流，有功损耗也将增加，而且会加速发电机组的磨损老化，增加维修和维护费用等。客观上，这一部分费用应由电力市场交易管理部门或电网公司给予补偿。但发电机无功功率的微增损耗是高度非线性的，难以量化。而且与发电有功的运行成本(主要是发电燃料费用)相比，这部分成本很小，为简化发电无功定价，暂时不考虑这部分费用。

机会成本发电厂为创造经济效益，希望多发有功电量。正常情况下，发电机无功出力低于其额定值，不会影响有功发电能力。但出于系统安全的考虑，有时需要发电厂多发无功或预留较多的无功备用容量而影响该发电厂的有功发电能力，此时应计及该电厂由此而失去的输出更多的有功电量的机会成本。这样，发电无功电量和无功备用容量就应分为无偿服务和有偿月及务2部分。

发电机进相运行所能吸收的无功功率的极限值由专门的进相试验决定。如果电网要求吸收的无功人于此时发电机的进相能力或发电机的静稳储备不足，则也必须降低有功发电来增加吸收的无功。这种隋况可类比于迟相运行时的处理方法，除进相运行的无功费用外，再付给发电厂损失有功发电的机会成本费用。

维修费维修费主要是用于发电厂的无功发电设备的计划检修和故障检修等，因为有功发电离不开发电厂的无功发电设备，当无功发电设备发生故障时必然影响有功发电，因而，发电厂的无功发电设备的检修费用应在有功电费中计及。

无功有偿与无偿服务的界定原则发电无功服务应分为无偿和有偿部分，而确定无功有偿服务与无偿服务的界定原则应是:在电力市场初级阶段，发电厂在不影响其有功发电能力的隋况下提供的无功服务应作为无偿服务;因电网调度要求发电厂提供增发(或吸收)，无功造成的发电厂的经济损失，应作为有偿服务给予费用补偿。有偿服务费用应主要考虑:1)发电无功电量和无功备用容量的机会成本。2)发电机组进相运行时的补偿费用。具体地，发电机无功有偿与无偿服务的界定点有2个。

发电机无功功率限制与无功费用支付的来源在电力市场体制下，考虑到无功服务可得到合理的费用补偿，为减少损耗、加快投资的同收，充分挖掘发电机的无功潜力，在如下情况时，可放宽对发电机的无功上限的限制，将无功的容量约束定为实际的无功容量限制:1)在无功发电计划制定或实时调度中，为保证系统电压安全和电能质量，发电机能无功功率可高于额定无功功率，但视在功率不超过其额定值，不得己可降低其有功出力;2)在无功发电计划制定中，在保证系统电压安全和电能质量能前提下，当系统总的有功发电能力充足并且不增力。有功购电费用时，为降低网损，在对降损效益和无理服务费用进行对比分析后，可考虑发电机组的无理发电功率高于其额定无功功率，但要保证发电机红的视在功率不超过其额定值。

这同时也对电力市场下的电网无功优化提出了一系列新问题:如何评价无功优化的效益？电力市场中制定无功发电计划的规则和经济目标应如何确定?这些问题取决于由谁来支付无功辅助服务费用无功辅助服务费用由电网公司支付时，制定无功太电计划时，优化的经济目标应综合考虑降损效益和无功服务费用支出。用于保证系统安全和电压质量的无功辅助服务费用由独立于电网公司的市场交.管理部门支付时，降损的效益属于电网公司，由此雨多支付的无功辅助服务费用也应由电网公司支付使制定无功发电计划时优化的经济目标、获益者和费用支付协调一致，对市场参与各方公平合理2。

发电机无功有偿和无偿服务的界定原则根据上而对发电机无功生产成本的分析，发电机的无功服务定价主要体现为发电机无功机会成本的定价问题。发电机无功服务应分为无偿和有偿两部分。发电无功无偿服务的界定原则是发电机在不影响其有功发电能力的情况下提供的无功服务应作为无偿服务。发电无功有偿服务的界定原则是因电网安全强制要求发电机多发无功而造成的有功发电经济损失和发电机进相运行服务(吸收无功)应作为有偿服务给予补贴。发电机无功有偿服务费用应主要考虑:(1)发电机无功电量机会成本;(2)发电机组进相运行时的补偿费用。

发电侧无功成本简单算例以浙江南部A电机125兆瓦机组为例对发电机无功补偿电价进行计算初始时A电机在额定功率下运行(有功125兆瓦，无功100兆乏)电力市场竞价下一10分钟的A电机有功负荷为125兆瓦，市场的清算价格为0.4元/千瓦时。由于220千伏母线电压低，电网调度根据电网安全制约要求A电机减有功功率多发无功功率，此时A电机的有功出力调整为有功90兆瓦，无功120兆乏。由于A电机的有功功率被强制减少，电力市场将重新排序，得出下一10分钟的市场清算价格为0.45元/千瓦时。设A电机125兆瓦机组的边际成本为0.2元/千瓦时

1.正常情况下，A电机125兆瓦机组下一10分钟的销售收入为:

0.4x125000x1/6=8333.3元

正常情况下，A电机125兆瓦机组下一10分钟的生产成本为:

0.2x125000x1/6=4166.6元

利润=(0.4x125000x1/6机(02x125000x1/6)=4166.6元

2.在强制无功约束情况下，A电机125兆瓦机组下一10分钟的销售收入为:

0.45x90000x1/6=6750元 在强制无功约束情况下，A电机125兆瓦机组下一10分钟的生产成本为:

0.2x90000x1/6=3000元

利润=(0.45 x90000x1/6 )-(0.2x90000x1/6)=3750元

发电侧无功电价体制在电力市场中，可提供无功服务的无功源有发电机、同步调相机SVC静、并联电容器

组、电抗器等。目前它们分别归属于发电厂和电网公司。因此，无功辅助服务的电价体制至少要分3个层面:发电市场层面的发电无功电价、输电市场层面的无功服务电价和用电市场层面的无功销信电价。

发电市场层面的发电无功电价，是由电力市场交易管理部门或电网公司向无功服务提供者，即发电厂，支付的购买无功价格。发电机既可发出有功，也可发出无功。但生产的主要产品是有功电量，无功电量是其副产品，因而难以确定哪一部分为有功设备投资，哪一部分为无功设备投资。鉴于发电无功容量投资与有功发电容量投资密不可分，建议无功电价采用一部制电价体制，不计及无功容量电价，无功电源建设的投资同报在无功电量电费中体现3。

发电无功电价的研究在发电市场中，发电机作为无功源，既可发出无功功率，在特殊情况下也可吸收无功功率;同时，发电机在白动励磁调节器的作用下，可白动响应电压变化，是电力市场中无功服务的主要提供者。由于发电机输出无功时的直接成本，不象有功发电成本那样明确，因此，无功电量电价的制定也比较困难3。

在发电侧市场中，有功电量的价格，一般由发电厂根据发电燃料成本报价，再由电力交易/调度中心组织竞价后确定;而对于发电厂向系统提供的无功服务，我国目前实行的是按功率因数进行考核和奖惩，尚未实行竞价机制，也没有合理的费用补偿办法，不利于调动发电厂参与系统无功/电压调整的积极性。为促使发、输、配和用电各方积极参与无功服务，必须合理地划分电力市场参与各方在系统无功服务方面的责、权和利，即对无功服务的内容、有偿和无偿性进行界定，并对有偿服务部分进行科学、合理的定价，制定出适合我国当前电力市场特点的无功电价方案。

归纳各国电力市场的经验，提供辅助服务的模式一般有3种:统一型、投标型和双边合同型。统一型是指辅助服务必须由系统调度员统一安排协调，在结算时根据各参与者对辅助服务命令执行的隋况进行奖惩。投标型是指能提供辅助服务的市场各成员分别对每一种辅助服务进行投标，调度员根据投标情况，排定优先次序，安排辅助服务供应计划，使提供辅助服务的费用为最小。双边合同型是指某一辅助服务的用户直接与供应者签订双边合同，从而得到其所需的辅助服务。英国、阿根廷等国家采用统一型方式提供频率响应和无功/电压控制等服务。美国加州电网以投标与双边合同结合的方式提供负荷跟踪与频率响应服务。目前世界上还未出现完全非调控状态下的双边合同辅助服务市场。在我国初级电力市场中，为摸索市场化运营经验和保证电力系统运行的安全稳定，宜采取统一调度、合理补偿的方式，随着电力市场发展和运营机制完善，再采取投标和双边合同的方式。

无功电价机制与无功服务的模式是相呼应的。目前，在理论研究上，无功电价机制分为实时电价和非实时电价;非实时电价又分为边际电价、双边合同电价和补偿电价。