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2 现货市场需求响应机制
新加坡电力现货批发市场仅由实时市场组 成,电能量和辅助服务作为市场运营产品,以30min 为时间尺度进行联合优化出清。电力用户 可以通过 2 种方式参与现货市场:一是作为可中 断负荷参与备用市场;二是提交负荷削减报价, 参与现货电能量市场。可中断负荷机制最早于 2004 年实施,允许最小负荷削减量达到 0.1MW 的用户在系统失稳的条件下提供备用服务,并给 予用户相应的备用补偿,目前提供可中断负荷服 务的用户注册容量为 27.5MW[13]。可中断负荷的 容量及调用率较低,且仅参与新加坡备用市场, 无法对电能量市场中的价格飙升现象进行响应, 因此需求响应机制特指用户在电能量市场中提供 负荷削减报价的机制。
在 2003 年现货市场刚成立时,需求响应资源 尚未参与,现货市场在某些高峰时期会出现潮流 阻塞及价格飙升现象。为进一步开放电力市场, 减少现货市场高峰电价,提高电力系统运行可靠 性,2016 年 EMC 正式开始运行现货市场需求响 应机制,允许零售商和负荷削减容量在 0.1MW 以上的竞争性用户在现货市场中提交需求响应报 价,并根据出清和调用结果获得相应的激励补 偿,若实时响应结果与出清结果偏差较大,需求 响应用户还将面临相应的惩罚。
2.1 报价内容
在实时运行开始前 65min,发电企业和需求 响应用户需要提交发电报价和需求响应报价。
2.1.1发电侧报价
发电企业需要提交电能量和辅助服务报价, 以及发电机组的相关运行参数。电能量报价最多 由 10 个电量-价格段组成,表示不同价格下发电 企业愿意提供的发电量,报价上限是 4500 新加 坡元/(MW·h),下限是–4500 新加坡元/(MW·h)。 辅助服务报价主要包括调频报价和备用报价,其 中备用报价又包括主要备用报价、二次备用报价 和紧急备用报价。每种辅助服务产品报价最多由 5 个电量-价格段组成,没有价格下限,调频、主 要备用和紧急备用的报价上限分别为 300、4250 及 3250 新加坡元/(MW·h)。
2.1.2需求侧报价
需求响应用户提交的报价主要包括总负荷 量、负荷削减量-价格段(最多 10 段)和负荷爬 坡率。其中总负荷量表示负荷削减量没有调用时 的负荷值,应该比申报的各段负荷削减量的总和更大;负荷削减量-价格段表示不同价格下用户愿 意削减的负荷量,这一价格必须大于某一价格下 限,通常这一价格下限较高,因此只有当电能量 价格较高时才会发生负荷削减;负荷爬坡率包含 负荷向上爬坡率和向下爬坡率,指明负荷达到调 度水平值所需要的时间。
2.2 出清机制
考虑需求响应用户报价后,新加坡现货市场 出清机制如图 2 所示。 在发电企业与需求响应用户提交报价前,PSO 会首先公布系统的负荷需求和调频需求;发电报 价和需求报价提交后,PSO 将会根据市场出清模 型(marketclearingmodel,MCM)[10],结合网络 拓扑对发电企业和需求响应用户的报价进行联合优 化,得到发电资源和需求响应资源的优化调度 结果。
2.3 结算机制
通过执行 MCP,可以分别得到电能量平衡约 束、备用平衡约束和调频平衡约束的拉格朗日乘 子,进而计算出各个节点的电能量、备用和调频 价格,作为发电企业的结算价格。PSO 每 0.5h 对 各个负荷节点的电能量价格进行加权平均,得到 统一新加坡电能量价格(uniformSingaporeenergy price,USEP),作为零售商和其他电力用户参与 现货市场的结算价格。
批发市场采用“事前定价,事后定量”的方 式按日结算,即在每个交易时段开始前确定该时 段的结算电价,之后按市场参与者实际发、用电 量进行结算。
系统的辅助服务费用按“谁受益、谁承担” 的原则进行分摊。调频费用由用户和运行机组共 同承担,备用费用由该时段运行机组分摊,出力较高的机组和可靠性较低的机组分摊比例更大。 其他辅助服务(如黑启动)由 EMC 与发电商通过 双边合同进行购买,费用由用户均摊。
对于需求响应用户,EMA 还设置了专门的激 励与惩罚机制,促进和规范需求响应资源在现货 市场中的参与。
2.4 需求响应机制总结
2.4.1需求响应机制的特点
新加坡需求响应机制具有 4 个明显特点:一 是存在较高的激励补偿机制;二是需求响应报价 存在较高的报价下限;三是存在严格的惩罚机 制;四是需求响应用户的基准负荷(未削减时的 总负荷)由用户自行申报。
新加坡需求响应机制为用户的需求响应行为 设置了较高的激励补偿价格,这一补偿费用最终 由所有用户共同承担。激励补偿总量为附加消费 者福利的 1/3,剩余的 2/3 由所有用户共享,因此 用户在需求响应机制中始终作为获利方。
新加坡需求响应报价地板价设置为平衡归属 价格(balancevestingprice,BVP)的 1.5 倍。BVP表示采用最经济发电技术并且容量占比达到新加 坡总需求 25% 以上的发电机组进入市场后的长期 边际成本。这一地板价多数都高于现货市场实时 电价,因此需求响应的调用机会较少,减少了需 求响应用户的投机行为,但也抑制了需求响应的 实际参与度。2018 年,需求响应参与时段占比仅 为 2.35%。为了进一步激励需求响应资源的参与 力度,EMA 在 2019 年对现有的需求响应机制进 行了初步的改进尝试,决定降低需求响应报价的 地板价,由 1.5 倍 BVP 降低到 1.3 倍 BVP,并在 2020 年第一季度进行试运行,根据试运行结果决 定是否进一步降低地板价至 1.1 倍 BVP。
新加坡需求响应机制为用户的负荷调度偏差 设置了较高的惩罚价格,这一设计也是为了规避 用户的投机行为。如果负荷调度偏差的惩罚较 小,远低于参与需求响应能够获得的利润,那么 用户会通过申报虚假的负荷消费量寻求获利机 会。较高的需求响应报价地板价和严格的惩罚机 制相配合,能够促使需求响应用户申报真实的负 荷需求,以免因为实际负荷调度偏差产生严厉的 惩罚,从而有效规避投机行为。
新加坡需求响应用户的基准负荷由用户自行 申报,而不由调度机构进行核定,这对用户侧负 荷预测的精度提出了较高的要求。如果用户无法 准确预测实际负荷,那么在实时市场中会受到较 为严厉的惩罚。而在美国 PJM、CAISO 等市场 中,需求响应用户的基准负荷由 ISO 根据工作 日、休息日的历史负荷进行核定[14],这一机制虽 然降低了用户由于预测不精确而受到惩罚的风 险,但也提高了用户投机的可能性,用户可以通 过人为提高历史基准负荷的方式来投机,例如在 削减日前一周额外增加用电量,此外在正常的工 业减产活动中,用户也容易产生投机行为。
2.4.2需求响应机制的实施效果
新加坡现货市场需求响应机制最明显的实施 效果是缓解了线路潮流阻塞和价格飙升的现象。
需求响应机制实施前,在负荷高峰时期,由 于输电线路存在功率传输限值,系统容易出现阻 塞现象。在 2015 年,新加坡电网产生潮流阻塞的 线路共有 10 回,产生阻塞的时段共有 200 个,占 全年总调度时段数的 1.14%;需求响应机制实施 后,需求侧资源的调用缓解了发电侧的压力,减轻了系统的阻塞现象,在 2016 年,新加坡全年阻 塞线路降至 6 回,阻塞时段总数也降低到 10 个; 到 2018 年,阻塞时段总数进一步降低到 3 个,在 全年绝大多数时段,新加坡节点电价间的差异不 超过 10 新加坡元/(MW·h)。
需求响应机制实施前,当发电机组出现非计 划停运时,由于只能调用成本较高的发电机组进 行发电,容易产生价格飙升现象。在 2015 年,日 平均 USEP 高于 210 新加坡元/(MW·h)的天数共 有 6 天,最高日平均电价达 到 5 3 0 新加坡元 / (MW·h);需求响应机制实施后,成本更低、 灵活性更高的负荷资源可以用来代替发电资源, 系统能够以较低的经济成本保证发电与负荷的实 时平衡,有效缓解价格飙升现象;在 2016 年,日 平均 USEP 高于 210 新加坡元/(MW·h)的天数只有 1 天,最高日平均电价为 280 新加坡元/(MW·h)。
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