簡介
發電商的利益又兼顧電網的安全，無功補償電價較好的體現了無功的價值摘要:將無功電價劃分為發電市場層面的發電無功電價、輸電市場層面的無功服務電價和用電市場層面的無功銷售電價，分析各層面的定價原則;針對發電機這種無功電源的特點，將其提供的無功服務分為無償和有償2部分。對有償無功服務，以發電機的運行約束，即功率圓圖為基礎，提出用有功發電損失的機會成本折算無功電價的新思路，建立了一種可科學、合理地補償無功發電成本的發電無功定價方法。在電力市場初期，這種無功服務的定價方法套用簡單，並能為電網安全、經濟運行和無功源的建設提供正確的無功價格。
我國正在逐步進行電力市場化改革，放開發電側市場，實行廠網分開、競價上網。在發電側市場中，無功/電壓調整作為一種輔助服務(以下簡稱為無功服務)，是保證電力系統安全、穩定運行的前提條件之一，因而是保證電能交易順利實施的一個重要條件;同時也是提高電能質量、降低電網的有功損耗和提高傳輸效率，從而提高供電質量和電網運行的經濟效益的有效手段。在電力市場中，迫於各種競爭壓力，市場參與各方為提高運營效益，都在挖掘白身的設備潛力，使許多發電、輸電設備接近於極限條件下運行，這樣會產生一些新的引起電網功角穩定、電壓穩定、過負荷甚至系統崩潰等問題的因素，使系統運行的安全性受到更人考驗，無功/電壓控制會更複雜;而一旦發生事故，如電壓崩潰，其經濟損失是非常巨人的。科學、合理的無功服務價格，可引導市場參與各方提供無功服務的積極性，也可成為決策無功電源投資和設備有效利用的科學依據。可見，電力市場下無功管理與定價對電力市場運營的穩定性具有重要意義。
電力市場無功輔助服務論述
無功輔助服務的重要性
輔助服務價格和電能價格一起構成了電力市場價格體系的基礎，對形成健康的電力市場有重要的意義。電力市場的輔助服務主要包括無功輔助服務、可靠性備用服務、頻率控制服務其中，無功輔助服務在電力輔助服務市場具有最廣泛的市場套用基礎但與電能價格相比，無功輔助服務起步較晚，尚未形成理論體系，這與以下兒個因素有關:
—無功輔助服務定價的複雜性。無功輔助服務研的實質是研究無功服務對電網安全性、經濟性的影響，並賦予其相應的經濟含義。但無功服務具有供應的地域性、於段的多樣性、控制的分散性等特點，給無功定價增加了難度
—各國電力市場模式不同，很難建立一種普遍適用的無功輔助服務定價方法。電力公司只能根據自己的電網架構和電力市場模式，確定自己的無功輔助服務定價策略。
無功功率是支撐電網電壓的基礎，是電力系統安全穩定運行的重要條件。2000年美加停電就是由於電力短缺導致電網電壓頻率降低，並最終電壓頻率崩潰引起的在目前全國電力緊張電網電壓穩定水平降低的現實情況下，加快無功輔助服務定價研究具有緊迫性和現實意義。
一些國家的無功功率服務介紹
(1)英國 電力市場無功服務英國電力市場同時有強制性的和通過市場交易的無功功率服務。目前英國市場中的發電機通過競標市場和費率的方式來回收無功功率成本費率包括無功功率電能費用和區域性的無功功率容量費用。在具有多餘發電容量的英國北部，無功功率容量費用接近於零;而在缺乏無功的地區該容量費用則非常人無功功率服務的競標市場包括無功功率電能投標和無功功率容量投標所有的契約期限都必須在一年以上，並以半年為單位時間長度
(2)西班牙電力市場無功服務1997年西班牙電力法確定了輔助服務的概念並且把它與電力生產區分開來，山系統運行人員負責輔助服務的管理西班牙電網對一部分因系統安全要求而必須的無功功率採用強制免費獲取的方式，而對這之外的無功功率採用付費獲取的方式
國內無功輔助服務現狀
目前我國電力市場初期模式是以單一購買為主的發電側單邊開放市場建立區域性發電無功市場，對發電機提供的無功服務進行有償和無償的界定，最終對發電機提供的有償無功服務制定科學合理、兼顧多方利益的定價機制是電力市場發展的必然趨勢電力生產的特殊性決定了發電側無功服務定價應採用強制性和補償性相結合的市場模式。
由於無功和電壓支持服務與電網的安全穩定運行密切相關，同時輸電網中有人量設備提供無功服務，因此應由輸電網來運營無功服務市場，負責無功與電壓輔助服務的集中控制與運行。
發電側無功生產成本分析
發電機無功生產成本包括顯性成本和機會成本
1.顯性成本
同用燃料成本來代表有功功率的生產成本不同的是，發電機的無功功率生產成本很小，主要包括無功設備的投資。由於非常難以界定是不是專用的無功設備，且在有功上網契約電價(長期契約)中已經包含了全部設備投資成本，且無功設備投資在投資中的比例非常小，因此在無功定價中不考慮無功的顯性成本
2.無功機會成本
儘管發電機無功功率的生產不具有任何顯性成本(即燃料成本)，但是發電機的無功輸出會間接導致發電機有功容量的減少，從而使發電機無法獲得這部分減少的有功容量所可能創造的利潤，這種損失應當就是無功生產的隱性成本，或稱為無功機會成本
當發電機在發出無功功率時.其有功出力的極限比沒有無功出力情況下的極限值要小，從而造成了發電機隱性的經濟損失。由於機會成本的定義可知，無功功率的機會成本就是發電機多發無功出力而損失的有功發電能力所對應的最人利潤。
不考慮容量成本，發電無功成本主要包括管理費、機會成本、有功損耗、維修費等。
管理服務費
管理服務費主要用於電廠無功發電設備(如勵磁機、勵磁調節裝置)的運行管理和維護。正常情況 下，發電機組在白動勵磁調節器的作用下可白動回響電壓變化，不會給運行人員增加工作負擔，可不單獨支付費用。在系統負荷低谷時，發電機進相運行吸收無功功率，己成為高壓電網保證運行電壓合格率的重要手段。發電機在進相運行時，定子端部溫度升高，靜穩裕度減少，易失去靜穩定，需要運行人員加人監視和管理力度。因此，儘管進相運行一般不會影響發電機的有功發電能力，仍應對輸出的感性無功電量的發電機給予一定的經濟補償。
有功損耗
增加無功功率輸出，必然要增人發電機的勵磁電流，有功損耗也將增加，而且會加速發電機組的磨損老化，增加維修和維護費用等。客觀上，這一部分費用應由電力市場交易管理部門或電網公司給予補償。但發電機無功功率的微增損耗是高度非線性的，難以量化。而且與發電有功的運行成本(主要是發電燃料費用)相比，這部分成本很小，為簡化發電無功定價，暫時不考慮這部分費用。
機會成本
發電廠為創造經濟效益，希望多發有功電量。正常情況下，發電機無功出力低於其額定值，不會影響有功發電能力。但出於系統安全的考慮，有時需要發電廠多發無功或預留較多的無功備用容量而影響該發電廠的有功發電能力，此時應計及該電廠由此而失去的輸出更多的有功電量的機會成本。這樣，發電無功電量和無功備用容量就應分為無償服務和有償月及務2部分。
發電機進相運行所能吸收的無功功率的極限值由專門的進相試驗決定。如果電網要求吸收的無功人於此時發電機的進相能力或發電機的靜穩儲備不足，則也必須降低有功發電來增加吸收的無功。這種隋況可類比於遲相運行時的處理方法，除進相運行的無功費用外，再付給發電廠損失有功發電的機會成本費用。
維修費
維修費主要是用於發電廠的無功發電設備的計畫檢修和故障檢修等，因為有功發電離不開發電廠的無功發電設備，當無功發電設備發生故障時必然影響有功發電，因而，發電廠的無功發電設備的檢修費用應在有功電費中計及。
無功有償與無償服務的界定原則
發電無功服務應分為無償和有償部分，而確定無功有償服務與無償服務的界定原則應是:在電力市場初級階段，發電廠在不影響其有功發電能力的隋況下提供的無功服務應作為無償服務;因電網調度要求發電廠提供增發(或吸收)，無功造成的發電廠的經濟損失，應作為有償服務給予費用補償。有償服務費用應主要考慮:1)發電無功電量和無功備用容量的機會成本。2)發電機組進相運行時的補償費用。具體地，發電機無功有償與無償服務的界定點有2個。
發電機無功功率限制與無功費用支付的來源
在電力市場體制下，考慮到無功服務可得到合理的費用補償，為減少損耗、加快投資的同收，充分挖掘發電機的無功潛力，在如下情況時，可放寬對發電機的無功上限的限制，將無功的容量約束定為實際的無功容量限制:1)在無功發電計畫制定或實時調度中，為保證系統電壓安全和電能質量，發電機能無功功率可高於額定無功功率，但視在功率不超過其額定值，不得己可降低其有功出力;2)在無功發電計畫制定中，在保證系統電壓安全和電能質量能前提下，當系統總的有功發電能力充足並且不增力。有功購電費用時，為降低網損，在對降損效益和無理服務費用進行對比分析後，可考慮發電機組的無理髮電功率高於其額定無功功率，但要保證發電機紅的視在功率不超過其額定值。
這同時也對電力市場下的電網無功最佳化提出了一系列新問題:如何評價無功最佳化的效益？電力市場中制定無功發電計畫的規則和經濟目標應如何確定?這些問題取決於由誰來支付無功輔助服務費用無功輔助服務費用由電網公司支付時，制定無功太電計畫時，最佳化的經濟目標應綜合考慮降損效益和無功服務費用支出。用於保證系統安全和電壓質量的無功輔助服務費用由獨立於電網公司的市場交.管理部門支付時，降損的效益屬於電網公司，由此雨多支付的無功輔助服務費用也應由電網公司支付使制定無功發電計畫時最佳化的經濟目標、獲益者和費用支付協調一致，對市場參與各方公平合理。
發電機無功有償和無償服務的界定原則
根據上而對發電機無功生產成本的分析，發電機的無功服務定價主要體現為發電機無功機會成本的定價問題。發電機無功服務應分為無償和有償兩部分。發電無功無償服務的界定原則是發電機在不影響其有功發電能力的情況下提供的無功服務應作為無償服務。發電無功有償服務的界定原則是因電網安全強制要求發電機多發無功而造成的有功發電經濟損失和發電機進相運行服務(吸收無功)應作為有償服務給予補貼。發電機無功有償服務費用應主要考慮:(1)發電機無功電量機會成本;(2)發電機組進相運行時的補償費用。
發電側無功成本簡單算例
以浙江南部A電機125兆瓦機組為例對發電機無功補償電價進行計算初始時A電機在額定功率下運行(有功125兆瓦，無功100兆乏)電力市場競價下一10分鐘的A電機有功負荷為125兆瓦，市場的清算價格為0.4元/千瓦時。由於220千伏母線電壓低，電網調度根據電網安全制約要求A電機減有功功率多發無功功率，此時A電機的有功出力調整為有功90兆瓦，無功120兆乏。由於A電機的有功功率被強制減少，電力市場將重新排序，得出下一10分鐘的市場清算價格為0.45元/千瓦時。設A電機125兆瓦機組的邊際成本為0.2元/千瓦時
1.正常情況下，A電機125兆瓦機組下一10分鐘的銷售收入為:
0.4x125000x1/6=8333.3元
正常情況下，A電機125兆瓦機組下一10分鐘的生產成本為:
0.2x125000x1/6=4166.6元
利潤=(0.4x125000x1/6機(02x125000x1/6)=4166.6元
2.在強制無功約束情況下，A電機125兆瓦機組下一10分鐘的銷售收入為:
0.45x90000x1/6=6750元 在強制無功約束情況下，A電機125兆瓦機組下一10分鐘的生產成本為:
0.2x90000x1/6=3000元
利潤=(0.45 x90000x1/6 )-(0.2x90000x1/6)=3750元
發電側無功電價體制
在電力市場中，可提供無功服務的無功源有發電機、同步調相機SVC靜、並聯電容器
組、電抗器等。目前它們分別歸屬於發電廠和電網公司。因此，無功輔助服務的電價體制至少要分3個層面:發電市場層面的發電無功電價、輸電市場層面的無功服務電價和用電市場層面的無功銷信電價。
發電市場層面的發電無功電價，是由電力市場交易管理部門或電網公司向無功服務提供者，即發電廠，支付的購買無功價格。發電機既可發出有功，也可發出無功。但生產的主要產品是有功電量，無功電量是其副產品，因而難以確定哪一部分為有功設備投資，哪一部分為無功設備投資。鑒於發電無功容量投資與有功發電容量投資密不可分，建議無功電價採用一部制電價體制，不計及無功容量電價，無功電源建設的投資同報在無功電量電費中體現。
發電無功電價的研究
在發電市場中，發電機作為無功源，既可發出無功功率，在特殊情況下也可吸收無功功率;同時，發電機在白動勵磁調節器的作用下，可白動回響電壓變化，是電力市場中無功服務的主要提供者。由於發電機輸出無功時的直接成本，不象有功發電成本那樣明確，因此，無功電量電價的制定也比較困難。
在發電側市場中，有功電量的價格，一般由發電廠根據發電燃料成本報價，再由電力交易/調度中心組織競價後確定;而對於發電廠向系統提供的無功服務，我國目前實行的是按功率因數進行考核和獎懲，尚未實行競價機制，也沒有合理的費用補償辦法，不利於調動發電廠參與系統無功/電壓調整的積極性。為促使發、輸、配和用電各方積極參與無功服務，必須合理地劃分電力市場參與各方在系統無功服務方面的責、權和利，即對無功服務的內容、有償和無償性進行界定，並對有償服務部分進行科學、合理的定價，制定出適合我國當前電力市場特點的無功電價方案。
歸納各國電力市場的經驗，提供輔助服務的模式一般有3種:統一型、投標型和雙邊契約型。統一型是指輔助服務必須由系統調度員統一安排協調，在結算時根據各參與者對輔助服務命令執行的隋況進行獎懲。投標型是指能提供輔助服務的市場各成員分別對每一種輔助服務進行投標，調度員根據投標情況，排定優先次序，安排輔助服務供應計畫，使提供輔助服務的費用為最小。雙邊契約型是指某一輔助服務的用戶直接與供應者簽訂雙邊契約，從而得到其所需的輔助服務。英國、阿根廷等國家採用統一型方式提供頻率回響和無功/電壓控制等服務。美國加州電網以投標與雙邊契約結合的方式提供負荷跟蹤與頻率回響服務。目前世界上還未出現完全非調控狀態下的雙邊契約輔助服務市場。在我國初級電力市場中，為摸索市場化運營經驗和保證電力系統運行的安全穩定，宜採取統一調度、合理補償的方式，隨著電力市場發展和運營機制完善，再採取投標和雙邊契約的方式。
無功電價機制與無功服務的模式是相呼應的。目前，在理論研究上，無功電價機制分為實時電價和非實時電價;非實時電價又分為邊際電價、雙邊契約電價和補償電價。
