发电商与电力交易管理中心签订中长期合同的原理

基于MRPII/ERP的发电报价及发电管理系统的流程应反映电厂与电力市场、电厂内部之间的闭环控制关系，上图和以下的说明将有重点的阐述这套系统的特点（八大方面）：

网络发布信息分析

网络发布的信息一般分为两类：一是次日发电市场的信息；二是一般性信息。对于参与竞价上网的电厂而言，须熟悉和分析清楚以下的资讯：

次日发电市场的负荷需求信息，由于这类信息是按时段发布，因此次日负荷曲线的峰、基、谷电量需求是制定电厂报价策略的基础；系统还可能发布相应时段的电量指导价（系统的边际成本价格），因而有必要了解峰、基、谷电价差以使电厂在制定三种特性负荷需求时机组安排更有针对性。

次日发电市场备用、无功调控信息和相应的系统指导价格，系统备用和无功需求的多少往往由系统的安全性所定，而且一般要求有时间上的响应速度，因此机组要竞投这类辅助服务市场时必须了解系统的技术要求和自身机组的运行特性才能竞价这类市场。通常辅助服务有两个价格，一个是未被使用的价格，另一个是被使用的价格，这两个价格有一定差别，因此机组要充分考虑自身电厂在系统中地位和能力以及被使用的机率才能准确进行次日辅助服务市场的竞价。

网络发布的关于次日网络运行计划以及可能的阻塞线路等信息，这类信息往往可能限制电厂的出力，报价系统最好能清楚自身电厂发电量对线路的影响（灵敏度计划）等，才能因应报价对策。

网络发布的一般性信息，这类信息包括：

与自身电厂相关的合同信息：电厂要确定合同对自身的约束和应负的权利和义务，如有特别发电和辅助服务合同，则必须执行等；

电厂的各种技术参数上报要求：这要求电厂要随时总结，汇总电厂的各类技术参数，注意在检修和实际运行中机组的变化对技术参数的影响，而且要有一套完整的收集技术参数的方法，否则将受到电力市场技术监督部门的惩罚。

网络发布的运行规则和各类商务信息等，这是电厂必须熟悉的市场法则，重点要了解运行机制，运行步骤和电价结算原则，特别是各类电价的确定策略是电厂经营活动的指南。再进一步要了解电厂在系统紧急情况下和事故情况下的处置办法以及电厂的实际运行与报价不一致下的惩罚原则，要了解电厂对电力市场有不同意见时的申诉、投诉和反诉方法，确保电厂的合法经营利益。

合同管理

电厂参与电力市场的形式有多种多样，一类是与电力交易管理中心签订中长期合同即所谓期货合同，内容可规定电厂的装载容量，年利用小时数，平均电价，提供各类辅助服务的能力及价格等；这类合同往往是系统从安全性和整体经济性的角度而主动提出的一类合同；也可能是电厂为了减小风险或为了融资而主动出售的期货。另一类是即时电力市场即所谓的次日发电市场，这类市场是靠竞价投标而定，不在此合同管理功能中讨论。因此，电厂签订的任何期货合同，要考虑批发市场的价格与发电厂所要面临的风险.

首先，考虑批发市场的价格模式以及与一般的发电厂的运行，利润和成本之间的关系。右图给出了用发电机组输出功率的经济价值来表示的批发市场价格随时间变化的曲线。市场价格在几个周期内上下波动。可变发电成本等于E的发电机组希望在阴影时段内，即E小于市场价格的情况下发电。

当发电厂运行时，其所有者希望获取其输出电能的全部价值。即通过市场价格获取的价值。通过大量的现货交易把发电厂发出的全部电能都投放到市场上，就可以做到这一点。如果做到了这一点，发电厂将不仅可以收回其运行的可变成本，当市场价格高于电厂的可变成本时，还将获得由阴影部分表示的利润。这部分额外利润可以用于收回建设和维修电厂所需的固定成本。

然而，在这种情况下，发电厂将面临四种不同的风险：

市场价格风险；

发电量风险；

燃料价格风险；

可用率风险。

这就提出了贸易各方如何共享和分散风险的能力问题。

市场风险

为了理解风险管理，首先必须给出一种更方便的市场价格变化的表达方式。为了简化分析，按照市场价格的大小，对交易时段的顺序进行重新安排。

在这里，发电厂的可变成本依然用E来表示。如果发电厂总是运行在市场价格高于E的时段，那么，其每年可以调度运行的总时段数将是H1。实际上，发电厂在这些时段运行的能力还要受到可用率的限制，在这里先忽略这个问题。

在上图中，我们用实线表示在未来一年内价格的期望模式。发电厂将期望获取用黑色阴影部分表示的价值，这部分价值表示发电厂输出电能的总年度价值（按照市场价格计算）减去生产成本（按照其可变成本计算）的部分。然而，这部分价值面临风险，心须通过使用适当的批发合同来解决。

价格风险

下图给出了另一组“市场价格曲线”。虚线和点划线显示峰荷时段市场价格的两种可能情况。虚线表示价格下降时的情况；表示发电厂净利的黑色阴影区域的面积相应减少。点划线表示的是价格上升时的情况，这时发电厂的净利润将相应上升。发电所消耗的成本随之相应变化

发电量风险

根据市场风险中所给出的“市场价格曲线”，市场价格在将来可能要在上限（点划线）和下限（虚线）之间变化，因而发电厂的运行小时数也要相应变化,见下图。如果市场价格上升，发电厂可以通过增加在市场价格高于其可变成本期间内的运行小时数，来获得额外的利润。这时发电厂的运行小时数可能增加到H2。如果市场价格下降，发电厂可能只运行H0小时。如果发电厂签订了其发电量的期货合同，发电厂发电量的变化将直接影响其利润。

发电量风险和买方选择合同

在买方选择合同中，一般有两个价格：一个是在签订合同时所支付的“选择费”；另一个是在执行合同时要支付的“执行价格”。为了满足电力工业的需要，可以对一般性的条款进行适应性修改。这时，“选择费”等价于每千瓦（KW）的价格，“执行价格”等价于每度电的价格。

首先，假定合同是单向的买方选择合同。合同中规定的交易量是每个小时QkW，此处，Q是发电机组的容量（因而也就是发电机组运行时每个小时的输出电能）。

第二，令“执行价格”等于E，即发电机组的单位可变成本（每度电（KWh）的成本）。假定发电厂的实际可变成本是恒定的，而且可用率等于100%。那么，发电机组的总可变成本将等于QEH，此处，H是在市场价格高于E的情况下发电机组运行实际小时数。在这些时段内，由于市场价格高于E，买方将要求执行买方选择合同。这时发电厂将获得总额为QEH的合同利润。

第三，假定发电厂和用户在签订合同时就“选择费”达成了协议。发电厂厂将要求（而且用户将愿意支付）支付一笔固定的费用（R），其恰好等于由（市场风险）图中黑色阴影面积所表示的那部分利润。发电厂将可以利用这笔钱来收回发电厂的固定成本（F）。

那么，这种合同结构是如何对发电厂所面临的风险发生影响的呢？

买方选择合同的效益可以通过考虑发电机组的输出电能对于市场条件下的变化而产生的波动来显示。合同执行时发电厂获得的收益永远等于发电厂的可变成本。发电厂的利润取决于发电厂的固定成本与任何其它收益之间的差值。这个差值可能是正的也可能是负的,并不能确保发电厂在每年都能收回其成本。然而，买方选择合同能够使发电厂在面临价格和发电量风险的情况下，使发电厂的净利润保持为定值。在一般情况下，这可以有效地吸引电力投资。

燃料价格风险

一般情况下，发电厂的经理要负责购买并安排燃料的运输计划。如果这一过程的效率较高，其所获得的燃料价格将较低，然而，燃料市场价格波动较剧烈的情况下，要想判断经理们是否买到了便宜的燃料也是非常困难的。

如前所述，买方选择合同的风险共享特性决于实施价格与发电厂的单位可变成本E之间的匹配程度。然而，如果把实施价格与发电厂燃料的实际价格联系在一起也不行,因为这样将使其丧失使燃料成本最小的激励机制。其解决办法只能是把实施价格与燃料价格的某个独立的可观测的指标联系起来。

价格指标为发电厂经理提供了通过尽可能降低燃料价格获得利润的动力。上图给出了这样做可能会获得的效果。如果通过降低燃料价格使发电厂的单位可变成本从E降低到C，发电厂的运行小时数就会增加到H1，从而增加其利润，增加的利润在上图中用黑色阴影部分的面积表示。

更重要的是，由于可以利用实时现货市场，而且发电公司有权向它卖电，因而使发电厂获得在买电合同方式下不可能获得的机遇。如果发电厂由于获得了价格较低的燃料，而使其可以以较低的价格向电网送电的话，其发电机组的运行小时数就必然会增加。（在买电合同方式下，除非对合同内容进行重新谈判，一般不能这样修改电能价格）。如果这时的电能价格E2等于C，发电机组的运行小时数就会增加到H2。通过增加发电机组的运行小时数（从H1变为H2），发电厂获得的额外利润有：

发电厂获得的额外利润=相关时段内所增加的输出电能的市场价格-运行的附加成本

该利润的大小可以用上图中黑色阴影部分面积来表示。上图中两块阴影部分的面积之和就是发电厂经理尽可能降低燃料成本所追求的动机。

可用率风险

所有上面的讨论都假定，当发电机组的可变成本低于市场价格时，其永远是可以运行的，当然，实际上并非如此，各种随机故障和计划停运都可能使发电机组有可能在需要其运行时，它不能运行。

当这种情况在批发竞争和零售竞争两种运营模式下出现时，用户依然可以要求执行召唤合同，在不能启动自己的机组履行合同的情况下，发电厂可以从实时现货市场上购买电能，或者发电厂按照市场价格为所产生的的不平衡量支付费用。

从某种程度上讲，从实时现货市场买电的价格或者为不平衡量所支付的费用反映了电能在当时的经济价值，这时发电厂将面临更有效的激励机制。例如，当发电机组的运行成本高于电能经济价值时，发电厂在当时就没有任何激励机制。因而，市场价格取代了在没有批发市场存在时在合同中所规定的可用率奖罚机制。

合同管理小结

综上所述，合同管理实际上与电厂的中长期运营策略紧密相关，也就是说它把计划经济体制下的上级主管部门以计划方式下达的发电任务变成了电厂主动参与电力市场的重要途径，也是电厂规避市场风险的有效方式之一。电厂一旦签订合同后也必然制约了电厂的短期经营模式即次日发电市场的报价策略，所以在合同管理模块中要明确报告次日发电机组受合同的约束情况，以供电价者决策，即发电机组

是否必须运行？是，发电量为多少？

是否提供备用，无功调控？是，又是多少？

与系统签订的合同电价是多少？等等。

动态检修管理

通常计划体制下的机组检修分为计划检修与临时检修。

临时检修是在不可预见的故障时才予以进行，通常这种时间不太长也难于预见。

计划检修是从机组安全性出发规定的一种检修方式，对于火电机组通常安排在丰水期间，时间为1-2个月之久。显然这种检修对电厂的经济性而言有很大的影响。

在过去，通常是由电力调度中心以系统的安全性和经济性角度出发来安排的，很少由电厂本身来确定，但在电力市场下，机组检修有了很大的不同——电厂自身确定检修日程安排，这就要求电厂要有先进的管理、检修、维护手段，从自身安全和经济性予以考虑。

电厂首先要明确单纯的只考虑丰、枯水期安排检修还不够，还要从当时系统的负荷需求以及其它电厂的机组检修安排来考虑，例如：如果在丰水期又正值夏天负荷高峰，有可能还需要大量的火电机组发电，这时电厂的电价就可能比平水期时的电价还要高，也就是说电厂这时并不适宜于检修。

检修的人员和备品备件完全可以通过临时聘用和租赁方式等手段来实现，而不是依靠自身的力量，靠备用来解决，当然这几种方式要通过经济的方法来评估和取舍。

使用先进的检修技术将极大缩短检修时间，例如在线检修方法，三维动画模拟检修及最优工序安排等高新技术将提高维护效益。因此，电厂在参与电力市场后将通过技术创新，发挥主动性，把检修的安排尽量作到最优化。一旦电厂做出这种动态检修安排后，它每天须及时报告电厂次日检修计划，明确次日机组的正常运行和检修工况时段，以便报价系统做出正确的次日发电计划安排。

燃料管理

燃料费用在我国往往要在发电成本的70%以上，因此采用先进的燃料管理方法是电力市场下发电厂的重要课题之一。在计划体制下的燃料采购通常为年度计划，分为国家下达的指标“统购煤”和自己做主以作补充的“自购煤”。而“统购煤”的价格是国家指定性价格，电厂的燃料管理只是偏重于质量的检定，而对进入电力市场后的“自由采购计划”着力不多。“自由采购计划”的宗旨在于制定一套适应电力市场的燃料采购、存贮、管理体系，要点有：

要准确估计未来时段内要消耗的标准煤量，这主要从负荷预测，自身电厂在电力市场中的竞争力来确定，而不能单纯从过去的年利用小时数来确定。

要从过去单纯的发电量角度考虑煤耗变为综合考虑机组是否经常竞投备用、无功调控市场等一些可能煤耗量较小的运行工况，还要考虑电力市场下可能产生的较频繁的起动耗量和空载耗量，更要掌握机组的动态耗量特性。在这些综合因素下预测未来的煤耗。加强进煤场时的各种检斤管理工作，把正常的消耗控制在最小程度。对煤的品质要有严格把关的检测手段，这对设备安全和正常的运行工况至关重要，也是归算为标准煤耗的重要途径。对煤场占地因素也应予以考虑。在自由采购计划下，可对煤场的使用划分若干个警戒线，当煤下降到某个警戒线时，提醒管理人员。

要对所有可能采购煤的路径、运输方式、时间、价格状态进行定期监视，从中得出规律，以便相互比较，选择出综合指标较好的采购路径。

综上所述，除了把上述因素考虑上后，还要考虑资金占用问题，因此，自由采购计划实质上是一个最优化问题，也是大系统问题，对它的求解要逐步积累经验，取得数据，简化求解方法。燃料计划最终要对电厂的次日发电计划回答是否有约束的问题，而且对管理者提出采购计划，以供决策。

机组安全生产特性约束

机组在参与电力市场运行时重要的一个环节是把辅助服务的能力要充分考虑。机组的出力最明显的约束是PQV图，在这个图中，它受到了各种因素的约束，从而限制了机组的出力，以及调控无功的能力，机组在进行次日发电计划的安排时，必须考虑它的约束，在此前提下进行安排。由于这个图除了受发电机参数、系统参数的影响外，还受到运行工况变化的影响，因此在进行这个图的计算时必须清楚次日的运行工况。

机组安全生产约束必须给出次日各时段：发电量和无功出力的关系，无功的限值是多少，从而使决策者清楚机组的辅助服务能力。

动态成本管理

成本在过去仅指容量成本（长期边际成本，不变成本）和生产成本（短期边际成本，可变成本）而对于电力市场下的动态成本管理主要是要计及成本中的不确定因素和许多生产成本，如无功调节和备用成本，空载成本等。容量成本分析通常要用长期的经济分析方法（如还本付息期）进行分析，它主要是要确定峰、谷、基荷时段的指导价格，而且这也是电厂制定次日发电策略的重要依据；而对于可变成本主要分析影响电价的短期变化因素，而这对于电力市场下如燃料因素有特别的意义。对于可变成本的分析要反映出对市场的敏感程度。容量成本的分摊是制定实时电价的关键，分摊主要考虑机组的可靠性即分析机组能够保证出力的时间和大小，而且还要考虑其风险度，把风险考虑在最低范围内。

动态成本管理

基于容量成本分摊和可变成本基础上，参考长期峰、谷、基荷时段的指导价格，采用最佳赢利为目标函数的机组组合计算方法，可以准确地把次日各时段的电量、价格以及辅助服务的能力及其价格精确地确定下来。这是一类数字问题，它不同于以往成本为最小的机组经济组合方法，不同点在于安考虑了安全约束，检修约束，辅助服务约束。求得的结果能明确知道次日发电的赢利情况和成本大小，为决策者提供了非常明确的经济信息，也可以作为成本控制的最有效的模拟手段。

经济评估

经济评估主要是要对短、中、长期的电厂经济性与实时发电策略紧密联系起来。其理论基础为拉姆齐理论，即若干时段的实时电价及电量在长期的企业行为中要足够还本付息，并且有一定的发展，因为只有这样才能使电力企业走上健康发展之路。由于电厂的还本付息时间周期相对较长，应用拉姆齐理论有太多不确定因素和算法难度，因此有必要把长期的经济性问题分解为短期和中期计划，这样才便于操作。实时电价、电量与中、短期之间的关系一旦明确之后，电厂决策者可因应市场波动和变化，及时调整报价策略，使电厂的报价策略更符合电力市场的规律，也更有利于整个电力系统的资源配置和优化，充分发挥电价的调控能力。

小结

综合电厂报价和发电管理系统的功能来看，电厂报价实际上是电厂参与电力市场的决策管理机构和手段，它综合了传统的MIS系统、DCS系统的特点，打破了旧有的记录式和缺乏递推的管理模式，符合现代化电厂的主动参与电力市场的需求，因而有较强的发展趋势，而且由于电厂各不相同的特性，也决定了各电厂必须发展不同模式和个性的电厂报价系统，从而更适应电厂的经营生产管理模式。电厂报价系统还有许多未探索的理论和实践，这还有待于电力市场的完善和科技工作者和管理层不懈的努力追求。

延伸阅读：

【经验】美国电力市场防范电力市场风险的有效方法