深度文章 | 福建电力现货市场初期模式探析

摘要

中国电力现货市场建设正在进入深入推进推广阶段，如何实现由计划模式向市场模式的安全平稳过渡是保证中国电力市场改革成功的关键问题。文中提出一种适应计划向市场转变过程的竞价空间方法以及相应的市场出清结算机制。该竞价机制分为计划模式的优化计算和市场出清两步。计划模式与市场模式的优化计算所考虑的基本约束条件保持一致，根据竞价空间比例将计划模式的计算结果作为市场模式优化出清边界条件，保证市场模式的优化出清严格在竞价空间范围内开展。通过调整竞价空间的计算比例，逐步扩大市场比例，实现由计划模式向市场模式的逐步过渡。最后，以实际算例对比验证了该竞价机制的有效性和实用性。

（来源：《电力系统自动化》 作者：韩彬 燕京华 孙振 丁强 许丹 宋少群 程鑫）

0 引言

2019年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》［1］，标志着中国现货市场建设进入更加深入阶段，该意见为中国现货市场建设试点和非试点地区未来建设提供指引方向。目前，中国对现货市场的研究包括关于市场竞价模型［2-4］的研究，也有关于电力市场建设的关键问题、市场机制的研究［5-9］。

关于美国PJM的全电量竞价机制、中长期交易计划采用金融合同方式参与现货市场竞价的市场模式和机制研究较多。文献［10］对差价合约机制设计要素和方法进行了分析。文献［11］通过对比分析提出了中国较适合采用美国PJM的市场模式建议。文献［12］提出了基于金融合同的现货市场模式。但是如何从目前的计划调度模式逐步平稳过渡到市场模式的深入研究并不多，文献［13］初步提出中国市场建设出清部分电量现货竞价+中长期物理合约交易的方式。文献［14］基于基础电量刚性执行的条件下研究相关执行偏差结算方法。

目前，现货市场建设试点单位大多采用美国PJM的全电量竞价机制，同时根据当地的特点做相应的适应性调整，采用全电量竞价机制比较适应中国发展特点，但是如何从计划模式过渡到该市场模式需要进一步深入明确。

中国采用计划模式的调度管理机制考虑了中国发用电环境。物理执行的“三公”基数电量保障了发电企业的基本生存，有些发电企业即使因为地理位置、燃料成本等客观因素导致发电成本高，仍能够获得基本发电量。而对于用电侧的售电公司、用户，在计划模式下也能够保证基本的用电量，避免了现货市场的价格波动。

如果采用美国PJM的全电量竞价机制，这些交易计划只具有金融结算性质，不保证物理执行，那么发电企业、售电公司以及用户无法保证基本的用电量，“三公”基数电量全部转为金融合同将会影响社会的稳定性。已经签订的中长期交易合同由原来的物理执行全部转为金融合同也会被合同双方质疑。

美国PJM地区发电企业调节能力高，通过辅助服务市场获益，或者通过自备电厂的形式保证自身的生存。对于中国电力市场改革初级阶段，市场机制建立尚不完备，需要建立过渡阶段的市场竞价机制，以为发电企业逐步接收市场竞争，并为自身进行技术改造、盈利手段转变提供时间。

如何合理设计过渡阶段的竞价机制是保证中国如何平稳有效地过渡到市场模式的重要关键性问题，市场建设既要保证市场竞价的有效性，也要给予发电企业等市场主体接收市场竞争的理念过程，保证在过渡初级阶段发电企业基本生存。

本文提出一种适应计划向市场转变过程的竞价空间方法以及相应的市场出清结算机制。通过调整竞价空间的计算比例，逐步扩大市场比例，实现了计划模型向市场模式的平稳过渡。

1 竞价机制

1.1 市场模式

本文提到的现货市场运行模式是发电侧单边部分电量竞价市场，采用系统边际电价出清机制。在日前市场环节，中长期交易合同不改变签订条款，仍保证其物理执行。将“三公”基础电量分为实物合约和金融合约两部分，金融合约电量部分纳入现货市场部分进行竞价，并按照差价合约结算。

为保证只针对“三公”基础电量的金融合约部分电量空间的竞价，需要将该部分电量分解成可以执行的分时电力曲线，方法是通过安全约束经济调度（security constrained economic dispatch，SCED）得到各机组分时出力计划，按照指定比例划分出各机组各时段“三公”电量物理执行部分和金融结算部分。然后，修改各机组下限为物理执行部分，通过SCED，以购电费用最小为目标，出清得到各机组分时发电出力曲线以及分时边际出清电价。

1.2 竞价出清流程

竞价出清流程图如图1所示。

1）市场化机组发电空间计算：获取负荷预测、联络线计划、检修计划、新能源预测出力、中长期交易曲线、次日“三公”建议基础电量等外部数据，计算出市场化机组总发电空间曲线；然后在考虑机组上下限、开停机等性能约束前提下，按照“三公”建议基础电量比例计算出各机组次日分时段“三公”电力发电曲线；最终获得市场化机组次日“三公”可行的发电量。

2）以负荷率一致为目标，优化出清次日的“三公”发电计划：以市场化机组发电负荷率一致为目标，考虑机组性能约束、电网安全性约束、新能源预测出力约束等，进行SCED与安全校核的循环迭代，得到次日可执行的“三公”发电计划。

3）计算市场竞价空间：根据市场化机组的“三公”发电计划、中长期交易出力曲线、市场竞价空间比例，考虑机组分时段上下限约束，得到市场化机组参与市场出清分时段出力下限，“三公”发电计划与该出力下限的差值即为各市场化机组的分时段市场竞价空间。

4）市场成员申报全电量报价曲线：市场成员申报“电力-电价”报价曲线，按照全电量方式申报，即申报从最小技术出力到最大技术出力之间分段报价，报价曲线单调非递减。

5）市场出清：以购电费用最小化为目标，考虑的约束条件与第2步“三公”优化出清相比，不再考虑市场化机组的交易和“三公”计划电量约束，而是增加考虑第3步计算得到的市场化机组分时段出力下限约束，进行SCED与安全校核的循环迭代，得到出清次日各机组分时出力曲线和系统边际出清价格。

6）各机组中标电力电价结算：市场化机组发电量结算包括三部分，即中长期市场交易电量结算、“三公”电量结算和现货交易电量结算；中长期交易电量按照交易协商价格结算，发电企业“三公”电量按照批复上网电价进行结算，现货市场中，日前市场中标电力减去“三公”日计划电力的部分，按日前市场价格结算。

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