深度文章 | 适应高水电占比的电力现货市场机制设计与实践

2 四川电力现货市场机制设计

四川电力现货市场在机制设计时充分考虑水电 大省的省情、网情，采用独有的丰枯双期市场模式， 以保障水电最大化消纳。同时，市场机制在运行实 践的基础上不断迭代完善。

2. 1 设计思路

水电、火电等不同市场主体参与市场程度受丰 枯水期影响较大，呈现出明显的季节特征。丰水期 流域来水充足，供大于求矛盾突出，流域间发电能力 受水力联系制约较弱，径流式水电、库容式水电可公 平参与市场竞价，燃煤火电按最小方式发电；枯水期 流域来水不足，水电站发电能力直接受制于来水量 和上游水库电站出力，水电应保证全额消纳，火电按 需发电。故为实现现货市场建设与现有水电消纳政 策的契合，充分考虑四川水电大省的水情、网情，构 筑符合高水电占比特性的丰枯双期市场模式。若水 火电同台竞价，较低边际成本的水电参与市场引起 市场出清价格偏低，影响火电主体获益；丰水期可能 由于水火竞价因素导致新增弃水；枯水期由于流域 水力关系耦合紧密，难以满足当前径流水电按来水 量发电的原则，径流式水电难以争取到与其流量相 匹配的市场份额，可能导致新增弃水现象。因此，丰 水期仅水电机组参与市场，通过压缩火电开机规模 和发电曲线，全力为水电消纳腾让空间，枯水期仅燃 煤火电机组参与市场，水库电厂按计划有序消纳，径 流式水电以不弃水为原则发电，确保水电全额消 纳。其中，枯水期及丰枯水期交替时期流域上下游 耦合关系复杂，研发了统筹考虑水电耦合约束的优 化调度/出清模型，根据各流域水电的库容、水位、时 滞、流量等水情信息，将流域水力关系与电力网络统 筹考虑，实现水电优化协调与现货市场竞价出清有 机结合，协调利用流域水电最大化保障水电消纳。

断面阻塞较为严重是水电占比高的四川电网在 市场出清中存在的一个现象。断面阻塞在四川通常 影响到若干特定流域的水电厂总发电能力，在出清 过程中通过电网潮流约束进行控制，区域灵敏度相 同的若干机组受限情况下通过按各机组边际报价段 均衡分摊边际电量方式，灵敏度不同情况下在满足 网络约束调整前提下，找到使总发电成本最优的发 电组合，从而实现断面阻塞情况下价格、出力及公平 交易的合理处理。

2. 2 市场总体模式

2. 2. 1 市场模式

考虑到四川电网阻塞较多、灵活调节电源占比 低等特征，四川电力现货市场采取“部分物理执行+ 中长期差价合同”的模式，以中长期差价合同管理市 场风险，配合现货交易发现市场价格。

由于四川丰枯水期电力供需形势及电网运行特 性差异显著，故四川电力现货市场设计为丰水期电 力现货市场和枯水期电力现货市场，二者均包括日 前市场和实时市场。辅助服务市场主要开设自动发 电 控 制（automatic generation control，AGC）调 频 辅 助服务市场。目前，辅助服务市场与电能量市场分 别优化、独立出清。

2. 2. 2 市场交易品种

四川电力现货市场从空间上分为省间市场和省 内市场，时间上分为丰枯水期电力现货市场。省间 市场包括省间中长期市场和省间现货市场：其中，省 间中长期市场由各级交易机构负责组织开展；省间 现货市场由国调中心负责组织开展。省内市场包括 省内中长期市场和省内现货市场：其中，省内中长期 市场由四川交易中心负责组织开展；省内现货市场 由四川省调负责组织开展。各个市场交易品种如图 1 所示。值得说明的是，省内中长期交易除优先电 量外，其余交易电量统称为省内中长期交易电量。

2. 2. 3 市场时序组织流程

设定 D（运行日）为执行日前市场交易计划的自 然日，T 为实时市场实际运行时间。四川电力现货 市场时序组织流程具体如下。①D-1：组织 AGC 调频辅助服务市场交易；②D-1：组织省内日前现 货市场交易；③D-1：参 与 省 间 日 前 现 货 市 场 交 易 ；④T-1：组织实时现货市场交易；⑤T-1：参与 省间日 内 现 货 市 场 交 易 ；⑥T：确 定 秒 级 AGC 调用 ；⑦D+5：根据市场交易情况和实际执行情况，对 电能量市场和辅助服务市场进行结算、考核。

2. 2. 4 价格机制

考虑到按报价支付（pay as bid，PAB）方式会阻 碍发电侧按照自身边际成本进行报价、难以找到报 价合理性评判标准以及市场稳妥起步等原因，四川 省内日前现货市场和实时现货市场均采用系统边际 电价（system marginal price，SMP），集中竞争、统一 优化出清。市场初期，设置市场报价限制，目前的丰 水期市场限价范围为 75~253.72 元/（MW·h），枯水 期市场限价范围为 341.02~441.32 元/（MW·h）。

基于对 AGC 调频辅助服务市场需求的几个特 征考虑，如需要保障发用电平衡、电网安全约束、连 续快速调用等，省内辅助服务市场采用 PAB 方式 出清［27］。

2. 2. 5 市场衔接方式

省间中长期交易电量作为省内现货市场的边界 条件。省间现货交易电量分为省间日前现货交易电 量和省间日内现货交易电量，出清结果均物理执 行。省内富余电量参与省间日前现货市场交易和省 间日内现货市场交易。

市场初期，非水清洁能源（指风、光、垃圾发电、 燃气机组）保障性全额收购，其发电量作为省内现货 市场边界条件，暂不参与现货市场竞价。

2. 3 丰水期电力现货市场机制设计

2. 3. 1 发电侧市场主体

水电机组仅丰水期参与省内现货市场竞价，火 电不参与现货市场，作为市场边界条件按最小方式 安排开机并尽量按最低负荷率安排发电计划，只在 电力紧张时段参与调峰。

2. 3. 2 水电省内现货市场竞价空间

水电机组总体发电需求包括省间中长期交易电 量、省间现货交易电量、省内优先电量和省内中长期 交易电量：其中省间中长期交易电量、省间现货交易 电量和省内优先电量按规则物理执行，作为现货市 场边界条件；省内中长期交易电量即为丰水期电力 现货市场竞价空间，以“差价合约”形式参与现货市 场运营。

燃煤火电均为优先电量，按规则物理执行，作为 现货市场边界条件。

2. 3. 3 丰水期市场申报

在日前市场，水电机组申报信息应包括运行日 的发电量价曲线、最大上网能力等。电力用户、售电 企业申报信息为运行日的电力需求曲线（报量不 报价）。

在实时市场，水电机组在规定的时间之前提交 机组各时段的最大上网能力，申报价格沿用日前市场申报信息。电力用户、售电企业不进行申报。

2. 3. 4 丰水期市场出清

在日前市场，以全网发电成本最小化为目标，除 考虑电网运行、机组运行、电网运行边界条件等约束 外，还考虑水电耦合约束。具体而言，在既定的区间 来水预测下，结合上游动态用水情况，将各级水库的 水位控制在合理范围内，同时保障生态用水要求得 到满足，在此基础上，各水库发电和电力通过耗水率 函数匹配，从而实现电平衡和水平衡的联动考虑。 然后，通过安全约束经济调度程序进行市场出清计 算。在出清时同处边际价格机组根据所处报价段容 量均衡分摊对应电量。计算结果包括 96 点成交电 力及系统边际电价。

在实时市场，获取最新的边界条件，采用与日前 现货市场相同的算法进行出清计算。

2. 3. 5 丰水期市场结算

丰水期电力现货市场发用两侧日清月结。

水电机组省间中长期交易电量、省间现货市场 电量按照省间交易价格结算；省内优先电量按优先 电价结算；省内中长期交易电量在水电竞价现货市 场中按“差价合约”方式结算。火电优先电量按优先 电价结算。

参与省内现货市场的批发电力用户、售电企业 接受现货市场价格，全部中长期合约按“差价合约” 方式结算。

2. 4 枯水期电力现货市场机制设计

2. 4. 1 现货市场竞价空间

单机容量在 100 MW 及以上的燃煤火电机组仅 枯水期参与省内现货市场竞价，水电机组不参与现 货市场，水库电厂按枯水期电量平衡需求有序消落， 全部水电以不弃水为原则安排发电，确保水电全额 消纳。

2. 4. 2 火电省内现货市场竞价空间

在枯水期电力现货市场中，水电机组省间中长 期交易电量、省间现货交易电量、省内优先电量和省 内中长期交易电量按规则物理执行，作为现货市场 边界条件。燃煤火电优先电量按规则物理执行，作 为现货市场边界条件。燃煤火电除优先电量外，还 可在现货市场中竞价获取现货电量。

火电机组总体发电需求扣除火电优先电量即火 电竞价现货市场竞价空间。市场初期，火电竞价现 货 市 场 竞 价 空 间 按 火 电 发 电 需 求 的 5%~10% 控制。

2. 4. 3 枯水期市场申报

在日前市场，火电机组申报信息应包括运行日 的发电量价曲线、最大上网能力等。电力用户、售电 企业不进行申报。

在实时市场，火电机组在规定时间之前提交机 组各时段的最大上网能力，申报价格沿用日前市场 申报信息。电力用户、售电企业不进行申报。

2. 4. 4 枯水期市场出清

在日前市场，以全网发电成本最小化为目标，考 虑电网运行、机组运行、电网运行边界条件等约束， 通过安全约束经济调度程序进行市场出清计算。在 出清时同处边际价格机组根据所处报价段容量均衡 分摊对应电量。计算结果包括 96 点成交电力及系 统边际电价。

在实时市场，获取最新的边界条件，采用与日前 现货市场相同的算法进行出清计算。

2. 4. 5 枯水期市场结算

枯水期电力现货市场发电侧日清月结，用电侧 月清月结。

水电不参与现货，按照中长期交易模式进行结 算。火电优先电量按优先电价结算，现货市场中竞 得的现货电量按现货市场价格结算。

参与省内现货市场的电力用户、售电企业接受 现货市场价格，其中长期合约中配比的火电部分电 量（月电量）按火电购电均价结算，其余中长期合约 电量按中长期合约价格结算并参与偏差考核。