PJM备用市场交易机制对我国电力市场建设的启示

2022年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确了我国电力市场下一阶段建设目标，推动实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力。合理确定系统备用容量和分配原则，既是电力系统安全可靠运行的保障，也是保证电力市场运行效率的关键。本文详细分析PJM备用市场基本情况和配套机组全成本补偿机制，并提出对我国市场建设的启示建议。

(来源：中国电力企业管理 作者：王昊婧 等)

PJM备用市场基本情况

PJM市场中将能够在30分钟内按照系统指令提供出力的辅助服务称为备用，具体分类如图1所示。

日前计划备用市场

交易标的：组织日前备用交易主要是保证除了日前电能量市场中标的发电容量外，系统有足够可用容量，用于应对实时负荷波动和实时备用需求。日前备用交易标的是30分钟备用，具体要求是机组在接到调度指令后，在30分钟内能够增加有效出力。可调度且满足相应计量要求的需求响应资源也可以参与日前备用市场，但需求响应资源占比不能超过系统日前备用需求的25%。

报价形式：PJM要求所有参与日前电能量市场且满足日前备用市场技术门槛的机组，必须进行日前备用市场投标。机组报价只包括价格（美元/兆瓦时），投标容量需要区分离线和在线机组，根据机组同时段计划出力水平、爬坡速率、最大经济出力等参数，计算出其能够提供日前备用容量。如果机组未在日前市场关闸前报价，则系统会执行零报价。

出清和调用方式：日前备用市场采取了与日前电能量市场联合出清的方式。日前备用出清价格包含日前备用容量报价和因提供日前备用容量而无法提供电能量所产生的机会成本。机组能够获取日前备用收益为其中标容量和日前备用出清电价的乘积。

日前备用中标履约并不要求机组必须在中标时段提供对应的中标容量，PJM市场更多关注的是机组是否能够提供有效的可调度容量。对于机组启动准备时间超过30分钟的机组，机组在日前备用中标时段需要保证机组在线，同时实时运行中提供的机组可用容量要大于日前申报的机组可用容量。对于启动准备时间小于30分钟的机组，在日前备用市场中标时段，机组需要在接到调度指令的30分钟内达到可调度状态。在运行日，即使某时段机组并没有在日前市场中标，如果调度要求其在该时段提供可用容量，机组必须执行调度指令，否则就无法获得全天的日前备用收益。因此，PJM市场中日前备用虽是在日前阶段出清，但是需要在实时市场运行结束后才能判断机组是否能够获得日前备用收益。

日前备用需求确定和费用分摊原则：PJM区域日前备用需求是分区确定的，依据运行机组强迫停运率和负荷预测误差可能造成的容量不足概率计算得出日前备用容量需求。如果PJM发布极端天气预警或者系统进入紧急状态，调度机构可以增加日前备用容量需求。调度机构是日前备用的唯一购买方，购买成本需要按照LSE（负荷服务商）实时负荷的系统占比进行分摊。临时增加日前备用需求所产生的成本，需要按照实时和日前负荷偏差进行分摊。

同步和非同步备用市场

交易标的：PJM实时市场中备用交易是为应对系统故障可能造成的功率缺口。交易标的是10分钟备用，具体要求是在启动事故备用时，机组能够在10分钟内按照调度指令增加出力。实时市场中将10分钟备用分为了同步备用和非同步备用，分别要满足实时市场出清计算中的同步备用约束和基本备用约束，其中同步备用约束必须由能够提供同步备用的在线机组提供，基本备用约束可由停机状态的快速启动机组提供。系统运行要求两个备用约束同时满足，非同步备用需求等于基本备用约束和同步备用约束的差值。需求响应资源只能参与同步备用市场，且总量不能超过系统同步备用需求的33%。

报价形式：PJM市场要求机组需要在系统开始进行可靠性机组组合前，向市场提供同步备用报价，市场主体可以在可靠性机组组合完成以后对报价进行调整，直到实时市场关闸。对于同步备用报价， PJM将同步备用分为两类，一类是不需要为提供同步备用额外预留发电容量的在线机组；一类是需要按照调度要求，额外预留一部分发电容量来满足系统同步备用需求的在线机组。

对于第一类同步备用，机组不需要报价，该部分同步备用容量是系统中客观存在的可调度容量，机组需要在市场申报第一类同步备用爬坡速率和最大经济出力，由系统计算出10分钟内能够增加的出力。对于第二类同步备用，机组需要申报同步备用容量（兆瓦）和价格（美元/兆瓦时）。PJM要求区域内所有可用机组必须参与该类同步备用申报。原则上，要求机组申报的第二类同步备用投标容量应大于其90%经济爬坡速率与同步备用响应时间（10分钟）的乘积。同步备用市场是成本报价市场，为了解决中标边际机组成本回收问题，PJM允许机组根据运维成本上浮7.5美元/兆瓦时进行报价。

对于非同步备用报价：机组不需要申报非同步备用容量和价格，所有非应急离线且能够在10分钟内启动为系统提供有效出力的机组，均认为能够向系统提供非同步备用。非同步备用容量即为10分钟内物理上能够增加的出力，报价均默认为0。

出清和调用方式：分为三个阶段。第一阶段，辅助服务优化阶段，调度机构通过与安全约束机组组合和安全约束经济调度类似的优化调度工具，在目标调度时刻所在小时时段前的1个小时，形成一部分同步备用调用计划，该阶段出清结果属于预调度，调度结果会通知中标机组，但不用于结算。该时段确定一部分不太灵活的同步备用机组调用计划，保证其能够在接到调度指令后，在目标运行时段满足同步备用容量需求。第二阶段，辅助服务优化阶段到实时市场出清阶段间的滚动预调度阶段，一般在目标调度时刻15分钟前，形成对目标调度时刻及后续时段的预计划，给调度机构确定是否需要增加非灵活机组的同步备用容量提供决策参考。第三阶段，实时运行阶段，PJM对实时电能量、调频、同步和非同步备用进行联合出清，形成同步备用和非同步备用出清价格。由于非同步备用机组在实时未开机，其机会成本需要在第二阶段计算，并在实时市场出清时纳入系统整体运行成本。

对于第一类同步备用机组，无论是否调用备用容量，当非同步备用出清电价大于0时，其补偿价格为同步备用市场出清电价。当非同步备用出清电价为0时，需要区分是否调用备用容量，如无事故发生，则不获得补偿收益；出现备用容量调用时，则按照50美元/兆瓦时进行补偿。第二类同步备用在未发生同步备用调用时能够按照实时市场出清的同步备用容量和价格获得收益。在调用同步备用时，除获得同步备用市场收益外，还可获得相应的电能量收益。

对于第二类同步备用机组，如果机组在系统需要调用同步备用时，无法按照中标容量和相应技术参数提供有效出力，PJM会对一段时间内该机组获得的所有同步备用收益进行追回。非同步备用的收益计算与同步备用基本一致，不同的是当调用备用时，会按照其实际响应容量进行补偿，并不会因其响应容量不足，对之前收益进行追回。

同步、非同步备用需求确定和费用分摊原则：主要根据该时段出力最大的在线机组或单一故障引发的多台机组跳机所产生的功率缺额。其中，同步备用需求等于上述功率大小，基本备用需求等于上述功率大小的1.5倍。在市场出清过程中，PJM构造了同步备用和基本备用需求曲线，基本形状如图2所示。

PJM调度机构是实时市场中系统备用的唯一购买方，备用购买成本要按照各LSE实时负荷所占比例向LSE进行分摊。PJM允许市场主体通过场外双边合同、调用自备机组等方式来履行备用成本分摊责任。

PJM市场中机组全成本补偿机制

系统留存运行备用就是为了保证有足够的可调用容量，满足系统安全稳定运行需要。从更广义的角度上来说，机组在某一时刻提供给调度机构的可调用容量，且能够按照调度指令执行发电计划，满足特定条件下系统安全运行需求，都是在提供“备用”。PJM市场中对于在日前市场中提供了发电容量，而且能够在实时市场中保证“兑现容量”的机组，除了可以获得相应市场收益外，还能够获得成本补偿，补偿前提是提供系统“需要”的容量，即按照系统的调度指令和要求的技术参数安排机组出力，是否遵照调度指令是机组需要承担多少系统运行备用成本分摊和能够获得多少成本补偿的判断依据。因此，PJM市场中通过对机组在日前和实时市场中向系统提供的“总价值”和已经在市场中获得的“总收益”进行分析，对按照调度指令运行的机组进行全成本补偿，这部分成本也被称为上抬费用。

日前市场运行备用成本补偿

日前市场运行备用补偿的关键是机组开机和空载成本。日前阶段，机组是否遵照调度计划，主要看机组能否按照调度指令开机。机组日前市场“总收益”是日前市场电能量收益，“总价值”是机组开机、空载成本及机组日前报价和计划出力的乘积。从计算逻辑上可以看出，如果机组已经从市场中获得了高于报价的电能量收益，超出部分抵消机组部分启动和空载成本补偿。

实时市场运行备用成本补偿

PJM市场对于机组实时运行中的备用成本补偿基本逻辑与日前市场备用成本补偿基本相同。为避免重复补偿，日前市场运行备用补偿收益需要在实时市场中进行扣减。在实时市场中，机组的“总收益”包括实时市场电能量收益、日前备用补偿、日前备用市场超额收益、同步和非同步备用市场超额收益，以及提供无功辅助服务的相应收益。所谓超额收益指的是机组在相对应市场获得的市场收益大于其对应报价（成本）的部分。“总价值”为该机组的运行备用期望出力（Operating Reserve Desired MW，ORD）和实时市场报价的乘积。

ORD是调度机构期望机组所达到的出力，是计算机组实时市场运行备用补偿的关键参数，其直接决定了机组实时市场“总价值”，还会影响“总收益”中机组实时市场电能量收益的计算。同时，ORD是计算机组偏离调度指令程度的重要指标，如果机组偏离调度指令运行，则需要承担系统中实时市场运行备用成本的分摊。ORD的计算反映了PJM 市场设计中“谁产生，谁承担”“谁贡献，谁收益”的基本逻辑。

在计算机组某时刻ORD主要根据四个指标，实时出力（Real-Time MW，RT）、爬坡约束期望出力（Ramp-Limited Desired MW,RLD）、调度下达的机组运行功率基点（Unit Dispatch Signal MW,UDS）和基于母线节点电价的期望出力（Dispatch LMP Desired MW, LMPD）。ORD计算方式具体如表1所示。

其中，RLD主要解决了关联时段实时调度指令的衔接问题。

图3为实时市场调度指令下发流程简图，虽然T时段机组是按照T-2时刻所下达的功率基点在运行，T-1时刻系统已经下达了新的调度指令，机组需要在T时段参考新的调度指令，保证机组能够在T+1时段达到系统要求的功率基点。在计算T时段功率基点时，因为只有机组T-2时刻实际出力，只能对T-1时段机组出力进行估计，根据机组当前的实际出力、机组爬坡速率和T-1时刻的功率基点，估计出机组能够达到的出力水平。RLD计算采用这种方式，一方面考虑了系统最新的实时出力功率基点，另一方面也避免对机组可能出现的累计偏差考核，尽量将各个时段的机组偏差计算进行解耦。基于上述计算逻辑，在机组向上爬坡时，一般RLD小于UDS，在机组向下爬坡时，一般RLD大于UDS，RLD是一个更平缓的计量指标。PJM计算机组出力与调度指令偏差率取的是该时段机组RT和UDS、RLD偏差率的较小值，但是当RLD、UDS均不可用，或者机组出力偏差率已经超过20%，那么LMPD将被作为该机组系统期望出力，此时能够纳入补偿的电量一般最少。

补偿费用分摊原则

对于日前运行备用补偿成本分摊：根据市场主体在日前市场中标的负荷量占全系统中标负荷的比例进行分摊，市场主体日前中标电量包括日前市场出清的负荷、虚拟负荷投标、up-to congestion交易中的下网节点电量和向区域外售电量。

对于实时运行备用补偿成本分摊：一是根据备用分区，分区承担各自分区内的运行备用成本，一般来说，在345千伏电压等级范围内产生的实时运行备用成本，需要在整个PJM的RTO范围分摊，小于等于该电压等级产生的成本则是在各个分区内分摊。二是根据运行备用产生原因。系统需要实时运行备用，一方面是因为市场主体实时的发用电计划与日前申报量存在偏差；另一方面是为了保障系统安全稳定运行。对于因偏差产生的运行备用成本，需要按照市场主体日前和实时计划偏差进行分摊，对于保障全系统安全稳定运行的运行备用成本则是按照市场主体实时的负荷占比进行分摊。

对于需要按照实时负荷占比分摊的实时运行备用补偿成本，主要有两部分，一是在运行日前，调度为保证系统安全运行所调用机组而产生的运行备用成本，比如调度根据可靠性要求，调用机组提供超过实时负荷所需发电容量和备用容量外的额外发电容量；二是调度要求部分灵活机组在运行日开机，但机组所在母线节点电价低于机组对应出力报价，由此产生的补偿成本。对于需要按照日前计划和实时计划偏差分摊的实时运行备用补偿成本，主要有两部分，一是在运行日前，PJM根据实时负荷预测增开机组，用于满足实时负荷和备用需求；二是除了机组所在母线节点电价低于机组出力对应报价以外所有的运行备用补偿成本。

计算市场主体日前和实时发用电计划偏差，需要包含所有负荷侧和发电侧主体。对于用户侧主体，其偏差电量是日前计划出清所有负荷量（包括计划负荷、虚拟负荷投标等）与实时市场用电量的偏差。偏差电量计算方式具体如表2所示。

从偏差电量计算方式可以看出，机组可调度程度越差、偏离调度指令的程度越大，其偏差电量越大，分摊的运行备用补偿成本比例也就越高。

对于我国市场建设的启示

当前，我国中长期市场、现货市场和辅助服务市场有序衔接的电力市场体系已基本建立。但备用市场和对机组的成本补偿还处于起步探索阶段，特别是现货市场运行以后，预留备用容量的大小和时段不同，可能会对机组现货市场收益产生较大影响。PJM备用市场组织方式和对于机组提供运行备用的补偿机制，对于进一步完善我国电力市场交易机制具有一定的借鉴意义。

一是要考虑机组提供备用容量所损失的机会成本。PJM的日前和实时备用市场都采用了将电能量和备用、调频等辅助服务品种联合出清的方式。联合出清可以更经济地考虑机组额外预留备用容量所损失的机会成本，将机会成本纳入了系统整体运行成本优化中，使得形成的备用价格信号在激励机组提供系统所需备用容量的同时，也保证了备用调用的经济性。目前，我国大部分省份电能量市场和备用市场是分开组织，这种组织形式有利于市场快速起步，尽快从计划模式向市场化方式转变。但在一定程度上也影响了合理市场价格的形成和市场运行效率。电能量市场和备用市场本质上是对发电主体可用发电容量的分配，若分开组织必然会引导市场主体考虑在两个市场中能够获益的容量价值，在市场报价中考虑另一个市场损失的机会成本，通过套利尽可能最大化自身效益。从长期来看，市场价格大概率会与联合出清方式下的价格趋同，但是却增加了主体交易成本和监管难度，如果市场主体对机会成本出现错判，可能导致市场价格失真，导致市场偏离经济运行目标。

二是明确备用需求确定标准和原则。电力系统运行特性决定了调度机构是备用等辅助服务品种的唯一购买方。PJM也采用调度机构统一购买，事后进行费用分摊的方式，因此严格来说PJM的备用市场是一个“半计划”市场。由于备用需求会直接影响机组在电能量市场中的可用容量，必然会对电能量市场产生影响，比如当备用不足时，备用价格就会反映到现货电能量节点电价中。PJM区域内的日前备用、同步备用和非同步备用需求均有明确的计算确定原则，按照北美可靠性委员会（NERC）的标准确定备用预留容量，在规则中也明确地列出调度机构在遇到不同极端条件时，按照什么原则增加备用需求。明晰的备用需求确定标准，配合完善的市场信息披露，能够给市场主体更清晰的预期。同时，PJM规则中允许市场主体通过更加市场化的方式完成备用承担责任。市场主体均可以通过签订双边合同购买日前备用、同步备用、非同步备用，PJM市场会及时更新不同备用品种出清价格，给市场主体签订双边合同提供价格参考。

三是建立合理的机组全成本补偿机制。PJM对机组进行全成本补偿主要有两方面意义，一是补偿机组无法通过市场获得的合理收益，二是引导机组按照调度指令运行。补偿机组无法通过市场获得的合理收益，是保障电源企业投资积极性，保证系统发电充裕度的重要措施。根据ORD对机组进行成本补偿和成本分摊，能够对机组遵守调度指令产生激励相容的反馈，引导机组按照调度需求出力。因此，机组全成本补偿不是只考虑机组运行自身产生的成本，还需要考虑机组提供给系统的可用有效、能够遵守调度指令的容量运行产生的成本。这需要建立与市场运营、系统运行相适应的机组运行评价指标，明确机组偏差责任，PJM市场的监管机构也一直在研究新的机组出力和调度指令偏差率计算指标，保证费用分摊更加合理。此外，对机组进行全成本补偿，必须要建立机组相关成本参数的核算机制，比如机组的启动、空载成本、可用的参考成本报价等关键参数。从PJM市场的运行经验来看，备用市场的竞争性都相对有限，市场集中度较高，因此PJM的同步备用市场被设计成一个基于成本报价的市场。这就需要对机组提供备用所产生的运维成本进行核算，这是保证同步备用市场竞争程度，通过市场机制优化系统运行成本的关键。

四是坚持“谁收益、谁分摊”备用成本分摊原则并细化分摊方式。从成本分摊角度，PJM运行备用购买和补偿成本主要由用户侧主体按照负荷或者电量占比进行分摊，因为用户是享受系统安全可靠运行的最主要受益主体。在实时运行备用补偿成本分摊中，PJM将调用运行备用补偿成本进行了分类，分成“全网分摊”和“偏差分摊”两个类型，进一步细化责任承担主体，同时对用户侧、发电侧市场主体一视同仁，所有被认定产生偏差的市场主体都要承担“偏差分摊”的运行备用补偿成本。我国的辅助服务费用分摊原则需要进一步完善细化，真正做到“开源节流”， 尽量不区分用户类型或电源类型，按照技术中立原则制定统一的调度偏差计算规范。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年04期，王昊婧供职于国网北京市电力公司北京电力经济技术研究院，武赓供职于电力规划设计总院，曾鸣供职于华北电力大学经济与管理学院