申先斌

（广东粤电靖海发电有限公司，广东揭阳 515000）

0 引言

2015年“9号文”的发布奠定了第二轮电力改革的方向，开展建设由垂直一体化的计划性发用电逐步转为通过市场价格引导的电力市场，在“1+6”配套文件的指导下，输配电环节引入社会资本，大力发展增量配网的建设；发电侧逐步减少计划电量，增加市场电量份额，加大对电力用户释放电改红利；售电公司和电力市场用户数量呈指数型增长，“管住中间，放开两头”的电改理念已深入人心。俗话说，“无现货，不市场”，国家发改委、能源局发布的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》选择南方（以广东起步）、浙江、蒙西、山西、福建、山东、四川、甘肃等8个地区为第一批电力现货市场试点。广东省已于2018年9月出台首部电力现货市场运营规则并启动试运行，甘肃、山西电力现货市场也于2018年底投入试运行，其余5个地区2019年上半年也将同步推进电力现货市场试运行。南方（以广东起步）电力现货市场引鉴美国PJM电力市场模式，采用中长期+现货市场构架，以中长期市场合约锁定交易市场主体大部分收益，现货市场采取日前市场全电量竞争，日内市场实时出清的方式协调机组开机组合和交易电量。

1 统调负荷与联络线功率的变化

2018年广东省统调负荷最高达1.08亿千瓦，日内负荷曲线呈“三峰三谷”状，负荷差可达0.40亿千瓦。日前市场采用安全约束机组组合（Security Constrained Unit Commitment，SCUC）和安全约束经济调度（Security Constrained Economic Dispatch，SCED）模型进行出清，得到次日96点机组开机组合和机组出力曲线。实时用电负荷的波动直接影响机组出力的变化，当某一节点负荷增加时，可能会调用报价更高的机组或同一机组的高价出力区间，此时节点电价也会随之发生变化。联络线功率对节点电价的影响与负荷的变化一致，广东电网通过“八交九直”高压输电线路同中西部电网联网，全省用电量约三分之一为外受电。联络线送入电量增加，省内发电需求降低，此时在满足输电约束的条件下，节点电价也会随着机组出力的下降而变化。

2 发电机组物理参数

机组物理参数对节点电价影响主要有2个方面：一是机组本身的出力受限；二是不同机组间爬坡速率的不同。对某一节点而言，当负荷增加时，应按序调用低价机组直至满足负荷需求，如果某低价机组因自身或其他原因出力受限，系统无法调用其价格排序中的中标出力，只能调用出力未受限但价格更高的机组，此时节点电价相应发生波动。煤机、燃机、水电机组及其他新能源机组的负荷调节速率各不相同，目前广东进入市场的机组以煤机和燃机为主，煤机装机容量占比高，但爬坡速率较慢，燃机则相反。在负荷高峰阶段，当低价煤机受爬坡约束时，系统需要调用高价燃机快速增加出力，以支撑负荷变化，因此爬坡阶段将由燃机定价；当负荷高峰或快速爬坡结束，煤机出力增加，燃机将逐渐减少至最少技术出力，此时将转回煤机进行定价。

3 输电线路阻塞与开停机状态

电能的不可大规模储存和发用需实时平衡特性决定了电力现货市场有别于其他现货市场，在满足价格排序条件的同时，需要综合考虑输电线路阻塞问题。以某地区A、B节点为例，如果2个节点间输电线路不存在阻塞，A节点便宜的电能供给B节点用户，则A、B节点电价一致且由A节点边际机组的报价定价，如果A、B节点间发生输电阻塞，A节点机组无法完全承担B节点用户负荷需求，需要调用B节点的价高机组进行发电，此时A、B节点的电价将由各自的边界机组进行定价。输电线路阻塞会产生阻塞盈余，对于阻塞管理，PJM市场成员可进行固定输电权（Financial Trans-mission Rights，FTR）拍卖交易，以抵消线路阻塞对自身节点现货价格波动的风险，广东电力现货市场利用中长期交易锁定市场主体大部分收益，用以规避线路阻塞等因素引起的现货价格波动风险。除了线路阻塞，机组的开停机状态也会影响节点电价。一般情况下，负荷越高，节点电价也会越高，然而由于燃煤、燃气机组都存在最小技术出力，机组的最小出力部分纳入优先出清序列，当负荷增加到需要新增开机时，新开机组必须要承担一部分负荷，此时其余机组承担的负荷相对减少，节点电价有可能反而下降。

4 辅助服务市场

为保证电能质量和电力系统安全可靠运行，市场成员可以提供调频、调峰、旋转备用、冷备用、无功调节和黑启动等一系列辅助服务。为了配合电力现货市场建设，调动市场主体提供更优质的调频辅助服务，广东省调频辅助服务市场已于2018年9月开始试运行。市场建设的目标是通过能量市场、调频市场和备用市场的联合出清，实现全系统的购电成本与辅助服务成本之和最低，届时燃机和部分综合调频性能较优的煤机将预留部分负荷空间参与调频，在负荷高峰阶段，这部分预留负荷无法调用，类似机组的出力受限，因此也会影响机组所在的节点价格。

5 发电机组报价

当系统存在网络阻塞时，节点电价在数值上未必与机组报价相对应，某些情况下，节点价格可能高于最高机组报价，也可能低于最低机组报价，极端情况下节点电价可能为负值。下面举一例说明：

图1为三节点系统：1#点和2#点分别有1台机组G1、G2，出力均为100 MW，报价分别为100元/（MW·h）和200元/（MW·h），3条输电线路电抗值图，忽略其他影响因素，3#点处需要输出80 MW的电能。如果1#～3#线路限载40 MW，求3#点处节点电价？

图1 三节点系统节点电价组合

首先分析图1中系统的最优调度情况。由于G1电价比G2便宜，出清模型优先调用G1向负荷供电，但由于1#～3#线路存在输电阻塞，以最优经济调度为目标，根据基尔霍夫电压定律和电流定律，列出潮流平衡方程：

联立求解得：FG1=40 MW，FG2=40 MW。

根据节点电价的定义，为求3#点处的节点价格，需要在3#点处增加1 MW的负荷需求，再次列出潮流平衡方程:

联立求解得：FG1=38 MW，FG2=43 MW。

即3#点处每增加1 MW负荷，为保证1#～3#线路潮流不越限，需要G2增加3 MW出力，G1减少2 MW出力。

计算得3#点处节点电价：P3=3PG2-2PG1=400元/（MW·h）。此时3#点处节点电价与2台机组报价非正相关。由此可知，当存在输电阻塞时，部分节点电价可能由其他节点的发电机出力增减数量及其价格综合决定。

上例只是简单的三节点系统，推广到实际运行的输配电网络，情况将复杂得多。

6 结语

现货市场具有发现价格、激励响应、促进竞争、优化配置、管理阻塞、调节偏差等作用，要建立一个健康稳定运行的电力现货市场，实属不易。作为发电侧，日前市场电能量报价需要综合考虑全市场外购电量和市场电需求总量、自身机组检修状态、所在物理节点通道阻塞情况、同节点竞价机组参数和开停机状态等相关实时信息，才能更准确地进行机组报价，争取最大的经济效益；对于负荷侧而言，用户如何选择优质的售电公司代理电量，售电公司怎样准确地进行负荷曲线管理和客户甄选，也是当下热议的话题。