電力現貨模式下的機組經濟調度研究

張寶國

（華電國際電力股份有限公司十里泉發電廠，山東 棗莊 277103）

我國向國際社會承諾，“力爭在2030 年之前達到二氧化碳排放量的峰值，力爭到2060 年實現碳中和”，作為減少碳排放的主要行業，加快電力行業的調整，促進電力結構向清潔低碳轉型的目標應更加明確，并促進以電力為中心的能源系統的建設。如何又快又好地完成轉型目標，發揮市場在資源配置中的決定性作用，關鍵在于電力現貨市場建設。

1.電力市場形勢[2]

2020 年前三季度，全國新增裝機容量7224 萬千瓦，同比增加769 萬千瓦，其中非化石能源發電裝機繼續加大，新增容量4288 萬千瓦。全國發電設備平均利用小時2758 小時，同比減少98 小時。市場交易電量同比增長16.2%，在社會總電力消費中的比重同比增長。全國電力交易中心共組織完成市場交易電力22564 億千瓦時，同比增長16.2%。其中，全國電力市場中長期直接交易總量為17674 億千瓦時，同比增長17.7%，占全社會的比重為32.6%，同比增長4.5%。

2.某現貨試點整月試結算分析

2.1 電力現貨模式下發電側風險分析

現貨市場中的中長期交易采用帶曲線交易方式，將合約電量分解至分時電量，中長期合約可以使市場主體避免暴露在現貨價格波動風險之下；做好中長期合約與現貨的配合，中長期合約分解與現貨電能量報價策略密切相關，實際發電曲線與合約分解曲線的偏差特別是在峰谷段的偏差可能會造成偏差電費較大；中長期合同以內的電量，應基于邊際成本報價，合約電量外抬高現貨報價，提高峰段價格[4]。現貨市場基于一個簡單的邏輯，即使有中長期合約避險，低于邊際成本的電是不該發的，在實際發電生產中，出于穩定方式需求，第一個負荷點報價一般遠低于邊際成本，然而在中午現貨價格遠低于發電成本時，機組因為最低技術出力限制，無法最大限度降低發電出力[5]。

2.2 調頻收益分析

在調頻市場中，同樣存在電能量市場中的問題，即調頻補償能否彌補電能量成本，而且調頻機組存在可能的電能量損失。在某些電價極低的日期，投調頻可能帶來電量上升，但如果調頻價格過低，甚至無法彌補火電廠的變動成本。我們對調頻機某日出清結果進行復盤，調頻投入提升了機組負荷率8%，若調頻出清價格低至一定水平，調頻帶來的綜合收益為負[6]。

3.報價策略與機組經濟調度

在參與現貨市場過程中，合理利用現貨交易規則，基于負荷預測，綜合全網機組容量及最低、最高技術出力等信息，預測市場出清價格和機組中標出力區間，根據實際情況靈活調整各機組現貨電能量報價負荷區間段，以實現經濟效益最大化。考慮調頻中標對負荷曲線的修正因素后，計算綜合收益，反復迭代運算得出電能量報價及調頻報價最優解。

3.1 基于電能量與調頻綜合收益最大化的現貨定價數學模型[7][8]

目標函數:最大化發電凈利潤

其中，N——一次做N 天的利潤核算

M——共M 臺機組

Pi——運行日i 時刻出清價格

α——為因為中標調頻帶來的效率損失因子

Pci——機組某時刻邊際成本，和機組的運行參數等相關

Qi——運行日i 時刻上網電量

CAGC——調頻凈收益

β——負荷預測偏差修正因子

Qci——調頻出力基值

YAGC——調頻出清價格

YAGCmax——調頻出清價上限約束

YAGC(Pk, Qk, YAGCK)——基于歷史電能量價格，電能量電量，調頻出清價格擬合出的調頻報價

γ(Q)CAGCF——調頻分攤(與實際上網電量相關)

Dj——發電單元第j 次的調節深度，n 為日調節次數

模型運行邏輯如下：基于全網負荷預測預設全網發電側不同效率的機組報價；基于機組報價與負荷預測、正負備用等情況進行機組組合預出清(SCUC)；基于SCUC 確定運行日全天出清價格曲線以及目標機組運行日負荷曲線；通過對目標機組的報價調整確定新的運行日價格曲線和負荷曲線；對目標函數進行求解，對電能量和調頻聯合出清進行優化，通過反復的迭代運算確定電能量報價以及調頻報價，求解中確定調頻報價區間，確保調頻中標情況下盡可能提升調頻收益，這是發電側長期博弈的過程；事后對市場主體行為復盤分析，優化改進報價模型。圖1、圖2 為模型運算出的某運行日的機組負荷曲線、價格預出清結果以及調頻報價。電力現貨市場中，市場主體的行為、出清結果等是互為因果，相互影響的，在反復的迭代求解中才能逼近最優策略。

圖1 預測與實際價格（單位：元/MWH）

圖2 機組預出清負荷及電價（單位：MWH，元/MWH）

3.2 發揮機組的比較優勢

現貨報價調電意味著調度權的部分轉移，也為發電企業優化運行方式提供了一個很好的基礎。對于一個具有多臺不同機組的發電企業，基于價格預測和負荷預測，可以實現機組間的電量轉移，充分發揮低能耗機組成本優勢，在電能量市場爭取高收益，高能耗機組應加強靈活性改造，重點在輔助服務市場獲取收益。同時合理安排檢修工期和檢修計劃，對于某些缺陷可以安排在電價低的時刻或者日期進行消缺。

4.短期與長期

4.1 短期視角

對機組進行靈活性改造。隨著新能源裝機大幅增長，未來火電更多是作為調節電源在系統中承擔調峰作用，電能量收益下滑的大趨勢下，火電廠如果還能在電力市場生存，必須提高在輔助服務市場的盈利能力。改造后火電機組最低技術出力丹麥最低至15%，德國最低至25%，這充分說明通過靈活性改造是可以提高機組調峰性能的。降低經營成本，建立科學的激勵辦法。轉變將發電量作為考核指標的傳統觀念，在電價高的時候多發效益電，少發低于邊際成本的電。建立科學的節能管理方法與激勵，進行發電成本管控，在殘酷的市場競爭中占據比較優勢。

4.2 長期視角

一是建立報價決策數據庫。建立負荷預測數據庫。做好供需分析，預測全網開停機容量、最高最低負荷等情況，做好備開備停機組序列，對于可能影響新能源電源出力的風光信息、網絡約束信息等各種因素的影響進行量化，隨著現貨的進行逐步完善數據庫。[9]建立發供電及直調公用火電機組實時運行情況數據庫。基于每日發電供電生產日報，明確全網負荷需求以及機組和輸配線路檢修等情況，準確把握火電機組運行、檢修、備用等信息，及時做出機組運行、檢修、備用狀態的調整以及報價策略的改進。建立發電成本核算數據庫。通過生產管理及經營管理部門提供的生產指標統計報表、經營管理統計報表等數據，準確核算供熱季與非供熱季的機組能耗情況和各負荷區間段發電成本，基于發電機組邊際成本，制定不同機組、不同工況、不同季節的報價方案。二是構建完善的現貨交易管理體系。形成多部門協同聯動機制，依托報價決策數據庫進行運行成本測算，通過有效的措施執行和反饋制度，保安全增效益。建立現貨交易分析制度。策略部門對每日的現貨交易運行情況進行分析，總結經驗、分析不足，逐步完善現貨市場報價管理體系。建立風險控制機制，基于報價評價體系做好風險控制工作，一是中長期合約分解的量價，統籌規劃各機組的合約分解以及發電權交易，二是做好信息搜集，對于報價策略的制定應有所限制，在限制范圍內發揮交易員的能動性，在風險可控范圍內實現利潤最大化。