PJM 電力市場風險管控措施及對南方區域的建議

王子強，李豹，杜哲宇，季天瑤，黃佳璽，龍志豪，荊朝霞

（1.中國南方電網電力調度控制中心，廣州510663；2.華南理工大學電力學院，廣州510641）

0 引言

隨著南方區域電力市場化改革穩步推進，逐步改變了以往計劃方式下的電網運行模式，對電網運行風險管控帶來了深遠的影響。尤其是廣東電力現貨市場投運以來，電網運行方式更加復雜多變、不確定性大幅增加，實際運行中電網壓極限運行概率明顯增加，電網安全運行裕度降低，對電網運行風險閉環管控，包括風險識別、風險評估、風險控制等均帶來巨大挑戰［1］。

自從各國開展電力市場化運作以來，電力市場運行的不同階段會產生不同種類的風險，學術界針對不同種類風險的管控機制已經開展了多角度的研究和探索。文獻［2-3］概述了電力市場交易引發的外部風險和內部風險，認為發電企業應通過自己的合理報價行為，采取最為有利的市場博弈策略進行發電交易報價，以實現對多種交易風險的有效管控。文獻［4-5］針對電力市場價格波動風險，提出了不同的信號處理預測電價方法，用以評估市場風險并調整金融衍生品頭寸。文獻［6］主要介紹確定性方法、概率方法和風險方法的穩定性分析的3 種方法，綜述了風險管理在電力系統和電力市場中的應用，提出了一種基于風險的電力市場穩定性定量研究方法。文獻［7］認為電力市場穩定問題本質上是一個風險管理問題，基于風險的電力市場穩定性定量分析方法可以實現穩定與經濟之間的最佳平衡。文獻［8］對PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland）和Nord Pool 的各種風險對沖金融工具，如輸電權、期貨、遠期和差價合約進行了研究。這些風險管理機制可以進一步用于不同市場環境下的擁擠收益分配、投機或套利。文獻［9］引入了多時段風險控制框架，以展示監管者用來降低市場風險的方案，包括事前、實時和事后方法，并且總結了市場參與者使用的各種風險對沖措施，包括簽署衍生合約和交易組合優化。

以前的研究主要集中在針對電價波動和穩定性控制的風險管理措施，以及說明不同的風險對沖工具的使用。然而，市場監管者和經營者更關注的是如何制定降低市場風險的方案，這在以往的研究中很少得到總結，更加缺乏系統性總結某一市場的措施。

所以，為了進一步做好電力市場環境下的電網運行安全風險管控，本文通過梳理總結PJM 的風險管控機制，探究隨著電力市場改革的深化如何更好地進行風險管控，保證電網運行的安全區可靠性。PJM 作為美國最大的互聯電力系統［10］，其市場建設已比較完備，當前運行的市場有電能量市場、輔助服務市場（備用市場和調頻市場）、中長期容量市場、及中長期金融輸電權拍賣市場等［11］。

盡管PJM 的電力系統設計、規劃和運行良好，但是同其他電力系統一樣，系統運行總是存在不確定性。不確定性來自每個系統組成部分，由于天氣、特殊事件、服務中斷、環流等不確定因素對電力系統運行構成各種風險，電力系統故障的后果影響經濟、環境和安全等多個方面。電力市場環境下面臨的運行安全風險包括外部風險和內部風險，其中外部風險又包括自然環境風險和社會經濟風險，內部風險主要包括：電力物理系統風險、技術支持風險、市場結構風險、市場主體風險、市場運營風險、交易機構風險、調度機構風險、信用風險、合同風險。因此，PJM 在系統運行和市場運行方面采取了多種措施來管理和減少風險，以確保在任何一個部件出現故障后，輸電系統的狀況維持在可接受的水平［12］。

針對PJM 市場，風險管控可以從兩個維度去分析，一是電力系統物理運行措施，這些措施能夠直接減少系統運行的安全風險，其核心是系統可靠協調，以保證整個大容量電力系統的穩定可靠；二是基于電力市場的方法，通過市場價格信號影響市場參與者的決策行為，進而間接提高電力系統的運行可靠性。本文將從電力系統物理運行和電力市場兩個方面分析PJM 的風險管控措施，并與南方電網措施相對比，總結對南方電網風險管控體系建設的一些建議。

1 電力系統物理運行風險管控策略

PJM 的系統運行要符合區域可靠性標準。系統運行的基本目標是確保大型電力系統能夠在預期的正常和應急情況下可靠運行。這種經營理念貫穿于系統運作的各個方面，也體現在市場運作中。

本文將從事前、事后兩方面分析PJM 物理運行風險管控策略。

1） 在風險事故發生前PJM 通過長期、短期和實時的措施對電力系統運行風險進行管控。其中最重要的是短期和實時的措施，包含系統可靠性協調和資源充足性分析，前者保障系統運行的安全性與可靠性，后者保障發電的充裕性；

2） 在風險事故發生后PJM 通過緊急中斷程序和系統恢復程序對發生的事故進行處理。

PJM 物理運行風險管控策略的各部分措施如表1所示。

表1 PJM物理運行風險管控措施Tab.1 PJM physical operation risk management and control measures

1.1 事前措施

按照實施操作考慮的時間跨度區分，PJM 的事前風險管控措施可以分為長期、短期和實時，現對每部分進行說明。

1.1.1 長期性措施

PJM 風險管控的長期性措施主要是針對電力系統運行和維護兩方面。針對電力系統運行方面進行季節性運營研究，在電力系統維護方面通過停電協調保證電力系統設施維護的能夠正常、安全地實施。

1）季節性運營研究

PJM 運營評估工作組負責進行季節性運營研究（每年兩次：夏季和冬季）。該研究評估了在即將到來的旺季期間的PJM 電力系統運行情況，確定PJM系統標準可靠運行的能力。研究結果是基于假設的系統條件，跨區域研究和評估是有關即將到來的旺季預測條件的重要信息來源。此類研究的結果分發給PJM 操作人員，以確保他們從所有此類分析中受益。

2）停電協調

停電協調分為發電中斷和傳輸中斷兩種情況，當發電所有者和輸電所有者對設施進行檢修和維護時，必須在停電開始日期之前在電力調度員應用和報告工具（electronic dispatcher application and reporting tool，eDART）中針對所有停電向PJM 提交/傳達停電請求。PJM 員工需要分析提交的中斷申請，以確保中斷不違反PJM 可靠性標準和市場規則，各方會為分析人員提供系統研究所需的所有相關信息，例如關鍵設施狀態、負荷、發電量、運行儲備預測［13］。

需要強調的是，PJM 不會安排停電計劃，只會接收/拒絕停電請求，且只有在停電計劃違反可靠性標準時拒絕中斷請求。計劃和維護發電中斷請求通常由PJM 通過它們向eDART 提交的順序來確定優先級，越早提交優先級越高［14］。

以傳輸中斷為例，當請求被提出后PJM 處理中斷請求流程如圖1所示。

圖1 傳輸中斷請求流程Fig.1 Request flow for transmission interruption

1.1.2 短期和實時性措施

這是PJM 風險管控體系最重要的兩個部分。通過可靠性協調措施確保其可靠性協調區內可靠地運行大容量電力系統以及所負責的部分低壓設施；在資源充足性分析中通過對發電、輸電和負載三方面的計算分析來確保發電的充裕度。

1）可靠性協調

系統可靠性協調最主要的部分是PJM 對其區域進行當日和次日可靠性分析，以確保大容量電力系統能在正常和緊急狀態下運行［15］。

每日PJM 都會利用停電計劃、預測負荷、發電承諾和調度以及預期的網絡交換進行次日安全分析，包括關鍵接口的應急分析和電壓穩定性分析。這些分析模擬當天的峰值條件，并利用第一次應急（N-1）分析進行。結果和緩解措施記錄在次日安全分析報告中，并分發給PJM 員工和相鄰的可靠性協調員。針對第二天在安全分析中的潛在違規行為制定緩解計劃，緩解的形式包括啟動額外的發電機組、系統重新配置、發電重新調度、啟動傳輸負荷減載流程。

在當日可靠性分析中PJM 采用實時監控網絡分析工具來檢測可靠協調區域內任何潛在的系統風險，采用包括狀態估計器和應急分析、狀態和模擬報警、墻板式PJM 傳輸系統概覽、傳輸系統線路圖、調度交互式地圖應用程序、傳輸限制計算器、電壓穩定性分析、瞬態穩定性分析、交易時間表、安全約束經濟調度、調度員管理工具、智能事件處理器等各種針對不同環節的具體分析工具整體性系統檢測電網各參數，從而實時識別可靠協調區域內任何潛在的不滿足安全性的違規行為。

2）資源充足性分析

PJM 內電力服務的可靠供應取決于充足和安全的發電和輸電設施［16］。具體而言，確定所需的發電：（1）提供電能以滿足客戶負載，尤其是在高峰需求時期，例如熱浪或寒流。（2）確保發電系統的可靠性達到可接受的水平。

PJM 的可靠性保證協議中定義了有關PJM 資源充足性的一般要求和義務。PJM 負責執行研究，以計算滿足定義的可靠性標準的資源容量。該計算過程由資源充足性分析小組委員會審查，主要進行以下3種分析。

（1） 裝機容量備用裕度和可靠性分析：通過考慮天氣和預報不確定性造成的負荷變化以及機組停運等因素，在預測高峰負荷以上預留容量以滿足負荷需求。

（2） 負載交付能力分析：對在不同傳輸限制下向不同目標的負載交付能力進行分析測試，以確保所需的容量資源可交付給負載。

（3） 有效承載能力分析：確保在負載不確定性和資源性能不確定性下資源認可的投資組合能夠正常運行。

資源充足性分析會與容量市場機制相配合，確保在長周期下系統容量的充裕度。但更多是在日前和實時市場中運用，PJM 為了將現貨市場與實際系統運行結合起來，在現貨市場出清后進行資源充足性分析，以確定是否需要增加任何發電機組以提供足夠的能力來滿足預測的負荷和運行準備。

1.2 事后措施

1.2.1 緊急中斷程序

對于每種緊急情況PJM 都會事先規定好遭遇緊急情況時各方的應對措施，例如容量緊急情況、天氣/環境緊急情況、破壞/恐怖緊急情況等，緊急情況發生時會立即啟動對應程序以抑制情況進一步惡化并逐步恢復正常運行［17］。

由于緊急情況或威脅緊急情況、意外故障或其他無法控制的原因而導致計劃外（被迫）停電，即發電機組的全部或部分輸出或容量立即減少或停止服務，擁有或控制發電資源的成員應：1）盡快將意外中斷通知PJM；2）通過eDART 提交計劃外停機故障單；3）在停電開始后盡快向PJM 提供發電資源可用的預期日期和時間，并向PJM 提供中斷的原因［13］。

1.2.2 系統恢復程序

停電后的系統評估是確定整體系統恢復時間的關鍵第一步。雖然PJM 及其成員致力于盡快和安全地恢復互連的完整性，但有多種因素會影響系統恢復。在系統評估之后可以更準確地估計大容量電力系統傳輸的恢復時間和客戶負載恢復情況（核裝置需要額外考慮）。

PJM 系統恢復計劃的最終目標是盡快恢復互連的完整性。一般而言，PJM、輸電所有者和發電運營商采取以下步驟：1）執行系統評估以確定中斷的程度；2）進行黑啟動；3）建立通往其他發電機組、核電站和關鍵天然氣設施的啟動路徑；4）恢復至臨界負載；5）同步和互連島以形成更大的區域；6）連接到外部未中斷區域；7）恢復正常運營。

當發生系統干擾時，根據擾動的程度和擾動后的可用資源PJM 可能會實施“自上而下”、“自下而上”或同時采用“自上而下”和自下而上”的恢復策略來盡快恢復系統［18］。

2 基于電力市場的風險管控策略

電力系統運行與電力市場運行是不可分離的。競爭的電力市場是建立在物理電力系統之上的，可靠的系統運行需要與經濟的市場運行相結合。

PJM 的市場建設是比較完善的，除了電能量市場外，還有著與電能量市場聯合優化的以備用市場和調頻市場為代表的輔助服務市場，以及中長期容量市場和輸電權市場。

PJM 在現貨市場中通過可靠性機組組合保證電力系統實時運行的容量充裕度，通過輔助服務市場來對沖電能量市場運行風險；在中長期市場中通過容量市場保障發電資源充足性，通過輸電權市場對沖阻塞風險從而引導電網規劃和投資。

2.1 可靠性機組組合

可靠性機組組合（reliability unit commitment，RUC）是在日前市場出清的開機方式基礎上再新增機組，為系統提供充裕的可用發電容量以滿足負荷預測與日前出清量之間的偏差，保障日前市場出清結果的可交割性和實時市場穩定運營可靠性的市場工具［19］。

僅通過日前市場確定的開機方式較難滿足負荷預測需求，主要原因為以下兩點。

1）虛擬投標：虛擬資源無實際發電能力和用電需求，但會在日前市場與物理資源同臺競爭，擠占物理發電資源的部分市場空間，由此造成日前市場開機數量偏少無法滿足運行日負荷需求。

2）申報需求偏離實際負荷：日前市場本質上為遠期市場，用戶基于對現貨市場出清價格的預測選擇部分電量在實時市場購買，造成日前需求報價難以接近實際負荷，最終導致日前市場開機數量不足，部分時段需啟動額外機組滿足負荷預測值與日前市場出清電量間的偏差。

PJM 日前市場采用日前電能量和RUC 可靠容量順次出清框架，RUC交易標的為啟停服務。日前市場出清后，可靠性機組組合在日前市場出清結果基礎上，僅新開機組以滿足系統的可用發電容量需要并將新開機組的空載成本及啟停成本最小為優化目標，如式（1）所示。

2.2 輔助服務市場

PJM 的輔助服務產品中只有調頻和備用進行集中式市場化交易，在現貨市場框架下實現了調頻、運行備用輔助服務與電能量市場的聯合運行優化。

2.2.1 備用市場

備用代表在電力系統發生某些事情（例如大型發電機失聯）時“待命”準備服務的發電能力。事件的嚴重程度決定了必須以多快的速度提取備用。PJM 提前一天安排備用，以確保預測的負荷差異和被迫的發電機中斷不會對PJM 輸電系統的可靠運行產生負面影響。

運行備用是指根據運行計劃地保留的發電能力以及可調節的部分負荷容量，是在PJM 調度員的要求下可在30 min 內獲得的出力或可切除的負荷容量。日前運行備用市場是為了獲得30 min的備用資源而建立的市場，可調度的資源包括所有可以在30 min內達到調度指定出力的發電和負荷側資源。

PJM 組織的運行備用市場結構上包括日前電能和計劃備用聯合優化以及近實時分階段的電能、調頻、同步備用聯合優化兩部分。日前市場具有電能市場、計劃備用市場，這兩個市場聯合優化、同時出清。在小時前市場中組織了調頻市場和同步備用市場，分3個步驟與實時電能進行聯合優化。

根據實現運行備用的能源增量貢獻所需的時間，日前運行備用分為一次（緊急）備用和二次備用［14］。

一次（緊急）備用的標準要求是備用要在10 min內做出響應，即在PJM 調度員發出請求后10 min內，所調度的備用就完全轉換為能量或負載。根據提供備用能力的設施的運行狀態，即是否與系統電氣同步，一次（緊急）備用分為同步（旋轉）備用和非同步備用。同步（旋轉）備用指必須由與系統電氣同步的設備提供的在10 min內響應的備用資源。可以同時參與日前運行備用市場和同步備用市場。二次備用可以在PJM 調度員發出請求之后10～30 min 內完全轉換為能量或負載，提供二次備用的資源不需要與系統電氣同步［20］。

2.2.2 調頻市場

PJM 采用雙向調頻服務，調頻需求分別為峰時需求和谷時需求，根據預測的峰荷和谷荷的0.7%來設置調頻需求，并將總的市場調頻需求按照一定方式分配給提供或購買調頻服務的責任主體。

PJM 的調頻市場中的調頻產品可以分為傳統的、速度較慢的A信號（RegA）和新型快速響應的D信號（RegD），兩者共同出清，總量滿足調頻容量需求。PJM 通過收益因子來控制RegD 調頻資源，使其所占比例大約占50%到60%。

PJM 調頻市場和能量市場是順次出清的，即調頻市場在能量市場出清完成后以能量市場決定的機組組合和能量價格作為輸入進行調頻市場的出清［21］。出清流程如圖2所示。

圖2 PJM調頻市場的順次出清機制Fig.2 Sequential clearing mechanism in PJM regulation market

在日前對調頻資源進行報價，申報容量價格、里程價格和調頻容量。PJM 隨后對報價使用收益因子（與該資源信號類型相關）和歷史性能指標進行修正，并將里程報價按里程調用率折算到容量價格，形成修正容量價格和修正里程價格，如式（2）—（3）所示。

時前出清時，根據日前市場節點電價計算各資源提供調頻的機會成本，然后加上里程和容量的修正價格，得到調頻資源的排序價格，如式（4）所示。

式中：pr為排序價格；pao為機會成本。

PJM 按照調頻資源申報價格高低匹配的出清方式滿足總的調頻容量需求。市場出清完成，同步確定調頻機組組合，即確定各調頻資源調頻容量的中標量。

2.3 容量市場

2.3.1 資源充裕度評估

作為一個區域輸電組織，PJM 關注資源充裕度的目的是確定能夠提供預測負荷并滿足PJM 可靠性標準所需的容量資源量。PJM 每年都會對未來11a的資源充裕度進行評估。評估考慮了負荷預測的不確定性、發電容量資源的強迫停運以及計劃停運和檢修停運等因素。PJM 利用資源的裝機容量進行研究。資源的可靠性取決于兩個變量：資源的裝機容量以及對因強迫停運或強迫降額而導致資源不可用的概率的度量［22］。

2.3.2 可靠性定價模型

PJM 容量市場建立了可靠性定價模型，其特點在于：容量拍賣提前3 a 開展；容量需求曲線為傾斜曲線；分區定價，考慮區域輸電約束；容量資源類型豐富，允許規劃中資源參與競爭，目前可靠性定價模型仍為PJM 的發電容量充裕度提供著有力的保障。

在可靠性定價模型下PJM 組織多輪容量拍賣采購所需的容量，包括基礎拍賣、增量拍賣（最多三次）等，雙邊市場為發電投資者提供了彌補容量承諾短缺的機會，保證了容量的交付，也為負荷供應實體提供了對沖區域可靠性費用的機會。多輪容量拍賣保證了PJM 能夠在交付年前購買到充足的容量滿足交付年系統容量充裕度需求。在可靠性定價模型中，若根據拍賣市場的出清函數來采購供電，就能滿足對裝機容量儲備的需求。

2.4 輸電權市場

1998 年PJM 投運了金融輸電權（financial transmission right，FTR）市場，其長期呈現了較穩定的運行態勢。從PJM 關于開展FTR 市場的手冊中，可以總結FTR 三大基本功能［23］：1）幫助市場參與者對沖因現貨頭寸與中長期合約結算點不一致而承受的阻塞風險；2）為阻塞盈余的分配提供公平、透明、且具效率的機制；3）揭示市場對電網未來阻塞狀況的預期和形成基于位置的中長期價格信號，從而最終引導電網規劃和電源投資。

為了更好地管理輸電權的分配和交易過程，PJM 引 入 了 拍 賣 收 益 權（auction revenue right，ARR）的概念。FTR 市場組織方式如圖3 所示，具體工作流程［24］為以下幾點。

圖3 金融輸電權市場組織方式Fig.3 Organization mode of FTR market

1） 準備同時可行性測試模型。PJM 基于電網公司上報的電網拓撲和檢修計劃，構建應用于ARR分配和FTR拍賣的同時可行性測試模型。

2） ARR 分配。用戶向PJM 提交定義了路徑、容量的ARR 申請，PJM 基于同時可行性測試模型進行校核，通過的ARR 即有權分享其對應的拍賣收益，ARR的目標分配量依據每一輪年度拍賣中出售的責任型FTR的出清價格計算的，如式（5）所示。

式中：TARR為該輪拍賣是某用戶的目標分配量；parr為某用戶持有的ARR的量；r為FTR拍賣的輪次。

3） FTR拍賣。PJM負責組織年度、月度集中拍賣以公開發行FTR，并成為所有FTR 持有者的中央對手方。拍賣結束后，PJM 再將籌集的拍賣收入返還給ARR 所有者，后者實質上以獲得拍賣收入的形式提前回收了未來的阻塞盈余。

4） FTR結算。PJM完成現貨市場出清后依據發布的LMP向各FTR持有者兌現阻塞收益。

3 PJM與南方電網的風險管控措施的對比

從上文所述可以看出PJM，從物理系統到電力市場，從長期到短期到實時，都有著完善的監控體系。PJM 還在2020 年專門成立了風險管理委員會用來對PJM 物理系統和電力市場措施進行每月的風險審查。

南方電網現有的電力系統風險管控體系建立在“風險監測-風險辨識-風險評估-風險控制”的統一框架下。通過風險監測識別可能影響電網運行安全的危害因素或預警信息；通過風險辨識對危害進行系統和科學的分析；通過風險評估確定風險因素對電網運行的影響程度；在風險辨識和風險評估的基礎上通過風險控制選擇最優的調整方案，降低風險發生幾率，降低事故結果影響［25］。

南方電網目前的風險管控措施只是針對電力系統運行過程，而且主要是基于設備的短期預測和在線監測。與PJM 針對電力系統運行和電力市場運營的全面的、涵蓋多時間尺度的立體的風險管控措施相比，還有許多需要補充完善的地方。PJM 與南方電網風險管控措施的對比結果如表2所示。

表2 PJM風險管控措施與南方電網現有措施的對比Tab.2 Comparison of risk control measures between PJM and China Southern Power Grid

當前南方區域并未組織RUC，為了保障系統的充裕度采用了按照預測出清、用戶申報結算的日前電能量市場，該方式雖然保障了系統的日內充裕度卻也使得日前電能量價格嚴重失真同時產生發用電不平衡電費。現貨市場中的日前、實時價格難以收斂，進而造成現貨市場中的策略性報價行為增多，反而可能給系統運行帶來新的風險，因此建議在南方區域引入RUC 機制以提高系統的可靠性水平，具體措施參照PJM的RUC組織方式。

南方區域以“中長期+現貨+輔助服務”為主體的電力市場交易體系已具雛形。目前，中長期市場包含9 個交易品種，為市場主體提供了豐富的避險交易工具，發揮中長期壓艙石的作用；現貨市場通過形成連續精準的價格信號，充分發揮市場決定資源配置的作用；輔助服務市場以部分市場化方式實現更細時間尺度內的電力供需平衡。目前，南方區域電力市場已設立了眾多電力輔助服務品種。2022年6 月13 日國家能源局南方監管局印發《南方區域電力輔助服務管理實施細則》的通知［26］。其中基本電力輔助服務包括基本一次調頻、基本調峰、基本無功調節等。有償輔助服務指并網主體在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，通過固定補償方式提供，包括有償一次調頻、二次調頻（包括自動發電控制、先進過程控制）、有償調峰、旋轉備用、冷備用、轉動慣量、爬坡、有償無功調節、自動電壓控制、調相運行、穩定切機、穩定切負荷、黑啟動等。

《實施細則》新增了增加穩定切機、穩定切負荷、轉動慣量、調相、爬坡等電力輔助服務品種；進一步健全了電力用戶參與輔助服務的成本收益分攤機制與新型儲能、抽水蓄能等輔助服務補償分攤機制；并提出“原則上，為電力系統運行整體服務的電力輔助服務，補償費用由發電企業、市場化電力用戶等所有并網主體共同分攤”，以及電力輔助服務補償費用由相關并網主體或電力用戶分攤等。

2020 年10 月國家能源局南方監管局正式印發《南方區域統一調頻輔助服務市場建設方案》［27］，意味著全國首個區域性質調頻市場建設正式啟動。2022 年1 月起，貴州正式加入南方區域調頻輔助服務市場。全國首個區域級調頻輔助服務市場正式覆蓋南方五省（區），調頻市場目前以發電單元的調頻里程為交易標的，采用集中競價、邊際出清、統一定價的方式組織交易。調頻服務提供者在日前進行發電單元里程報價，日內以小時為周期集中統一出清。出清時基于機組綜合性能指標和里程報價兩方面因素決定調頻資源調用次序，并按照實際調頻貢獻和調頻性能補償收益，實現調頻輔助服務的市場化。

調峰是我國與國外存在差異的輔助服務種類，現行電能量交易中機組以最小技術出力為報價起點，因此調峰和現貨市場將呈現短期并存、互為補充的格局。本文從PJM 的角度出發進行論述，所以暫不考慮調峰市場。

南方區域當前容量市場建設尚未完善，且火電機組投資成本回收困難，影響了發電企業投資積極性。容量補償機制簡單易行，適用于電力市場發展初期，并已在廣東得到應用。2020 年廣東發布《廣東電力市場容量補償管理辦法》［28］，按照容量度電分攤標準按月向售電公司和大用戶收取容量電費，根據市場機組有效容量占市場機組總有效容量的比例補償給各機組。廣東百萬千瓦級超臨界機組的邊際煤耗成本約為0.227 元/kWh，僅比邊際機組發電燃料成本低0.022 元/kWh，現貨市場盈利空間極為有限。

南方區域電力市場缺乏輸電權方面的頂層設計，采用簡化的方法進行阻塞相關費用的分攤。未定義輸電權，未進行輸電權的分配和交易。已經進行的幾次結算試運行方案中關于阻塞費、阻塞盈余的分配方法都有一些不同。目前采用的方案中用戶側統一結算點價格為發電平均價，相當于對用戶免費分配了該虛擬統一結算點到用戶所在節點的輸電權；發電側中長期合同不單獨結算阻塞費，相當于對每個發電基于其中長期合同免費分配從上網點到統一結算點的輸電權，所有輸電權的費用由所有發電按上網電網平均分攤。

4 對南方區域完善風險管控措施的建議

綜合上述PJM 的風險管控措施，考慮到南方電網電力市場目前的建設進度，并通過PJM 與南方電網風險管控措施的對比提出了對南方電網風險管控體系建設的七點建議。

1） 在風險監測和風險評估方面，不僅要對電力系統的安全穩定運行及時進行情況評估，對市場運行情況也要及時進行評估。南方電網需要盡快在長期、短期、事中、事后各個時間尺度和階段針對不同風險建立起全面的監控措施。

2） 在“風險監測-風險辨識-風險評估-風險控制”體系下，要從只通過調度手段管控風險，過渡到通過調度-市場相結合的手段管控風險。隨著電力市場化改革的不斷推進，風險的種類也在不斷變化，現有的運行風險危害辨識應該增加電力市場風險，對相應新風險增加新的評估措施和處理流程。在發電或輸電中斷時，或者系統中斷恢復時，要更多采取市場方面的措施，在保證穩定的前提下通過市場價格導向更快更經濟地解決故障。

3） 盡快在現貨市場中引入可靠性機組組合，消除當前南方電網電力現貨市場按照負荷預測出清、按照用戶申報結算造成的發用電不匹配并給市場成員帶來財務風險的問題。為此，建議按如下方式組織開展日前可靠性機組組合：在日前機組組合SCUC 計算結束后，可靠性機組組合在日前市場SCUC 計算結果基礎上增加機組出力不小于日前市場出清計劃出力的約束條件，根據負荷預測以“啟停成本+空載成本”最小為目標進行集中優化計算得到增開的機組，以滿足系統負荷預測需求。可靠性機組組合不參與日前市場結算，具體調度視實時市場的出清結果而定。日前安全校核基于可靠性機組組合計算后的運行方式進行。在可靠性機組組合中增開的機組根據日內的響應情況通過全成本補償保障其成本回收；電力調度機構根據機組在實時市場的總結算收益計算開機補償款。補償費用根據用戶的日前、實時偏差電量進行結算，并設置考核上限，超過上限的部分費用納入不平衡資金池在全市場成員中分攤。

4） 盡快建立完善輔助服務市場。在市場起步階段，為更好地分析各個市場的運行情況需要降低市場之間出清的相互影響和市場復雜性，可盡量采用各個市場松耦合運行的方式。但因備用需求量較大，且在機組組合出清過程就已基本確定可提供備用和電能量的機組，若備用市場與電能量市場順次出清，市場優化空間不大，且可能使得電能量市場的出清價格產生扭曲。因此，備用市場與電能量市場需聯合出清，在市場起步階段調頻市場可獨立出清；市場成熟后，借鑒國外調頻市場與備用、電能量市場聯合出清模型機制，針對我國現行的“分層分區” 電力調度管理體制充分調用電能量與調頻、備用等輔助服務資源以實現區域市場下的經濟最優［29］。此外，隨著新能源的接入比例的提升需合理配置備用需容量以應對新能源的不確定性和系統發生的隨機故障。

調頻市場需從僅申報調頻里程價格到完善以發電單元的調頻里程和調頻容量為交易標的，實現發電企業同時對運行日的調頻容量、里程價格和容量價格進行申報的交易模式。加快完成建設任務，把調頻市場擴大到南方區域五省（區），促進調頻資源在區域內進一步優化配置。逐步實現電力現貨市場與調頻市場的有序銜接。根據國外市場建設經驗和系統運行成本最優原則統一調頻市場應逐步由現階段的分開出清優化轉變為與現貨電能量市場聯合出清優化，在已有的主輔市場聯合交易研究的機制基礎上針對我國現狀設計充分考慮調頻性能指標與調頻資源差異的電能量-調頻市場聯合出清模式，使得快速調頻資源更易參與市場，釋放價格信號，同時需要考慮大規模新能源接入后風電與負荷波動，在一定置信度水平下建立調頻備用需求模型，融入聯合出清模式。

5） 盡快完善容量保障機制。從國外來看，容量市場機制設計較為復雜，且對市場運營機構的負荷預測和監管能力要求較高，相對而言，容量補償模式較為簡單穩妥。短期而言，廣東容量機制承擔著應對現貨市場出清價格大幅下降、彌補發電企業虧損、銜接中長期與現貨市場的迫切需求。特別是現貨市場運行不斷深入、現貨價格持續走低的形勢下亟需簡單可行的容量機制迅速上馬并發揮作用。

因此，容量補償機制建設應循序漸進。第一步，在電力市場建設初期采用較為簡單的容量補償機制或政府授權合約以解決機組在現貨市場長期結算運行下的擱淺成本或固定成本難以回收問題，同時積累現貨市場出清結果、市場補償金額等數據，為建立遠期容量機制提供數據支撐。第二步，在遠期適時啟動集中式的容量市場或可靠性期權機制，其共同出發點是通過更為經濟的市場化手段確定可靠的容量水平。容量市場實施過程中也可逐步豐富規則，首先納入作為市場主體地位的火電機組，并逐步向儲能、可再生能源、需求側響應資源開放；首先將容量費用以度電成本分攤，并逐步在需求側分攤過程中體現對尖峰負荷需求的貢獻度；首先不考慮輸電資源對省級電網系統可靠性的貢獻度，并逐步將輸電阻塞與傳輸線的貢獻納入考量范圍。

6） 盡快建立并完善輸電權市場，幫助市場參與者對沖因現貨頭寸與中長期合約結算點不一致而承受的阻塞風險，為阻塞盈余的分配提供公平、透明、高效的機制。輸電權市場的建立可以按照如下步驟。

（1）先定義點到點金融輸電權，輸電權所有者擁有獲得節點的阻塞盈余的權利。（2）根據市場主體繳納輸電費情況進行輸電權的初始分配，每年核算輸電費和初始分配容量。將發電上網節點到交易樞紐的輸電權，用戶接收節點（或區域）到交易樞紐的輸電權分別分配給發電和用戶。（3）輸電權分配以后，對剩余的輸電可用容量采用拍賣的方式組織市場。通過初次分配得到的輸電權也可以通過相關市場賣出。（4）阻塞盈余的分攤時，如果總阻塞盈余大于FTR收益，等于阻塞盈余的部分按FTR持有者比例進行分攤給所有用戶，多余部分放入不平衡資金池中；如果從市場收取的阻塞盈余不足以支付輸電權所有者，則等比例削減。

7） 成立類似PJM 風險管理委員會的機構以便針對電力系統運行和電力市場運營的風險進行及時且全面的審查和措施管理。

5 結語

電網的安全穩定運行乃是重中之重，需及時有效地發現風險并在事后及時處理。本文總結分析了PJM 電力市場基于電力系統物理運行和基于電力市場的風險管控策略，系統梳理了PJM 事故發生前如何進行風險分析，故障發生后如何進行措施處理，以及電力市場對于加強風險管控的作用，提出了南方區域電力市場環境下電力系統風險管控體系建設的七點建議。建立完善的風險管控體系是一件艱巨的長期的工程，應及時吸取國外典型市場的經驗，建立起完善的風險管控措施，保障南方電網的電力事業繼續穩步發展。