核电机组参与浙江电力现货市场报价策略研究

黄继荣，秦 愚，许 辉，王海帝， 吴天曈

(1.中核运行管理有限公司，浙江 海盐 314300；2.浙江大学电气工程学院，浙江 杭州 310027)

2015年，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称“9号文”)，提出了深化电力体制改革的总体思路和基本原则，指出了形成主要由市场决定能源价格机制的目标[1]。新一轮的电力体制改革以来，浙江省积极推进、践行电力市场化改革，成为第一批8个现货市场试点之一。在9号文及其配套文件的指导下，浙江省发布《浙江省电力体制改革综合试点方案》，提出了浙江省电力市场建设路径和阶段目标，目标是建立以电力现货市场为主体、电力金融市场为补充的省级电力市场体系[2]。

在浙江省初期市场建设阶段中，市场参与主体包括省内各类统调煤电、水电、气电、核电机组和计划内外来煤电、水电、核电机组[2]。核电机组是一种清洁高效电源，运行维护成本和燃料成本较低，除了停堆换料之外，核电机组可连续满功率运行，不受风、光、水等自然条件影响[3]。核电机组的安全稳定运行事关国计民生和公众利益，在调整能源结构和节能减排方面发挥着重要作用。随着浙江省电力体制改革的不断深化，核电机组参与市场的形式与以往不再相同，因此，探讨核电机组在电力市场中的参与策略是必要的。

浙江省部分核电机组属于外来电机组，包括秦山核电公司二期、三期和方家山机组，由华东电力调度中心负责调度，它们在日前市场中自动创建价格接受者报价。秦山核电公司一期机组和三门核电公司1号、2号机组属于省调机组，由浙江省调度中心负责调度，参与现货市场的报价[4]。按照时间尺度分类，电力市场可分为中长期合约市场和现货市场，中长期合约市场的交易对手方、结算方式和交割量等信息在签订合约时可以获悉，交易风险较低；现货市场往往采取集中竞价的交易方式，电价真实反映了电力商品短期供需关系和时空价值[5]，可能随负荷和系统阻塞情况变化而产生较大波动。核电机组参与现货市场时，存在停机或减载的可能，不利于核电机组的安全经济运行。为了保障核电机组在集中竞价的现货市场中的合理收益，避免不安全地频繁调整出力，需要为核电机组制定合理的报价策略。由于外来电机组在日前市场中产生价格接受者报价，因此本文主要研究省调核电机组的报价策略。本文首先分析了考虑核电机组的浙江电力现货市场出清流程，然后结合运行特点为核电机组制定几种不同的报价策略，最后使用IEEE 30节点系统模拟现货市场的出清流程，为核电机组在不同负荷水平下的报价策略提出建议。

1 考虑核电机组的现货市场出清

1.1 核电机组的运行特点

为了研究考虑核电机组的现货市场出清流程并制定适宜的报价策略，需要先分析核电机组的运行特点，从发电成本和功率调节能力来看，主要有以下2个特点：

1)核电机组的前期建设投资规模大、成本回收周期较长，平均发电成本较高；而边际发电成本主要由日常运行维护成本和燃料成本构成，燃料成本比重约为总成本的20%～30%，且日常运行维护成本较低，因此核电的边际成本较低[6]。

2)核电机组的停堆装料大修时间较长，停堆后约需要4～8个星期启动并网[7]。核电机组虽然具备一定的功率调节能力，但频繁调节功率会增加安全风险[8]，综合安全和经济效益因素，核电机组在系统运行中一般作为基荷电源。机组年运行小时数和设备利用小时数高，2018年我国核电设备平均利用小时数达7 499.22 h[9]。

核电机组的运行约束条件可用式(1)～式(3)表示[10]：

(1)

(2)

(3)

1.2 浙江电力现货市场出清流程

浙江电力市场的发电侧主体为各种发电商，用户侧主体包括售电公司、大用户和其他用户。发电商的电能量进入现货市场，实行全电量竞价上网、边际电价出清，进行电能量和辅助服务联合优化；用户侧从现货市场购电，形成了发电商→现货市场→用户的现货市场电能流。

浙江电力现货市场按照时间范围的不同，可分为日前市场和实时市场，其中日前市场的出清机制如图1所示。日前市场出清模型的输入数据包括发电机组报价、用户报价、自投运数据、机组技术参数和运行数据、辅助服务要求和网络数据等，调度中心运行以社会福利最大化为目标的最优潮流程序，约束条件包括发用电平衡约束、线路约束、机组出力和爬坡约束、最短启停时间约束和备用约束，获得日前市场的机组组合和发电计划、节点电价、备用计划、网络潮流分布和阻塞情况等。调度中心根据华东电网的负备用市场结果调整日前市场计划，形成预调度计划；临近实时市场时，运行并滚动更新预调度计划。实时市场的出清机制与日前市场类似，如图2所示。实时市场出清模型的输入数据包括发电机组修改的报价、实时负荷预测值、预调度计划中的机组组合和实时的网络模型等，调度中心运行以购电成本最小化为目标的最优潮流程序，约束条件包括发用电平衡约束、线路约束、机组出力约束、备用分配约束、需求侧响应约束和切负荷约束等，获得实时市场的电价和发电计划、备用和调频价格、网络潮流分布和阻塞情况等。

图1 浙江日前市场出清机制Fig.1 The clearing mechanism of Zhejiang day-ahead market

图2 浙江实时市场出清机制Fig.2 The clearing mechanism of Zhejiang real-time market

在现货市场中，发电机组以价格-数量(递增)对格式进行报价，用户以价格-数量(递减)对格式进行报价，发电侧采用节点边际电价(LMP)作为经济调度和定价的基础，用户侧采用对节点价格加权平均确定的统一价格来支付。在不发生阻塞的情况下，发电机组每单位电量获得的收益等于节点边际电价与发电成本的差。核电机组是现货市场的发电侧主体之一，属于外来电的核电机组在现货市场不参与报价，由系统自动生成价格接受者报价；省调核电机组需要在市场中提交报价，在现货市场中其他发电机组竞价上网，出清电量按照市场价格进行结算。如1.1节所述，核电机组功率调节能力差，作为日前市场和实时市场出清机制的输入数据后，结果必然是核电机组的出力波动较小，有可能以固定出力运行承担基荷，使其他机组提供调频和备用等辅助服务；核电机组的边际发电成本较低，在现货市场中以边际成本报价具有较大优势，可能会挤压掉部分高边际成本机组的出清电量。

2 报价策略制定

在初期浙江市场中，核电机组可能与电网公司或其子公司之间签署政府授权合约，由于机组在合约市场中签署的电量需要分解到实时来执行，发电机组的收益按照式(4)结算[11]：

R=QcPc+(Qg-Qc)Pm

(4)

式中：R——发电机组的收益;

Qc——机组的政府授权合约电量;

Pc——合约电价;

Qg——发电机组的实发上网电量;

Pm——现货市场电价，即发电机组的合约电量部分按照合约价结算，偏差电量部分按照现货市场价格结算。

核电机组在现货市场中的报价策略需要考虑授权合约电量的影响，因此可为核电机组制定以下两种报价策略：

(1)报价策略1

从零至授权合约电量段报零价，从授权合约电量段至现货段报大于等于边际成本的价格，如图3所示。如果系统负荷水平较高，核电企业可以确定现货出清电量能够完全覆盖授权合约电量时，可以选择报价策略1。由于在浙江市场建设初期，政府授权合约呈现“计划”特性，现货市场价格很有可能低于授权合约价格，超过合约电量的部分按大于等于边际成本的报价参与博弈竞价，则政府授权合约部分的收益能得到保证，现货段也不会亏损。

图3 核电机组的现货市场报价策略1Fig.3 The first bidding strategy of nuclear power units in spot market

(2)报价策略2

从零至最小稳定出力段报零价，从最小稳定出力段至授权合约电量段报边际成本价，从授权合约电量段至现货段报大于等于边际成本的价格，如图4所示。当系统负荷水平较低时，政府授权合约电量部分不一定会全额出清，从零至最小稳定出力段报零价可以保证机组不会停机，超过最小稳定出力段电量以大于等于边际成本报价保证不会亏损，是一种较为通用的报价策略。

图4 核电机组的现货市场报价策略2Fig.4 The second bidding strategy of nuclear power units in spot market

通过上述分析可得，两种报价策略各有其适用性与局限性，与负荷水平紧密相关。报价策略1比较保守，倾向于获得更多的电量，适用于负荷水平和边际电价较高的情况，通过高出清电量获得收益；报价策略2较为激进，为了保证不亏损提高了总体的报价曲线，当政府授权合约电量没有全额出清时，偏差电量部分需要按照现货市场价格结算，适用于负荷水平和边际电价较低的情况。

3 算例分析

3.1 算例说明

本文以IEEE 30节点系统为例[12]，分别在高负荷和低负荷时，模拟第2节所述的核电机组的两种报价策略，并比较机组的收益情况。为了模拟核电机组与其他类型发电机组在现货市场的竞价过程，IEEE 30节点系统的发电机组分别被定义为煤电机组、核电机组和水电机组，所有发电机组的参数如表1所示，机组的最小出力参考文献[13-14]及《并网调度协议》等确定。

表1 修改的IEEE 30节点系统的发电机组参数

浙江初期电力市场放开110 kV及以上电压等级用户[2]，假设发电机组的政府授权合约比例占总发电量的90%，因此核电机组报价曲线中的两个转折点——最小稳定出力和政府授权合约的比例分别为60%和90%。

3.2 算例结果

假设高负荷水平时，系统总负荷为2 550.6 MW。煤电、核电和水电机组都采用报价策略1，即从零至授权合约电量段报零价，从授权合约电量段至现货段报博弈竞价。博弈竞价段的报价分别参考浙江省三种类型机组的上网电价[15]，机组的分段报价数据如表2所示，报价时间段选为一小时。

表2 高负荷时发电机组的博弈竞价段报价数据

高负荷水平时的出清结果如图5所示，图中省略了所有机组报零价的电量段。高负荷时所有机组的政府授权合约电量全部出清，受网络连接方式和负荷位置的影响，即使核电机组410元/MW·h的报价高于其他煤电机组，但核电机组的现货段电量全部出清，实现满功率运行，并成为边际机组，出清电价为410元/MW·h。第一台煤电机组的现货段电量部分出清，其余机组的报价较高，没有获得现货段的电量。

图5 高负荷时的现货市场出清结果Fig.5 Spot market clearing results under high load

假设低负荷水平时，系统总负荷为1 700.4 MW。煤电、核电和水电机组都采用报价策略2，即从零至最小稳定出力段报零价，从最小稳定出力段至授权合约电量段报边际成本价，从授权合约电量段至现货段博弈竞价。机组的报价数据如表3所示，报价时间段选为一小时，未列出的电量部分报价为零。经过初步测算，超超临界煤电机组的边际发电成本为0.22元/kW·h，核电机组的边际发电成本为0.18元/kW·h[16]，水电机组的边际发电成本近似为零。

表3 低负荷时发电机组的博弈竞价段报价数据

低负荷水平时的出清结果如图6所示，图中省略了所有机组从零到最小出力报零价的电量段。机组报零价的电量段全部出清，包括所有机组最小出力段电量和水电机组的政府授权合约电量。核电机组和煤电机组1的边际发电成本较低，它们排在水电机组的政府授权合约电量段之后出清，核电机组的博弈竞价段电量的报价较高，因此没有争取到满功率运行，出清了全部政府授权合约电量，剩余的负荷由煤电机组1获得，出清电价为220元/MW·h。

图6 低负荷时的现货市场出清结果Fig.6 Spot market clearing results under low load

从不同负荷水平下模拟现货市场模拟出清结果中可得，核电机组制定报价策略需要参考竞争对手的报价，并做好发电成本测算工作。高负荷时，当核电机组的报价低于其他机组的报价时，更有可能获得现货部分的电量，也可以尝试提高报价搏一下边际机组，以提高出清电价获得更高收益。低负荷时，核电机组的低边际发电成本有利于争取较高电量，按照目前测算的各机组发电成本来看，核电机组基本能保证政府授权合约电量全额出清，核电机组的出力可达到90%额定功率。如果想获得剩余发电量应继续以边际成本报价，较高的申报电价不利于获得电量，这时市场的出清电价较低，核电机组的收益会略有降低。

4 结语

本文首先分析了核电机组的运行特点，并阐述了考虑核电机组的浙江现货市场出清流程，相应为核电机组制定了2种现货市场报价策略，分别是“从零至授权合约电量段报零价，从授权合约电量段至现货段博弈竞价”和“从零至最小稳定出力段报零价，从最小稳定出力段至授权合约电量段报边际成本价，从授权合约电量段至现货段博弈竞价”。最后在不同负荷水平下，模拟使用不同报价策略的现货市场出清过程。在高负荷时，核电机组可以提高现货段的报价搏一下边际机组，以提高出清电价；在低负荷时，核电机组的政府授权合约电量可以全额出清，如果想获得剩余发电量，现货段电量应以边际成本报价。