电力现货模式下的机组经济调度研究

张宝国

（华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂，山东 枣庄 277103）

我国向国际社会承诺，“力争在2030 年之前达到二氧化碳排放量的峰值，力争到2060 年实现碳中和”，作为减少碳排放的主要行业，加快电力行业的调整，促进电力结构向清洁低碳转型的目标应更加明确，并促进以电力为中心的能源系统的建设。如何又快又好地完成转型目标，发挥市场在资源配置中的决定性作用，关键在于电力现货市场建设。

1.电力市场形势[2]

2020 年前三季度，全国新增装机容量7224 万千瓦，同比增加769 万千瓦，其中非化石能源发电装机继续加大，新增容量4288 万千瓦。全国发电设备平均利用小时2758 小时，同比减少98 小时。市场交易电量同比增长16.2%，在社会总电力消费中的比重同比增长。全国电力交易中心共组织完成市场交易电力22564 亿千瓦时，同比增长16.2%。其中，全国电力市场中长期直接交易总量为17674 亿千瓦时，同比增长17.7%，占全社会的比重为32.6%，同比增长4.5%。

2.某现货试点整月试结算分析

2.1 电力现货模式下发电侧风险分析

现货市场中的中长期交易采用带曲线交易方式，将合约电量分解至分时电量，中长期合约可以使市场主体避免暴露在现货价格波动风险之下；做好中长期合约与现货的配合，中长期合约分解与现货电能量报价策略密切相关，实际发电曲线与合约分解曲线的偏差特别是在峰谷段的偏差可能会造成偏差电费较大；中长期合同以内的电量，应基于边际成本报价，合约电量外抬高现货报价，提高峰段价格[4]。现货市场基于一个简单的逻辑，即使有中长期合约避险，低于边际成本的电是不该发的，在实际发电生产中，出于稳定方式需求，第一个负荷点报价一般远低于边际成本，然而在中午现货价格远低于发电成本时，机组因为最低技术出力限制，无法最大限度降低发电出力[5]。

2.2 调频收益分析

在调频市场中，同样存在电能量市场中的问题，即调频补偿能否弥补电能量成本，而且调频机组存在可能的电能量损失。在某些电价极低的日期，投调频可能带来电量上升，但如果调频价格过低，甚至无法弥补火电厂的变动成本。我们对调频机某日出清结果进行复盘，调频投入提升了机组负荷率8%，若调频出清价格低至一定水平，调频带来的综合收益为负[6]。

3.报价策略与机组经济调度

在参与现货市场过程中，合理利用现货交易规则，基于负荷预测，综合全网机组容量及最低、最高技术出力等信息，预测市场出清价格和机组中标出力区间，根据实际情况灵活调整各机组现货电能量报价负荷区间段，以实现经济效益最大化。考虑调频中标对负荷曲线的修正因素后，计算综合收益，反复迭代运算得出电能量报价及调频报价最优解。

3.1 基于电能量与调频综合收益最大化的现货定价数学模型[7][8]

目标函数:最大化发电净利润

其中，N——一次做N 天的利润核算

M——共M 台机组

Pi——运行日i 时刻出清价格

α——为因为中标调频带来的效率损失因子

Pci——机组某时刻边际成本，和机组的运行参数等相关

Qi——运行日i 时刻上网电量

CAGC——调频净收益

β——负荷预测偏差修正因子

Qci——调频出力基值

YAGC——调频出清价格

YAGCmax——调频出清价上限约束

YAGC(Pk, Qk, YAGCK)——基于历史电能量价格，电能量电量，调频出清价格拟合出的调频报价

γ(Q)CAGCF——调频分摊(与实际上网电量相关)

Dj——发电单元第j 次的调节深度，n 为日调节次数

模型运行逻辑如下：基于全网负荷预测预设全网发电侧不同效率的机组报价；基于机组报价与负荷预测、正负备用等情况进行机组组合预出清(SCUC)；基于SCUC 确定运行日全天出清价格曲线以及目标机组运行日负荷曲线；通过对目标机组的报价调整确定新的运行日价格曲线和负荷曲线；对目标函数进行求解，对电能量和调频联合出清进行优化，通过反复的迭代运算确定电能量报价以及调频报价，求解中确定调频报价区间，确保调频中标情况下尽可能提升调频收益，这是发电侧长期博弈的过程；事后对市场主体行为复盘分析，优化改进报价模型。图1、图2 为模型运算出的某运行日的机组负荷曲线、价格预出清结果以及调频报价。电力现货市场中，市场主体的行为、出清结果等是互为因果，相互影响的，在反复的迭代求解中才能逼近最优策略。

图1 预测与实际价格（单位：元/MWH）

图2 机组预出清负荷及电价（单位：MWH，元/MWH）

3.2 发挥机组的比较优势

现货报价调电意味着调度权的部分转移，也为发电企业优化运行方式提供了一个很好的基础。对于一个具有多台不同机组的发电企业，基于价格预测和负荷预测，可以实现机组间的电量转移，充分发挥低能耗机组成本优势，在电能量市场争取高收益，高能耗机组应加强灵活性改造，重点在辅助服务市场获取收益。同时合理安排检修工期和检修计划，对于某些缺陷可以安排在电价低的时刻或者日期进行消缺。

4.短期与长期

4.1 短期视角

对机组进行灵活性改造。随着新能源装机大幅增长，未来火电更多是作为调节电源在系统中承担调峰作用，电能量收益下滑的大趋势下，火电厂如果还能在电力市场生存，必须提高在辅助服务市场的盈利能力。改造后火电机组最低技术出力丹麦最低至15%，德国最低至25%，这充分说明通过灵活性改造是可以提高机组调峰性能的。降低经营成本，建立科学的激励办法。转变将发电量作为考核指标的传统观念，在电价高的时候多发效益电，少发低于边际成本的电。建立科学的节能管理方法与激励，进行发电成本管控，在残酷的市场竞争中占据比较优势。

4.2 长期视角

一是建立报价决策数据库。建立负荷预测数据库。做好供需分析，预测全网开停机容量、最高最低负荷等情况，做好备开备停机组序列，对于可能影响新能源电源出力的风光信息、网络约束信息等各种因素的影响进行量化，随着现货的进行逐步完善数据库。[9]建立发供电及直调公用火电机组实时运行情况数据库。基于每日发电供电生产日报，明确全网负荷需求以及机组和输配线路检修等情况，准确把握火电机组运行、检修、备用等信息，及时做出机组运行、检修、备用状态的调整以及报价策略的改进。建立发电成本核算数据库。通过生产管理及经营管理部门提供的生产指标统计报表、经营管理统计报表等数据，准确核算供热季与非供热季的机组能耗情况和各负荷区间段发电成本，基于发电机组边际成本，制定不同机组、不同工况、不同季节的报价方案。二是构建完善的现货交易管理体系。形成多部门协同联动机制，依托报价决策数据库进行运行成本测算，通过有效的措施执行和反馈制度，保安全增效益。建立现货交易分析制度。策略部门对每日的现货交易运行情况进行分析，总结经验、分析不足，逐步完善现货市场报价管理体系。建立风险控制机制，基于报价评价体系做好风险控制工作，一是中长期合约分解的量价，统筹规划各机组的合约分解以及发电权交易，二是做好信息搜集，对于报价策略的制定应有所限制，在限制范围内发挥交易员的能动性，在风险可控范围内实现利润最大化。