水火互济电源结构下的市场交易偏差电量处理与结算机制

许 政，吕 翔，吴引航，戴晓娟，卢冬雪，陈雨果

（1. 广西电力交易中心，广西 南宁 530000；2. 北京清能互联科技有限公司，北京 100080）

0 引言

近年来我国电力市场高速发展，第一批现货市场的8个试点均已开展现货市场的结算试运行，国内大部分省份均已开展多次电力市场交易，市场化改革成果显著［1—2］。现阶段，我国电力市场交易主要为中长期交易，用户负荷预测偏差、电网阻塞、线路检修、机组临时性故障等原因，可能导致最终市场主体的执行电量与合约电量有明显的偏差，带来市场结算时的偏差电量问题。

针对电力市场偏差电量处理和结算机制，国内学者结合我国电力市场的发展特点提出了多种方法。文献［3］针对中长期市场基数电量在实际执行中出现的偏差问题，提出了3种基数偏差电量的结算处理方法；文献［4］、文献［5］提出将年度市场合约和基数合约电量该月未完成或多发的电量滚动至后续月份进行调整；文献［6］、文献［7］提出按合约电量比例分摊偏差电量，并按照各笔交易的合同电价进行结算；文献［8］提出一种促进新能源消纳的市场电量偏差结算机制，按统一电价对偏差电量进行结算，实现基数电量的公平分配和交易电费的月清月结；文献［9］研究在预挂牌机制下偏差电量组成成分及各组成部分的结算电量和价格的计算模型。在水火互济电源结构下，水电需保障性优先消纳，可能导致市场化机组合约无法刚性执行，外加非市场机组与非市场用户电量规模不匹配，可能导致不同程度的市场机组合约执行偏差。而当前研究多是针对火电机组为主的电源结构，鲜有对水火互济电源结构下的市场交易电量偏差处理和结算机制的研究。

本文在总结国内现行电力市场偏差处理和结算机制的基础上，以广西为例，针对水火互济电源结构的特殊性，分析了广西电力市场现行偏差处理、结算机制和存在的问题，进而设计了基于计划与市场不解耦思路和月度预挂牌的偏差处理和结算机制，并分别对这两种机制的优缺点进行了分析，最后提出偏差处理和结算的分阶段实施建议。

1 国内现行偏差处理和结算机制概述

现阶段国内只有第一批8个现货试点开展了电力现货市场试运行，调度机构可按现货市场出清价格进行平衡调度和合同偏差结算。大部分省份都还只开展了中长期市场交易，签订年度、月度或更短周期的合同。部分市场的开展与调度执行难以协调统一，还处于割裂状态，调度难以完全按照市场交易结果安排发电计划，导致调度结果与市场交易结果存在偏差。产生偏差的原因包括用户侧的负荷预测偏差、电网阻塞、发电机组物理约束或燃料不足、电网调度执行目标难以与市场执行相协调等。

总体来看，在中长期电力市场中，偏差电量的处理方式有：

（1）事前合同电量调整，即允许发用电双方通过协商方式对未执行的双边合同在合同执行前进行动态调整；

（2）合同电量转让，即允许发电侧之间、用电侧之间对偏差电量进行转让调整，如云南现阶段电力市场；

（3）预挂牌方式，即结合月内（多日）交易以及发电侧上下调预挂牌机制进行省内供需平衡；

（4）偏差滚动调整，即将月内合同执行偏差电量滚动到后续月份执行。

4种偏差电量处理方式的优缺点对比如表1所示。

表1 偏差电量处理方式的优缺点对比Table 1 Comparison of advantages and disadvantages of deviating power handing methods

本文将以广西电力市场为例，针对水火互济特殊电源结构，设计2种偏差处理和结算机制并进行分析。

2 广西电力市场偏差处理和结算机制

广西省内水电装机占比约为统调机组装机1/3。现阶段广西暂时只放开火电与核电进入与用户的直接交易市场。

水力发电能力呈现典型的“丰多枯少”特征，而调度机构需优先保障清洁能源优先消纳，导致丰水期部分火、核电的市场化合约无法执行；而枯水期，因水电发电较少，火、核电除执行市场化合约外，还需增加发电满足负荷需求。

因此，广西采用偏差滚动机制处理丰枯期火、核电的合约执行偏差，实现月度预结算，年度统一清算。具体的结算方式为先结算月度竞价电量，再结算年度长协分解到月度的电量，年度合约分解电量实行预结算如图1所示。

图1 机组市场合约月度结算方式Fig.1 Monthly settlement of unit market contract

虽然该偏差电量处理方式可以保障清洁能源上网和市场机组合约电量的量价收益，但在月度实际发电量的结算与清算中，火电每月预结算或欠发电量的逐月滚动不能保证市场合约的刚性执行，不利于市场精细化管理，较难反映电力的时间价值。且广西目前的年度交易清算周期过长，不利于与日后现货市场的衔接。在后续广西电力市场的发展中亟需对市场化机组的偏差电量采用合适的方式进行处理和结算。

3 基于计划与市场不解耦思路的偏差处理和结算机制

为解决广西现阶段市场化机组“月结年清”问题，实现更好地与日后现货市场接轨的目标，本节基于计划与市场不解耦的方式，分析市场化机组每月偏差电量的构成，并确定合理的各部分偏差结算价格，实现市场“月结月清”。

3.1 计划电大于非市场用电需求时的偏差处理和结算方法

当电网公司代理的计划电大于非市场用电需求时，造成市场化机组实际发电量与当月所签订的市场合约电量产生偏差主要有3 方面原因：一是市场用户用电需求的预测偏差，记为偏差1；二是计划电量超过非市场用户需求而挤压市场化机组发电空间引发的偏差，记为偏差2；三是机组自身或系统原因引发的偏差，记为偏差3，如图2所示。

图2 计划电大于非市场用电需求时的市场化机组发电成分Fig.2 Generation component of market-based units when planned electricity is greater than non-market demand for electricity

市场化机组的结算包括对合约电量、偏差1、偏差2 和偏差3 电量的结算，对机组合约的结算应包括机组与用户签订的合约及其与水电之间的发电权交易结算，如式（1）和式（2）所示

式中：Rj为计划电大于非市场用电需求的情况下，机组j当月结算总费用；Rj,合约为机组j当月市场合约的结算费用；Rj,偏差1为由于市场用户预测引发机组j产生偏差电量的结算费用；Rj,偏差2为计划电大于非市场用电需求造成机组j欠发电量的结算；Rj,偏差3为其它原因造成机组j产生偏差电量的结算费用；Qj,合约i为机组j所签合约i的电量；Pj,合约i为机组j所签合约i的价格；n为机组j签订的合约数；Pj,发电权为机组j发电权交易合约的补偿价格。

（1）市场用户预测偏差引发的偏差电量结算

对于市场用户自身预测偏差所导致的市场化机组的偏差电量按偏差1 处理。结算方式如式（3）—式（5）所示

式中：Qj,偏差1为市场用户自身预测偏差所导致的机组j产生的偏差电量；Pj,偏差1为机组j偏差1电量的结算价格；m为市场化机组的台数；Q用户实际总量为当月市场用户的实际总用电量；Q合约k为当月市场用户所签市场合约k对应的合约电量；P合约k为市场用户合约k对应的价格。

（2）计划电超发引发的偏差电量结算

对于计划电超发挤压市场化机组发电空间产生的偏差电量按偏差2处理。这部分电量可采用事后统一清算和结算的方式。将这部分超发电量按照每台市场化电机组所占的市场合约比例进行分配。偏差2的电量统一按当年已出现的水火（核）发电权交易的最低补偿价进行补偿，以激励市场化机组在丰水期积极参与水火（核）发电权交易，促进清洁能源消纳。结算方式如式（6）—式（9）所示

式中：Qj,偏差2为机组j因计划电超发造成的偏差电量；Pj,偏差2为机组j偏差2电量结算价格；P发电权min为当年已出现的水火（核）发电权交易的最低补偿价；Q偏差2为因计划电超发造成的总偏差电量；Q计划电实际发电为计划电的实际总发电量；Q非市场用户为非市场用户的实际总用电量；Q水火发电权为水电参与水火（核）发电权交易的总成交电量；P发电权min为当年已出现的水火（核）发电权交易的最低补偿价。

（3）其他原因引发的偏差电量结算

对于机组自身或系统原因所导致的偏差电量按偏差3处理。在市场合约电量中，减去机组实发电量、偏差1电量与偏差2电量后的剩余电量，标记为偏差3电量。这部分电量按机组发电成本结算。由于广西尚未核定各机组的发电成本，可考虑暂且统一按上网标杆电价乘以一定系数（小于1，如0.8）结算，具体系数数值大小由电力交易中心按一定原则核定，政府审批确定。结算方式如式（10）—式（12）所示

式中：Qj,偏差3为机组j因自身或系统原因所导致的偏差电量；Rj,偏差3为机组j偏差3 电量的结算价格；Qj,实发为机组j当月实际发电量；Pj,标杆为机组j的上网标杆电价；α为交易中心核定的电价调节因子。

3.2 计划电小于非市场用电需求时的偏差处理和结算方法

在枯水期，造成市场化机组实际发电量与当月所签订的市场合约电量产生偏差主要有三方面原因：一是市场用户用电需求的预测偏差，记为偏差1；二是计划电不足以满足非市场用户的需求电量引发的偏差，记为偏差2；三是机组自身或系统原因引发的偏差，记为偏差3。计划电小于非市场用电需求时的市场化机组发电成分如图3所示。

图3 计划电小于非市场用电需求时的市场化机组发电成分Fig.3 Generation component of market-based units when planned electricity is less than non-market demand for electricity

市场化机组的结算同样包括对合约电量、偏差1、偏差2 和偏差3 电量的结算。偏差1 和偏差3 电量的结算方式与3.1 节所述方法相同。为与3.1 节结算区别开来，本节的市场化机组结算总费用、各部分偏差结算费用、偏差电量和偏差结算价格的数学符号统一在右上角加一撇。

偏差2电量等于非市场用户用电量减去计划电（水电、新能源）实发与核电计划电量之和后的剩余电量。电网公司代理非市场用户向市场化机组购买这部分电量，即向市场化机组转让部分发电权。同时，将这部分电量按照每台市场化机组所占的市场合约比例进行分配。偏差2的电量按各市场化机组当月合约的加权平均价格进行结算。结算方式如式（13）—式（16）所示i=1

3.3 基于计划与市场不解耦思路偏差处理和结算机制的分析

基于计划与市场不解耦思路的偏差处理和结算机制是以月度为考核周期，对市场化机组的偏差电量进行切割，并设计各部分偏差电量的结算价格，从电量结算的层面实现“月清月结”。在丰水期，对市场化机组当月欠发电量进行合理的补贴结算，不仅有助于市场化机组在月度结算时达到自身的月度收益期望，减少月度资金周转的问题。同时，欠发电量也无需滚动到年底再清算，有利于当前市场的简化管理，并且有助于后续精细化市场机制的设计。

另外，该机制按造成偏差电量的原因对各部分偏差电量进行切割，并分别确定各部分偏差电量的结算价格，相对容易实施，与现阶段调度方式能够较好地衔接。但该机制是按市场化机组的合约占比分配月度电力系统中上、下调电量，未体现市场机制对资源优化配置的影响，不利于市场机制的精细化发展和与未来现货市场的衔接。

4 基于月度预挂牌的偏差处理和结算机制

4.1 月度预挂牌的偏差处理和结算机制

预挂牌交易以机组为单位。每月每台市场化机组分别申报一条分段递增的上调价格曲线和一条分段递增的下调价格曲线，其中下调曲线中的价格为机组下调合约时的补偿价格。在需市场化机组在市场合约之外多发电时，调度机构在保障水电、新能源全额消纳的基础上，按机组上调报价由低到高排序形成上调机组调用排序列表，依次调用上调电量。在需削减市场化机组执行的市场合约时，调度机构在保障水电、新能源全额消纳的基础上，按机组下调报价由低到高排序形成下调机组调用排序列表，依次调减市场化机组合约电量。

在月底清算和结算时，若机组按合约机组在当月的实际发电量超过月竞电量与年度合约分解至当月的电量之和，则超发电量按机组申报的上调价格进行结算，月内市场合约电量按合约价格结算。当机组在当月的实际发电量低于月竞电量与年度合约分解至当月的电量之和时，欠发电量按机组申报的下调补偿价格进行结算，月内执行的市场合约电量，即月内原有市场合约电量扣减当月下调中标电量，按其月内合约加权价格结算。

4.2 月度预挂牌调度模型

月度预挂牌机制的运用需考虑负荷、机组、线路等各类约束，构建安全约束机组组合和安全约束经济调度模型，得到每日机组启停计划和发电调度计划，在市场化合约执行的基础上实现电网调度平衡调节费用最小化。

（1）日前安全约束机组组合模型

每日日前滚动计算安全约束机组组合模型，得到运行日机组启停计划和运行日各机组整天的发电量。调度机构以上、下调调节费用与机组启动成本最小为目标，目标函数如式（17）所示

式中：T为所考虑的时段总数，在这里每天考虑24个时段，一月有30天，T为720；T0为计划周期内一个时段的时间长度，在这里每天考虑24 个时段，则每个时段为1 h，即T0=1 h；Qi,d-1,已发为机组i在该月第d-1天的已发电量。

（2）日前安全经济调度模型

以日前安全约束机组组合程序计算得到的机组日发电量为依据，以各机组运行日发电量偏差最小为目标，每日日前计算安全约束经济调度模型，得到次日各机组出力计划。安全约束经济调度模型的目标函数如式（19）所示

式中：N为机组的总台数；Mi为机组i的电量进度偏差惩罚因子，默认所有机组的Mi相等；si,+、si,-分别为机组i电量进度的正偏差和负偏差。

日前安全约束经济调度模型的约束条件包含机组电量、机组出力上下限、负荷平衡、系统正、负备用、机组群电力、电厂最小运行方式、线路和断面潮流等约束［11］。其中机组电量约束如式（20）所示

式中：T为所考虑的时段总数；T0为计划周期内一个时段的时间长度，这里只考虑次日24 h，每天考虑96 个 时 段，即 每 个 时 段 为15 min，T0=0.25 h，T=96；Qi为机组i的目标电量，即日前安全约束机组组合模型优化出来的机组i运行日发电量；si,+和si,-分别为机组i电量完成比例的正偏差和负偏差，通过在目标函数中最小化si,+和si,-，可使得各机组电量完成比例尽量均衡。

4.3 基于月度预挂牌偏差处理和结算机制的分析

基于月度预挂牌的偏差处理和结算机制在尽量保障市场化机组合约执行的基础上，以系统平衡调节成本最小为目标，按市场化机组的申报价格进行系统的平衡调度，以更加精细化的市场机制进行系统调度，调度机构在系统平衡调节时有价可依，在结算时可依据机组预挂牌申报价格对偏差电量进行有效定价，电量结算时更加公平合理。基于月度预挂牌机制完全采用市场化的手段安排市场化机组的发电出力计划，不仅实现“月结月清”，同时引入了更多良性的市场竞争，符合市场发展规律，为日后与现货市场的衔接奠定基础。

但基于月度预挂牌的偏差处理和结算机制对调度工作开展方式的改变较大，调度需提前在系统中考虑电网、机组、线路等各类约束，每日执行安全约束机组组合和安全约束经济调度程序，得到每日机组组合和调度计划，需对调度系统进行一定的改造。

5 算例分析

本节算例展示计划电大于非市场用电需求情况下的基于计划与市场不解耦思路的偏差处理和结算方法，如表2所示。

表2 基于计划与市场不解耦和月度预挂牌方法的优缺点对比Table 2 Comparison of the advantages and disadvantages of the plan-based and market-based non-decoupled and monthly pre-listing approaches

假设系统中有两台火电机组，分别为G1、G2，一台水电机组G3，市场用户L1及非市场用户L2。在某月中长期市场中，G1和G2分别与L1签订了一笔60 MWh、40 MWh的合约，价格均为400 元/MWh；G1和G3签订了10 MWh的水火发电权转让合约，价格为250元/MWh；G2的基数电量为80 MWh。该月G1、G2、G3的实际发电量分别为50 MWh、30 MWh和100 MWh，L1和L2的用电量分别为60 MWh和120MWh。G1、G2的上网标杆电价均为450 元/MWh，电价调节因子α为0.8，历史水火发电权交易的最低火电补贴价格为100 元/MWh。

计算得到两台机组的结算费用如表3所示。G1和G2的度电收益分别为446.8元/MWh和432元/MWh，可以看出该结算机制可有效切分机组的各类偏差电量，且激励火电机组在丰水期积极与水电开展发电权转让交易，促进水电消纳。

表3 2台机组结算费用Table 3 Settlement costs for two units

6 结束语

本文在对国内现行电力市场各类偏差处理和结算机制进行特征和优劣性概述的基础上，以广西为例，分析了广西电力市场现阶段的偏差电量处理、结算机制和存在的问题，进而针对广西当前水-火发电的阶段现状，设计了基于计划与市场不解耦思路和月度预挂牌的偏差处理和结算机制。

建议市场初期采用基于计划与市场不解耦思路方式开展广西电力市场的偏差处理和结算工作，并完善调度运行机制、规范、技术系统，逐步过渡至采用基于月度预挂牌方式的偏差处理和结算机制，待电力现货市场建设完成后采用现货市场机制市场对偏差电量进行精细化处理和结算。D