核電機組參與浙江電力現貨市場報價策略研究

黃繼榮，秦 愚，許 輝，王海帝， 吳天曈

(1.中核運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300；2.浙江大學電氣工程學院，浙江 杭州 310027)

2015年，中共中央、國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(以下簡稱“9號文”)，提出了深化電力體制改革的總體思路和基本原則，指出了形成主要由市場決定能源價格機制的目標[1]。新一輪的電力體制改革以來，浙江省積極推進、踐行電力市場化改革，成為第一批8個現貨市場試點之一。在9號文及其配套文件的指導下，浙江省發布《浙江省電力體制改革綜合試點方案》，提出了浙江省電力市場建設路徑和階段目標，目標是建立以電力現貨市場為主體、電力金融市場為補充的省級電力市場體系[2]。

在浙江省初期市場建設階段中，市場參與主體包括省內各類統調煤電、水電、氣電、核電機組和計劃內外來煤電、水電、核電機組[2]。核電機組是一種清潔高效電源，運行維護成本和燃料成本較低，除了停堆換料之外，核電機組可連續滿功率運行，不受風、光、水等自然條件影響[3]。核電機組的安全穩定運行事關國計民生和公眾利益，在調整能源結構和節能減排方面發揮著重要作用。隨著浙江省電力體制改革的不斷深化，核電機組參與市場的形式與以往不再相同，因此，探討核電機組在電力市場中的參與策略是必要的。

浙江省部分核電機組屬于外來電機組，包括秦山核電公司二期、三期和方家山機組，由華東電力調度中心負責調度，它們在日前市場中自動創建價格接受者報價。秦山核電公司一期機組和三門核電公司1號、2號機組屬于省調機組，由浙江省調度中心負責調度，參與現貨市場的報價[4]。按照時間尺度分類，電力市場可分為中長期合約市場和現貨市場，中長期合約市場的交易對手方、結算方式和交割量等信息在簽訂合約時可以獲悉，交易風險較低；現貨市場往往采取集中競價的交易方式，電價真實反映了電力商品短期供需關系和時空價值[5]，可能隨負荷和系統阻塞情況變化而產生較大波動。核電機組參與現貨市場時，存在停機或減載的可能，不利于核電機組的安全經濟運行。為了保障核電機組在集中競價的現貨市場中的合理收益，避免不安全地頻繁調整出力，需要為核電機組制定合理的報價策略。由于外來電機組在日前市場中產生價格接受者報價，因此本文主要研究省調核電機組的報價策略。本文首先分析了考慮核電機組的浙江電力現貨市場出清流程，然后結合運行特點為核電機組制定幾種不同的報價策略，最后使用IEEE 30節點系統模擬現貨市場的出清流程，為核電機組在不同負荷水平下的報價策略提出建議。

1 考慮核電機組的現貨市場出清

1.1 核電機組的運行特點

為了研究考慮核電機組的現貨市場出清流程并制定適宜的報價策略，需要先分析核電機組的運行特點，從發電成本和功率調節能力來看，主要有以下2個特點：

1)核電機組的前期建設投資規模大、成本回收周期較長，平均發電成本較高；而邊際發電成本主要由日常運行維護成本和燃料成本構成，燃料成本比重約為總成本的20%～30%，且日常運行維護成本較低，因此核電的邊際成本較低[6]。

2)核電機組的停堆裝料大修時間較長，停堆后約需要4～8個星期啟動并網[7]。核電機組雖然具備一定的功率調節能力，但頻繁調節功率會增加安全風險[8]，綜合安全和經濟效益因素，核電機組在系統運行中一般作為基荷電源。機組年運行小時數和設備利用小時數高，2018年我國核電設備平均利用小時數達7 499.22 h[9]。

核電機組的運行約束條件可用式(1)～式(3)表示[10]：

(1)

(2)

(3)

1.2 浙江電力現貨市場出清流程

浙江電力市場的發電側主體為各種發電商，用戶側主體包括售電公司、大用戶和其他用戶。發電商的電能量進入現貨市場，實行全電量競價上網、邊際電價出清，進行電能量和輔助服務聯合優化；用戶側從現貨市場購電，形成了發電商→現貨市場→用戶的現貨市場電能流。

浙江電力現貨市場按照時間范圍的不同，可分為日前市場和實時市場，其中日前市場的出清機制如圖1所示。日前市場出清模型的輸入數據包括發電機組報價、用戶報價、自投運數據、機組技術參數和運行數據、輔助服務要求和網絡數據等，調度中心運行以社會福利最大化為目標的最優潮流程序，約束條件包括發用電平衡約束、線路約束、機組出力和爬坡約束、最短啟停時間約束和備用約束，獲得日前市場的機組組合和發電計劃、節點電價、備用計劃、網絡潮流分布和阻塞情況等。調度中心根據華東電網的負備用市場結果調整日前市場計劃，形成預調度計劃；臨近實時市場時，運行并滾動更新預調度計劃。實時市場的出清機制與日前市場類似，如圖2所示。實時市場出清模型的輸入數據包括發電機組修改的報價、實時負荷預測值、預調度計劃中的機組組合和實時的網絡模型等，調度中心運行以購電成本最小化為目標的最優潮流程序，約束條件包括發用電平衡約束、線路約束、機組出力約束、備用分配約束、需求側響應約束和切負荷約束等，獲得實時市場的電價和發電計劃、備用和調頻價格、網絡潮流分布和阻塞情況等。

圖1 浙江日前市場出清機制Fig.1 The clearing mechanism of Zhejiang day-ahead market

圖2 浙江實時市場出清機制Fig.2 The clearing mechanism of Zhejiang real-time market

在現貨市場中，發電機組以價格-數量(遞增)對格式進行報價，用戶以價格-數量(遞減)對格式進行報價，發電側采用節點邊際電價(LMP)作為經濟調度和定價的基礎，用戶側采用對節點價格加權平均確定的統一價格來支付。在不發生阻塞的情況下，發電機組每單位電量獲得的收益等于節點邊際電價與發電成本的差。核電機組是現貨市場的發電側主體之一，屬于外來電的核電機組在現貨市場不參與報價，由系統自動生成價格接受者報價；省調核電機組需要在市場中提交報價，在現貨市場中其他發電機組競價上網，出清電量按照市場價格進行結算。如1.1節所述，核電機組功率調節能力差，作為日前市場和實時市場出清機制的輸入數據后，結果必然是核電機組的出力波動較小，有可能以固定出力運行承擔基荷，使其他機組提供調頻和備用等輔助服務；核電機組的邊際發電成本較低，在現貨市場中以邊際成本報價具有較大優勢，可能會擠壓掉部分高邊際成本機組的出清電量。

2 報價策略制定

在初期浙江市場中，核電機組可能與電網公司或其子公司之間簽署政府授權合約，由于機組在合約市場中簽署的電量需要分解到實時來執行，發電機組的收益按照式(4)結算[11]：

R=QcPc+(Qg-Qc)Pm

(4)

式中：R——發電機組的收益;

Qc——機組的政府授權合約電量;

Pc——合約電價;

Qg——發電機組的實發上網電量;

Pm——現貨市場電價，即發電機組的合約電量部分按照合約價結算，偏差電量部分按照現貨市場價格結算。

核電機組在現貨市場中的報價策略需要考慮授權合約電量的影響，因此可為核電機組制定以下兩種報價策略：

(1)報價策略1

從零至授權合約電量段報零價，從授權合約電量段至現貨段報大于等于邊際成本的價格，如圖3所示。如果系統負荷水平較高，核電企業可以確定現貨出清電量能夠完全覆蓋授權合約電量時，可以選擇報價策略1。由于在浙江市場建設初期，政府授權合約呈現“計劃”特性，現貨市場價格很有可能低于授權合約價格，超過合約電量的部分按大于等于邊際成本的報價參與博弈競價，則政府授權合約部分的收益能得到保證，現貨段也不會虧損。

圖3 核電機組的現貨市場報價策略1Fig.3 The first bidding strategy of nuclear power units in spot market

(2)報價策略2

從零至最小穩定出力段報零價，從最小穩定出力段至授權合約電量段報邊際成本價，從授權合約電量段至現貨段報大于等于邊際成本的價格，如圖4所示。當系統負荷水平較低時，政府授權合約電量部分不一定會全額出清，從零至最小穩定出力段報零價可以保證機組不會停機，超過最小穩定出力段電量以大于等于邊際成本報價保證不會虧損，是一種較為通用的報價策略。

圖4 核電機組的現貨市場報價策略2Fig.4 The second bidding strategy of nuclear power units in spot market

通過上述分析可得，兩種報價策略各有其適用性與局限性，與負荷水平緊密相關。報價策略1比較保守，傾向于獲得更多的電量，適用于負荷水平和邊際電價較高的情況，通過高出清電量獲得收益；報價策略2較為激進，為了保證不虧損提高了總體的報價曲線，當政府授權合約電量沒有全額出清時，偏差電量部分需要按照現貨市場價格結算，適用于負荷水平和邊際電價較低的情況。

3 算例分析

3.1 算例說明

本文以IEEE 30節點系統為例[12]，分別在高負荷和低負荷時，模擬第2節所述的核電機組的兩種報價策略，并比較機組的收益情況。為了模擬核電機組與其他類型發電機組在現貨市場的競價過程，IEEE 30節點系統的發電機組分別被定義為煤電機組、核電機組和水電機組，所有發電機組的參數如表1所示，機組的最小出力參考文獻[13-14]及《并網調度協議》等確定。

表1 修改的IEEE 30節點系統的發電機組參數

浙江初期電力市場放開110 kV及以上電壓等級用戶[2]，假設發電機組的政府授權合約比例占總發電量的90%，因此核電機組報價曲線中的兩個轉折點——最小穩定出力和政府授權合約的比例分別為60%和90%。

3.2 算例結果

假設高負荷水平時，系統總負荷為2 550.6 MW。煤電、核電和水電機組都采用報價策略1，即從零至授權合約電量段報零價，從授權合約電量段至現貨段報博弈競價。博弈競價段的報價分別參考浙江省三種類型機組的上網電價[15]，機組的分段報價數據如表2所示，報價時間段選為一小時。

表2 高負荷時發電機組的博弈競價段報價數據

高負荷水平時的出清結果如圖5所示，圖中省略了所有機組報零價的電量段。高負荷時所有機組的政府授權合約電量全部出清，受網絡連接方式和負荷位置的影響，即使核電機組410元/MW·h的報價高于其他煤電機組，但核電機組的現貨段電量全部出清，實現滿功率運行，并成為邊際機組，出清電價為410元/MW·h。第一臺煤電機組的現貨段電量部分出清，其余機組的報價較高，沒有獲得現貨段的電量。

圖5 高負荷時的現貨市場出清結果Fig.5 Spot market clearing results under high load

假設低負荷水平時，系統總負荷為1 700.4 MW。煤電、核電和水電機組都采用報價策略2，即從零至最小穩定出力段報零價，從最小穩定出力段至授權合約電量段報邊際成本價，從授權合約電量段至現貨段博弈競價。機組的報價數據如表3所示，報價時間段選為一小時，未列出的電量部分報價為零。經過初步測算，超超臨界煤電機組的邊際發電成本為0.22元/kW·h，核電機組的邊際發電成本為0.18元/kW·h[16]，水電機組的邊際發電成本近似為零。

表3 低負荷時發電機組的博弈競價段報價數據

低負荷水平時的出清結果如圖6所示，圖中省略了所有機組從零到最小出力報零價的電量段。機組報零價的電量段全部出清，包括所有機組最小出力段電量和水電機組的政府授權合約電量。核電機組和煤電機組1的邊際發電成本較低，它們排在水電機組的政府授權合約電量段之后出清，核電機組的博弈競價段電量的報價較高，因此沒有爭取到滿功率運行，出清了全部政府授權合約電量，剩余的負荷由煤電機組1獲得，出清電價為220元/MW·h。

圖6 低負荷時的現貨市場出清結果Fig.6 Spot market clearing results under low load

從不同負荷水平下模擬現貨市場模擬出清結果中可得，核電機組制定報價策略需要參考競爭對手的報價，并做好發電成本測算工作。高負荷時，當核電機組的報價低于其他機組的報價時，更有可能獲得現貨部分的電量，也可以嘗試提高報價搏一下邊際機組，以提高出清電價獲得更高收益。低負荷時，核電機組的低邊際發電成本有利于爭取較高電量，按照目前測算的各機組發電成本來看，核電機組基本能保證政府授權合約電量全額出清，核電機組的出力可達到90%額定功率。如果想獲得剩余發電量應繼續以邊際成本報價，較高的申報電價不利于獲得電量，這時市場的出清電價較低，核電機組的收益會略有降低。

4 結語

本文首先分析了核電機組的運行特點，并闡述了考慮核電機組的浙江現貨市場出清流程，相應為核電機組制定了2種現貨市場報價策略，分別是“從零至授權合約電量段報零價，從授權合約電量段至現貨段博弈競價”和“從零至最小穩定出力段報零價，從最小穩定出力段至授權合約電量段報邊際成本價，從授權合約電量段至現貨段博弈競價”。最后在不同負荷水平下，模擬使用不同報價策略的現貨市場出清過程。在高負荷時，核電機組可以提高現貨段的報價搏一下邊際機組，以提高出清電價；在低負荷時，核電機組的政府授權合約電量可以全額出清，如果想獲得剩余發電量，現貨段電量應以邊際成本報價。