電力現貨市場中節點電價影響因素的探討

申先斌

（廣東粵電靖海發電有限公司，廣東揭陽 515000）

0 引言

2015 年“9 號文”的發布奠定了第二輪電力改革的方向，開展建設由垂直一體化的計劃性發用電逐步轉為通過市場價格引導的電力市場，在“1+6”配套文件的指導下，輸配電環節引入社會資本，大力發展增量配網的建設；發電側逐步減少計劃電量，增加市場電量份額，加大對電力用戶釋放電改紅利；售電公司和電力市場用戶數量呈指數型增長，“管住中間，放開兩頭”的電改理念已深入人心。俗話說，“無現貨，不市場”，國家發改委、能源局發布的《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》選擇南方（以廣東起步）、浙江、蒙西、山西、福建、山東、四川、甘肅等8個地區為第一批電力現貨市場試點。廣東省已于2018 年9 月出臺首部電力現貨市場運營規則并啟動試運行，甘肅、山西電力現貨市場也于2018 年底投入試運行，其余5 個地區2019 年上半年也將同步推進電力現貨市場試運行。南方（以廣東起步）電力現貨市場引鑒美國PJM 電力市場模式，采用中長期+現貨市場構架，以中長期市場合約鎖定交易市場主體大部分收益，現貨市場采取日前市場全電量競爭，日內市場實時出清的方式協調機組開機組合和交易電量。

1 統調負荷與聯絡線功率的變化

2018 年廣東省統調負荷最高達1.08 億千瓦，日內負荷曲線呈“三峰三谷”狀，負荷差可達0.40 億千瓦。日前市場采用安全約束機組組合（Security Constrained Unit Commitment，SCUC）和安全約束經濟調度（Security Constrained Economic Dispatch，SCED）模型進行出清，得到次日96 點機組開機組合和機組出力曲線。實時用電負荷的波動直接影響機組出力的變化，當某一節點負荷增加時，可能會調用報價更高的機組或同一機組的高價出力區間，此時節點電價也會隨之發生變化。聯絡線功率對節點電價的影響與負荷的變化一致，廣東電網通過“八交九直”高壓輸電線路同中西部電網聯網，全省用電量約三分之一為外受電。聯絡線送入電量增加，省內發電需求降低，此時在滿足輸電約束的條件下，節點電價也會隨著機組出力的下降而變化。

2 發電機組物理參數

機組物理參數對節點電價影響主要有2 個方面：一是機組本身的出力受限；二是不同機組間爬坡速率的不同。對某一節點而言，當負荷增加時，應按序調用低價機組直至滿足負荷需求，如果某低價機組因自身或其他原因出力受限，系統無法調用其價格排序中的中標出力，只能調用出力未受限但價格更高的機組，此時節點電價相應發生波動。煤機、燃機、水電機組及其他新能源機組的負荷調節速率各不相同，目前廣東進入市場的機組以煤機和燃機為主，煤機裝機容量占比高，但爬坡速率較慢，燃機則相反。在負荷高峰階段，當低價煤機受爬坡約束時，系統需要調用高價燃機快速增加出力，以支撐負荷變化，因此爬坡階段將由燃機定價；當負荷高峰或快速爬坡結束，煤機出力增加，燃機將逐漸減少至最少技術出力，此時將轉回煤機進行定價。

3 輸電線路阻塞與開停機狀態

電能的不可大規模儲存和發用需實時平衡特性決定了電力現貨市場有別于其他現貨市場，在滿足價格排序條件的同時，需要綜合考慮輸電線路阻塞問題。以某地區A、B 節點為例，如果2 個節點間輸電線路不存在阻塞，A 節點便宜的電能供給B 節點用戶，則A、B 節點電價一致且由A 節點邊際機組的報價定價，如果A、B 節點間發生輸電阻塞，A 節點機組無法完全承擔B 節點用戶負荷需求，需要調用B 節點的價高機組進行發電，此時A、B 節點的電價將由各自的邊界機組進行定價。輸電線路阻塞會產生阻塞盈余，對于阻塞管理，PJM 市場成員可進行固定輸電權（Financial Trans-mission Rights，FTR）拍賣交易，以抵消線路阻塞對自身節點現貨價格波動的風險，廣東電力現貨市場利用中長期交易鎖定市場主體大部分收益，用以規避線路阻塞等因素引起的現貨價格波動風險。除了線路阻塞，機組的開停機狀態也會影響節點電價。一般情況下，負荷越高，節點電價也會越高，然而由于燃煤、燃氣機組都存在最小技術出力，機組的最小出力部分納入優先出清序列，當負荷增加到需要新增開機時，新開機組必須要承擔一部分負荷，此時其余機組承擔的負荷相對減少，節點電價有可能反而下降。

4 輔助服務市場

為保證電能質量和電力系統安全可靠運行，市場成員可以提供調頻、調峰、旋轉備用、冷備用、無功調節和黑啟動等一系列輔助服務。為了配合電力現貨市場建設，調動市場主體提供更優質的調頻輔助服務，廣東省調頻輔助服務市場已于2018 年9 月開始試運行。市場建設的目標是通過能量市場、調頻市場和備用市場的聯合出清，實現全系統的購電成本與輔助服務成本之和最低，屆時燃機和部分綜合調頻性能較優的煤機將預留部分負荷空間參與調頻，在負荷高峰階段，這部分預留負荷無法調用，類似機組的出力受限，因此也會影響機組所在的節點價格。

5 發電機組報價

當系統存在網絡阻塞時，節點電價在數值上未必與機組報價相對應，某些情況下，節點價格可能高于最高機組報價，也可能低于最低機組報價，極端情況下節點電價可能為負值。下面舉一例說明：

圖1 為三節點系統：1#點和2#點分別有1 臺機組G1、G2，出力均為100 MW，報價分別為100 元/（MW·h）和200 元/（MW·h），3 條輸電線路電抗值圖，忽略其他影響因素，3#點處需要輸出80 MW 的電能。如果1#～3#線路限載40 MW，求3#點處節點電價？

圖1 三節點系統節點電價組合

首先分析圖1 中系統的最優調度情況。由于G1電價比G2便宜，出清模型優先調用G1向負荷供電，但由于1#～3#線路存在輸電阻塞，以最優經濟調度為目標，根據基爾霍夫電壓定律和電流定律，列出潮流平衡方程：

聯立求解得：FG1=40 MW，FG2=40 MW。

根據節點電價的定義，為求3#點處的節點價格，需要在3#點處增加1 MW 的負荷需求，再次列出潮流平衡方程:

聯立求解得：FG1=38 MW，FG2=43 MW。

即3#點處每增加1 MW 負荷，為保證1#～3#線路潮流不越限，需要G2 增加3 MW 出力，G1減少2 MW 出力。

計算得3#點處節點電價：P3=3PG2-2PG1=400 元/（MW·h）。此時3#點處節點電價與2 臺機組報價非正相關。由此可知，當存在輸電阻塞時，部分節點電價可能由其他節點的發電機出力增減數量及其價格綜合決定。

上例只是簡單的三節點系統，推廣到實際運行的輸配電網絡，情況將復雜得多。

6 結語

現貨市場具有發現價格、激勵響應、促進競爭、優化配置、管理阻塞、調節偏差等作用，要建立一個健康穩定運行的電力現貨市場，實屬不易。作為發電側，日前市場電能量報價需要綜合考慮全市場外購電量和市場電需求總量、自身機組檢修狀態、所在物理節點通道阻塞情況、同節點競價機組參數和開停機狀態等相關實時信息，才能更準確地進行機組報價，爭取最大的經濟效益；對于負荷側而言，用戶如何選擇優質的售電公司代理電量，售電公司怎樣準確地進行負荷曲線管理和客戶甄選，也是當下熱議的話題。