前言

三峽集團電力市場研究中心積極開展國內外電價研究、全電源品種成本分析、電力市場模型與交易策略研究、綠電、綠證、碳市場研究等，密切關注電力行業重點、熱點及難點問題，發布專業研究成果、專著論文與政策建議。本期電力市場研究中心分析了我國電力現貨實時市場對報量報價的發電企業收益的影響，提出了報量報價的發電企業現貨報價建議。供分享學習，歡迎交流討論！

（來源：能源及電力市場研究）

作者介紹：

  李盼扉，供職于三峽集團電力市場研究中心

  胡曉勇，供職于三峽集團電力市場研究中心

     現貨電能量市場一般由日前市場、日內市場和實時市場三部分組成，實現調度運行和市場交易的有機銜接。其中，實時市場主要起到消除系統的不平衡，維持系統安全穩定運行水平的作用，同時還提供超短期電力供需平衡關系的經濟信號。在實際運行中，受天氣變化、電網事故、新能源功率預測偏差、用電負荷變化等因素影響，日前市場制定的發電計劃與實際用電負荷可能出現較大偏差，產生功率不平衡量。傳統調度模式依靠調度員通過AGC系統調節指令并下發，而現貨市場環境下則通過實時市場手段解決電網運行中出現的電力供需不平衡問題。

     實時市場的核心功能是按調度時段編制實時調度計劃，根據發電廠報價曲線和超短期負荷預報，考慮機組限值和爬坡速率，在滿足系統安全穩定運行的約束的基礎上，按市場發電成本最小并適當考慮調整復雜程度安排各機組實時調度計劃。從我國電力現貨市場報價規則的現狀來看，多數電力市場中報量報價發電主體在日前市場與實時市場共用一套報價方案優化出清。根據筆者分析，在共用一套報價方案且正常出清情況下，報量報價發電主體在實時市場的偏差電量總是能獲取正收益，做到“穩賺不賠”。

報量報價發電企業

在實時市場

偏差收益分析

隨著電力交易體系由計劃模式向市場化改變，發電企業的電費結算方式也發生巨大改變，由原來的量價乘積變為三部制偏差結算方式，其中日內市場結果不參與結算。根據《電力現貨市場基本規則（試行）》中關于市場結算的相關規定，我國現貨結算從形式上可分為“現貨全電量結算、中長期差價合約結算”（方式一），以及“中長期全電量結算、現貨偏差電量結算”（方式二）兩類。兩類方式的計算公式可互相變形得到，則當發電側中長期結算參考點與上網節點一致時，發電企業電能量結算電費的計算公式如下所示。

F收入 = Q中長期*P中長期+（Q日前-Q中長期）*P日前+(Q實時-Q日前)*P實時

假設實時市場與日前市場的偏差電量Q偏差=Q實時-Q日前，將Q日前=Q實時-Q偏差代入以上公式得到：

F收入 = Q中長期*P中長期+（Q實時-Q偏差-Q中長期）*P日前+(Q實時-（Q實時-Q偏差)*P實時

        = Q中長期*（P中長期-P日前）+Q實時*P日前+Q偏差*（P實時-P日前）

其中，紅色部分為實時市場偏差電量的偏差收益，即（Q實時-Q日前）*（P實時-P日前）。電力市場現貨環境下，交易規則要求報量報價發電企業的報價曲線為單調非遞減曲線，且日前及實時市場全天96個出清時段均采用同一報價曲線。除強送電、系統阻塞等特殊情況外，系統正常出清情況下，發電企業所在出清節點電價越高，則其出清電量越大，量、價呈同向變化的客觀規律。因此，當Q實時-Q日前為負時，P實時-P日前也為負；Q實時-Q日前為正時，P實時-P日前也為正，無論Q實時<Q日前或Q實時>Q日前，（Q實時-Q日前）*（P實時-P日前）恒為正值，報量報價發電企業在實時市場的偏差收益總為正收益。

案例分析

假設某電站（機組）在現貨市場的報價方案如表1所示，日前市場該發電企業所在節點在12:00，20:00的價格分別為210元/MWh，320元/MWh時，該電站（機組）中標出力分別為400MW，600MW，即圖1中A、B兩點。當實時市場各出清時點供需發生變化時，該電站（機組）所在節點在12:00，20:00的實時價格變為150元/MWh，360元/MWh時，該電站（機組）中標出力分別為300MW，700MW，即圖1中A’、B’。可以看出，實時市場12點時刻，電站（機組）所在節點電價降低60元/MWh，中標出力減少100MW，實時市場偏差電量收益增加6000元；實時市場20點時刻，電站（機組）所在節點電價升高40元/MWh，中標出力增加100MW，實時市場偏差電量收益增加4000元，均為正收益。

表1  某電站（機組）報價方案

圖1  某電站（機組）報價曲線

報量報價發電企業

現貨報價建議

在現貨市場報價過程中，部分報量報價發電主體為圖方便、省事，往往只報兩三段臺階，但從以上分析可看出，減少報價臺階意味著降低獲取實時市場偏差電量收益的幾率。在當前市場規則下，當系統出清不發生強送電、線路阻塞等特殊情況時，發電主體在實時市場的偏差電量收益能保持“穩賺不賠”，若要實現正收益不為零，則要實現（Q實時-Q日前）且（P實時-P日前）不為零，故發電企業在制定報價方案時要盡可能多的形成量價差。

建議一是發電企業在現貨報價時盡量用足報價段，在滿足規則要求的情況下將電站容量按最大段數申報，盡可能多的形成量價差。二是結合電價預測概率結果，在預測電價可能出現的分布帶上進行集中分段報價，將報價臺階做小、做密，則當實時電價發生小幅度變化時均能引起電站（機組）出清出力的變化，進一步提升電站（機組）獲取實時市場偏差電量正收益的機會。

由于當前市場規則要求報量報價市場主體在日前市場及實時市場共用一條單調非遞減的報價曲線，則在市場正常出清情況下，報量報價發電企業在實時市場能“穩賺不賠”，但隨著市場規則不斷修改完善，當報量報價發電企業在日前及實時市場均需申報報價曲線時，以上收益規律或將不存在。