报量报价的发电企业可以在实时市场“稳赚不赔”?

前言

三峡集团电力市场研究中心积极开展国内外电价研究、全电源品种成本分析、电力市场模型与交易策略研究、绿电、绿证、碳市场研究等，密切关注电力行业重点、热点及难点问题，发布专业研究成果、专著论文与政策建议。本期电力市场研究中心分析了我国电力现货实时市场对报量报价的发电企业收益的影响，提出了报量报价的发电企业现货报价建议。供分享学习，欢迎交流讨论！

（来源：能源及电力市场研究）

作者介绍：

  李盼扉，供职于三峡集团电力市场研究中心

  胡晓勇，供职于三峡集团电力市场研究中心

     现货电能量市场一般由日前市场、日内市场和实时市场三部分组成，实现调度运行和市场交易的有机衔接。其中，实时市场主要起到消除系统的不平衡，维持系统安全稳定运行水平的作用，同时还提供超短期电力供需平衡关系的经济信号。在实际运行中，受天气变化、电网事故、新能源功率预测偏差、用电负荷变化等因素影响，日前市场制定的发电计划与实际用电负荷可能出现较大偏差，产生功率不平衡量。传统调度模式依靠调度员通过AGC系统调节指令并下发，而现货市场环境下则通过实时市场手段解决电网运行中出现的电力供需不平衡问题。

     实时市场的核心功能是按调度时段编制实时调度计划，根据发电厂报价曲线和超短期负荷预报，考虑机组限值和爬坡速率，在满足系统安全稳定运行的约束的基础上，按市场发电成本最小并适当考虑调整复杂程度安排各机组实时调度计划。从我国电力现货市场报价规则的现状来看，多数电力市场中报量报价发电主体在日前市场与实时市场共用一套报价方案优化出清。根据笔者分析，在共用一套报价方案且正常出清情况下，报量报价发电主体在实时市场的偏差电量总是能获取正收益，做到“稳赚不赔”。

报量报价发电企业

在实时市场

偏差收益分析

随着电力交易体系由计划模式向市场化改变，发电企业的电费结算方式也发生巨大改变，由原来的量价乘积变为三部制偏差结算方式，其中日内市场结果不参与结算。根据《电力现货市场基本规则（试行）》中关于市场结算的相关规定，我国现货结算从形式上可分为“现货全电量结算、中长期差价合约结算”（方式一），以及“中长期全电量结算、现货偏差电量结算”（方式二）两类。两类方式的计算公式可互相变形得到，则当发电侧中长期结算参考点与上网节点一致时，发电企业电能量结算电费的计算公式如下所示。

F收入 = Q中长期*P中长期+（Q日前-Q中长期）*P日前+(Q实时-Q日前)*P实时

假设实时市场与日前市场的偏差电量Q偏差=Q实时-Q日前，将Q日前=Q实时-Q偏差代入以上公式得到：

F收入 = Q中长期*P中长期+（Q实时-Q偏差-Q中长期）*P日前+(Q实时-（Q实时-Q偏差)*P实时

        = Q中长期*（P中长期-P日前）+Q实时*P日前+Q偏差*（P实时-P日前）

其中，红色部分为实时市场偏差电量的偏差收益，即（Q实时-Q日前）*（P实时-P日前）。电力市场现货环境下，交易规则要求报量报价发电企业的报价曲线为单调非递减曲线，且日前及实时市场全天96个出清时段均采用同一报价曲线。除强送电、系统阻塞等特殊情况外，系统正常出清情况下，发电企业所在出清节点电价越高，则其出清电量越大，量、价呈同向变化的客观规律。因此，当Q实时-Q日前为负时，P实时-P日前也为负；Q实时-Q日前为正时，P实时-P日前也为正，无论Q实时<Q日前或Q实时>Q日前，（Q实时-Q日前）*（P实时-P日前）恒为正值，报量报价发电企业在实时市场的偏差收益总为正收益。

案例分析

假设某电站（机组）在现货市场的报价方案如表1所示，日前市场该发电企业所在节点在12:00，20:00的价格分别为210元/MWh，320元/MWh时，该电站（机组）中标出力分别为400MW，600MW，即图1中A、B两点。当实时市场各出清时点供需发生变化时，该电站（机组）所在节点在12:00，20:00的实时价格变为150元/MWh，360元/MWh时，该电站（机组）中标出力分别为300MW，700MW，即图1中A’、B’。可以看出，实时市场12点时刻，电站（机组）所在节点电价降低60元/MWh，中标出力减少100MW，实时市场偏差电量收益增加6000元；实时市场20点时刻，电站（机组）所在节点电价升高40元/MWh，中标出力增加100MW，实时市场偏差电量收益增加4000元，均为正收益。

表1  某电站（机组）报价方案

图1  某电站（机组）报价曲线

报量报价发电企业

现货报价建议

在现货市场报价过程中，部分报量报价发电主体为图方便、省事，往往只报两三段台阶，但从以上分析可看出，减少报价台阶意味着降低获取实时市场偏差电量收益的几率。在当前市场规则下，当系统出清不发生强送电、线路阻塞等特殊情况时，发电主体在实时市场的偏差电量收益能保持“稳赚不赔”，若要实现正收益不为零，则要实现（Q实时-Q日前）且（P实时-P日前）不为零，故发电企业在制定报价方案时要尽可能多的形成量价差。

建议一是发电企业在现货报价时尽量用足报价段，在满足规则要求的情况下将电站容量按最大段数申报，尽可能多的形成量价差。二是结合电价预测概率结果，在预测电价可能出现的分布带上进行集中分段报价，将报价台阶做小、做密，则当实时电价发生小幅度变化时均能引起电站（机组）出清出力的变化，进一步提升电站（机组）获取实时市场偏差电量正收益的机会。

由于当前市场规则要求报量报价市场主体在日前市场及实时市场共用一条单调非递减的报价曲线，则在市场正常出清情况下，报量报价发电企业在实时市场能“稳赚不赔”，但随着市场规则不断修改完善，当报量报价发电企业在日前及实时市场均需申报报价曲线时，以上收益规律或将不存在。