电力现货市场环境下考虑优先发电量的发电计划制定方法研究

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2021-02-04
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摘要：立足于电力市场环境下发电计划保障电网安全稳定、激励投资、保障发电企业生存的重要定位，文章提出了参考年度优先发电量并考虑企业固定成本回收核定下发计划电量，并将未缔约中长期合约作为计划电量下发的发电计划制定机制。各电厂的年度优先发电量按照月度优先发电量分解至各月，其余计划电量以优先发电量为系数进行分解。通过对构建的多场景算例的分析，文章提出的电量计划制定办法对于发用双方参与市场具有激励作用，实现了计划和市场的有序衔接。

关键词：电力现货市场，优先发电量，发电计划制定，交易电量，月度分解

（北极星售电网作者：北京鑫泰能源股份有限公司何淼）

0.引言

2020年3月，本轮电力体制改革的纲领性文件（中发9号文）已经颁布5周年[1]。第一批8个现货试点省份均于2019年开展了为期一周的结算试运行[1]，并于2020年陆续开展整月结算试运行。从试运行情况来看，各地现货市场运行平稳，参与现货市场交易的机组能够严格按照交易曲线运行，电网电力平衡得到充分满足，备用、潮流、联络线偏差等各项指标均正常。传统的中长期电量计划制定和实时调度机制可以逐渐被电力现货市场交易机制取代[1]，电力行业的计划模式和传统色彩正逐渐淡去[2]，电力市场发现电力资源的时空价值、促进资源优化协调、释放市场红利的效能不断显现。

市场改革环境下，电量计划工作面临新挑战、新变革，主要表现在：国家出台相关政策，要求全面放开经营性电力用户发用电计划，计划电量规模逐年减少[3]-[4]；现货电能市场价格机制无法兼顾发电存量发电企业的固定投资回收，受新能源电力电量水平不断提高影响，火电企业生存空间不断被压缩[5]；未来计划和市场双轨制并存的格局预计长期存在，是造成市场运行中不平衡账户资金的重要来源[6]，协调和匹配计划性和市场化发用电规模，将成为市场规模持续放开的背景下进一步深化推进电力市场化改革进程的重点工作。

目前，已经有相关论文对年度电量计划制定办法和分解办法进行研究。年度电量制定方面，在我国的能源结构转型、产业变革和电力体系改革的大背景下，年度电量计划研究重点关注清洁能源[6]-[8]、行业发展[9]-[10]等的年度电力电量需求预测办法，以预测结果作为边界可再生能源的年度电量测算工作。年度电量分解和执行方面，文献[11]至[14]重点关注电量进度完成进度均衡，提出了电量计划的月度滚动修正方法，文献[15]在此基础上，考虑机组停备和电网边界变化造成的计划执行不确定性，提出更具操作性的电量分解办法。文献[16]提出了基数电量执行中的偏差电量处理办法。文献[17]设计提出了市场环境下的基数电量分解办法。然而，以上的论文对优先发电量的考虑能力不足，与本轮电力体制改革的配套能力欠佳。

基于市场环境下发电计划制定的新要求，文章设计提出考虑优先发电量的发电计划制定方法，具体设计市场环境下年度电量计划制定办法和月度分解办法；设计算例，分析电量计划的制定办法对市场主体交易的激励作用，并提出未来电量计划的工作建议。容量市场建成后的情况，发电企业的投资回收机制与现阶段存在较大差异，因此，文章的分析仅针对容量市场建成前的情况。

1.市场环境下发电计划制定方法研究

1.1发电计划核定原则

市场环境下，发电计划坚持以下原则核定：

第一，充分发挥计划电量保障非市场用户电力供应、协调市场主体利益分配、保障发电企业生存和容量投资回收的作用；

第二，坚持落实优先发电计划，保障电网电压支撑和调峰调频需求，充分保障电网安全稳定运行；

第三，以计划电量的高电价充分引导电力用户参与市场交易；

第四，注重计划电量与市场电量协同，发电计划制定和下发办法应当便于市场主体理解和接受，实现计划向市场的有序过渡。

1.2计划电量核定办法

广东电力现货市场按照“以用定发”的原则和方法实现了市场化发用电的匹配，在很大程度上平抑了双轨制并行导致的不平衡账户的不利影响[6]。但随着市场化规模的不断放开，“以用定发”机制的内在缺陷逐渐暴露。

容量市场未建成前，计划电量主要承担着保障发电企业投资回收和非市场化用户用电、电压支撑、调峰调频需求（即优先发电量）等多重作用，因此，计划电量应当分别核定。

若市场化交易综合合约价格高于中长期合约平均价格，则本年度不额外核定保障投资回收电量。对于尚未开展现货市场交易的省份（控制区），不额外核定保障投资回收电量。投资回收电费核定，进一步平抑上一年度能量市场电价波动对发电企业收益的影响，避免了发电企业为了企业收益盲目申报高价，利于市场主体回归理性。

式（2）充分保证年度下发的计划性发电量规模不超过年度非市场用户用电量的总规模，在保障发电企业生存的基础上，提供通过调整电量计划实现发用电侧电量机构匹配的可能性与可行性。各电厂的电量计划为

1.3发电计划制定流程

根据节1.2的电量计划核定办法，电量计划制定流程如图1所示。

图1 发电计划制定流程

由于对未来一年的电网边界条件和用电特性难以准确把控，年度电量计划总量和年度优先发电量的核算确定可能不准确。因此，在年内需要对电量计划进行调整，根据优先发电量的实际需求与优先发电量预测值的偏差，增加或削减各电厂的计划电量，提升非市场化发用电量的匹配度和市场化发用电量的匹配度，缓解市场结算不平衡问题。

1.4发电计划月度分解办法

市场环境下发电企业年度电量计划的电量成分包括计划电量和市场电量，其月度分解办法如图2所示。

图2 年度发电计划月度分解办法

市场电量有两种主要的月度分解方式：以场外双边协商形式确定的交易合约，购售双方通过协商确定年度合约的月度分解量；以场内集中撮合和挂牌交易方式确定的交易合约，通过市场支持系统确定月度交易电量。

年度优先发电量按照月度核定的优先发电量分解至各月，保障未放开的非经营性用户电力电量需求和电网安全稳定运行；投资回收电量和未成交市场化交易电量，以各月的优先发电量为比例系数分解至各月。

2.算例分析

2.1算例描述

负荷水平和现货市场电价机制方面，日前市场和实时市场的负荷水平和分时电价水平如表1所示。为简化分析，算例采用每日四段的电力曲线：0~6时负荷水平相同，7~12时负荷水平相同，12~18时负荷水平相同，19~24时负荷水平相同。

计划性发用电方面，基数电量按照50%全社会用电量下发，执行核定的上网电价（0.45元/千瓦时）。非市场用户用电量规模设定为50%全社会用电量，执行目录电价（0.55元/千瓦时）。

市场化发用电方面，市场化用户用电量规模设定为50%全社会用电量。中长期合约规模按照市场化用电量下发，且购售双方交易积极性高，中长期合约全部签满，合约价格为0.32元/千瓦时，低于现货市场价格。现货市场分时价格参考表1数据。市场结算价格执行考虑输配电价的电能量绝对价格，输配电价按照0.12元/千瓦时执行。

现货市场结算机制要求基数电量和中长期合约电量分解至日分时电力曲线，与现货市场出清曲线进行偏差结算。基数电量按照全天平均典型曲线分解，中长期合约曲线按照用户实时用电曲线形状确定。

2.2结果分析

2.2.1对市场主体利益影响

在算例构建的场景下，市场化发用电量和非市场化发用电量严格匹配，且用电量空间在合约签订时被基数电量和中长期合约电量完全覆盖。根据节4.2设计的电量计划制定流程，电量计划等效于优先发电量，充分保障非经营性用户电力供应和调峰调频需求。

因发电企业或电力用户不积极参与市场导致中长期电量无法完全缔约时，中长期合约与基数电量无法覆盖全部用电量，市场成员的利益会受到影响。表2展示了中长期电量无法完全缔约时的市场成员的收益/支出水平。节4.2设计的流程中，未缔约合约以基数电量形式下发，因此，未签约中长期电量占比越高，发电侧以上网电价的高价结算的电量越多，发电侧总收益越高。未缔约市场化电量等效于电网公司代理购买高价基数电量向市场化用户供电，相关不平衡资金由用户承担。由此，未签约中长期电量占比越高，市场用户支出费用越高。

非市场用户结算执行目录电价，价格水平稳定，不受市场化合约缔约比例影响。在用电结构稳定的条件下，电网公司未来“购销价差+输配电价”的收益机制也能够保证相对稳定的收益。

2.2.1对市场主体交易的激励作用分析

为研究文章提出的电量计划制定流程对市场主体参与中长期合约交易的激励效果，算例考虑中长期合约高于现货市场出清价格的“高价”场景（中长期合约价设为0.38元/千瓦时），以及未缔约电量不下发的场景。

不同场景下的市场用户单位用电成本如表3所示。未缔约电量是否按照基数电量下发，以及市场化合约价格水平对于市场用户的用电成本与合约缔约比例的趋势关系影响较小：未缔约合约比例越高，市场化用户的单位用电成本越高。中长期合约锁定部分支出后，市场用户的市场化用电总支出主要由日前出清曲线与中长期合约分解曲线偏差决定。中长期未缔约合约比例增加，现货市场偏差结算费用增加，用电成本增加。

不同场景下的发电企业的单位市场化发电收益如表4所示。未缔约电量是否按照基数电量下发影响发电企业的单位市场化发电收益水平。按照文章设计的电量计划制定办法将未缔约合约量下发为计划电量，未缔约合约比例提高，发电企业的单位市场化电量收益降低。将未缔约电量以基数电量下发，现货市场空间较小，现货市场收益难以弥补因未缔约合约增加导致的发电企业的中长期收益减少。当中长期合约价格增加时，这种趋势更加凸显。

值得注意的一点是，本算例中的不同情境下，发电企业的现货市场收入和市场化用户现货市场支出均为正值。若现货市场的收益和支出均为负值，电量计划制定对市场主体交易意愿的激励作用可能进一步增强。

可见，执行文章设计的市场环境下的发电计划制定办法，发电企业和电力用户为实现单位市场收益最大化，均倾向于在安全校核通过的前提下，充分签订中长期合约。这种趋势与中长期合约价格无关，一定程度上避免了发电侧恶意报高价的行为。同时，仅在完全缔约的情况下，发电企业的收益与未缔约合约不下发的情景差距最小，进一步提升了对发电企业积极参与市场的激励作用。制定办法有效激励了市场主体的交易意愿，充分释放了市场红利，实现了计划模式与市场模式的有序衔接。

3.结论

文章设计了市场环境下的中长期电量计划制定办法：以非经营性电力用户的年度电量预测、电网调频调峰需求，以及发电企业的合理收益为边界，核算并下发各电厂的基础基数电量。年度电量计划总量与下发的计划电量的差值作为总交易规模下发，组织中长期交易。若存在未缔约电量，则剩余电量作为基数电量下发，下发办法与传统计划模式相同。年度电量计划月度分解方面，以各月份的优先发电量为基础，将年度优先发电量分解至各月。剩余计划电量，以月度优先发电量为比例分解至月度。

文章构建算例分析了电量计划制定办法的合理性，以及与市场衔接的有效性。中长期合约未缔约比例越高，用户侧的单位用电成本增加，发电企业的单位市场化发电收益下降。从逐利角度出发，发用双方倾向于获得最大化的市场收益，因此，二者均有将中长期合约全部签满的动力，市场交易的积极性大大增加。可见，文章提出的市场环境下的发电计划制定办法对于激励市场主体参与交易具有积极作用，实现计划和市场的有序衔接。

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