发电企业现货报价策略模型的构建

王 蕾

（华电淄博热电有限公司，山东 淄博 255000）

0 引言

2015 年3 月15 日《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9 号文）》的颁布，标志着新一轮电力市场化改革正式启动。电力现货市场建设作为本次改革的一项关键性任务，推进步伐逐步加快。2017 年，国家发改委办公厅、国家能源局综合司下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确第一批选择南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8 个地区开展电力现货市场建设试点［1］。2021 年，国家发改委办公厅、国家能源局综合司下发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》明确辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北6个地区为第二批现货试点地区。电力现货市场还原了电力的商品属性，在优化电力资源配置、发现真实价格信号、促进清洁能源消纳方面起到重大推动作用。与此同时，现货市场对发电企业的实时报价要求也使其短期定价决策水平面临着更大的考验。因此，基于火电机组边际成本报价构建现货报价策略分析模型，可为火电企业更好地响应现货市场发展需求、实现效益稳步增长提供参考，实现火电机组现货收益最大化［2］。

“无现货、不市场”以特殊的语言强调了现货市场在电力市场中的核心地位和关键作用［3］。电力现货市场是新一轮电改的核心工作，2020年，电力现货市场建设进入了高潮期，8个试点地区全部开展了整月结算试运行。电力现货市场按照实际交易结果进行了“真金白银”的财务结算，我国电力市场化改革迈出了极为重要的一步［4］。山东作为第一批电力现货市场试点之一，目前已开展4 次连续结算试运行。2019 年6 月，山东正式开启电力现货市场模拟试运行，9 月、12 月完成了两次的7 天连续调电结算试运行。2020年5月，又开展了为期4天的连续试结算。随后，山东电力现货市场进行了比较大的规则调整，开放零售市场、中长期合约由发用两侧自行签订、对发电机组固定成本给予容量电费补偿等，并于2020 年11 月开展了为期1 个月的连续结算试运行。电力现货市场的深入推进，使得如何应对电力现货市场风险、如何在市场中获得最大收益成为全行业亟须解决的问题。

从发电企业自身角度出发，应对电力现货市场亟须解决的问题主要有以下三点：一是现货市场中发电企业无法预测机组运行状态、发电情况、发电收益，如何准确地对出清电价、机组发电情况、发电收益进行预测，并根据机组实际工况指导公司制订最合适的现货报价策略，成为公司可在现货市场中获得最大收益的保证；二是发电机组各种实际工况需求无法通过现货报价调整满足，报价策略调整缺乏依据，发电机组在运行中会面临各种各样的实际需求，如何使机组的各种实际工况需求获得满足的同时使机组运行获得最大收益，是一项亟须解决的问题；三是现货交易没有形成高效、科学的管理体系，机组运行状态、缺陷情况、降出力情况、边际成本等信息无法第一手掌握，严重影响工作效率。

目前，国内外针对电力现货市场的竞价策略研究主要侧重于发电企业购电策略、发电企业经营策略，对发电侧电力现货市场报价策略研究较少，报价策略模型的建立更是无从谈起。文献［5-8］介绍了考虑中长期合约的现货日前竞价模型。文献［9-12］主要介绍了部分国家的中长期差价合约类型、适用场景、模型以及合约在不同市场中起到的作用。文献［13］介绍了国内电力中长期差价合约分解的方法。文献［14］介绍了发电企业应对电力现货市场的经营策略。文献［15-16］介绍了可再生能源与负荷侧在电力现货市场中的体制机制。通过参与电力现货市场的实践，深刻了解火电企业在电力现货市场中面临的重点、难点，针对火电企业在电力现货市场中面临的机组发电情况、发电收益、出清电价无法预测，报价策略调整缺乏科学依据等实际情况，联合多个部门、专业团队，在总结电力市场现货报价策略的基础上，创造性开展了现货报价策略分析模型搭建工作，形成了一套完整的、贴合实际的现货报价策略分析模型，改变了原先现货交易无预测、报价调整无依据、交易工作无体系的三无状态，实现了现货预测精准化、报价策略科学化、工作流程高效化。

1 山东电力现货市场规则要点

1.1 规则体系、市场架构

山东电力现货市场规则体系主要为一方案、三规则：山东电力现货市场建设试点实施方案、山东省电力零售市场交易规则（试行）、山东省电力中长期市场交易规则（试行）、山东省电力现货市场交易规则（试行）。现阶段，山东电力现货市场采用“集中式”市场，“电能量市场+辅助服务市场”的市场架构，电能量市场包含中长期市场和现货市场。省间交易先于省内交易开展，形成的交易结果和交易合约作为省内交易的边界条件，现货电能量市场包括日前市场、日内机组组合和实时市场，辅助服务市场目前仅开展日前调频服务市场。电力零售市场主要是售电公司和市场用户之间开展的交易。

1.2 交易机制

中长期市场交易品种有市场电量双边协商交易、基数电量双边协商交易、集中竞价交易、挂牌交易等。现货市场交易品种有日前现货电能市场、日内机组组合调整、实时现货市场。现货市场日前申报目前采用“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式，根据市场发展情况适时采用发用两侧均报量报价的模式。

1.3 结算机制

山东电力现货市场定价采用节点电价机制，目前，山东现货试点的发电侧采用节点电价，用户侧统一采用发电侧加权平均电价，视市场运行情况再做调整。山东目前采用“日清月结”与“月清月结”相结合的结算模式，每日出具日清算临时结算单，每月发布月正式结算单。市场运行产生的各项不平衡费用，按照每项费用的分配（分摊）周期按日或按月进行清算，按日清算的出具日清算临时结果，以月为周期发布正式结算依据。电力零售市场与批发市场结算相对独立开展，以月为周期开展零售市场结算，按月出具电力市场结算依据。

2 基于边际成本的现货报价策略分析模型构建

总体思路是：依托数据支持，对次日进行准确的电价预测，依据电价预测情况判断机组停机风险，进行机组收益分析，然后根据每日机组实际工况需求，修正报价策略，最终通过收益对比分析确定最合理的报价策略，实现发电收益最大化。

2.1 基于边际成本的电价预测、分析模型

2.1.1 建立大数据库

依据电力交易平台信息披露情况，建立披露信息数据库，计算每日火电机组竞价空间。电力交易中心电力交易平台每日会对次日全网直调负荷、风光出力、外电、试验机组出力、自备机组出力等情况进行信息披露，根据其披露情况，建立披露信息数据库，并根据披露信息计算每日15 min 为1 点、共96 点的火电机组竞价空间。电力交易平台信息披露模块如图1 所示，火电机组竞价空间计算表如图2 所示。

图1 电力交易平台信息披露模块

图2 火电机组竞价空间计算表

依托电网调度信息管理系统（Operation Management System，OMS），建立全网机组运行状态数据库。通过OMS系统每日发电生产日报，掌握山东省内火电机组运行情况，汇总机组运行状态信息并建立机组运行状态数据库，如图3所示。

图3 全网机组运行状态统计表

2.1.2 绘制全网机组边际报价曲线

根据全网机组实际运行情况，将全网在运机组按照容量等级分为20 万kW 级别、30 万kW 级别、60 万kW 级别、100万kW 级别，每周根据估测的不同等级机组的边际情况，作为全网相同等级机组的报价依据；其他特殊机组包括试验机组、核电机组、涉外机组等按照信息披露情况进行预测后剔除。根据山东现货市场报价规则，建立对应不同负荷情况下的机组报价、负荷对照表。

机组报价、负荷对照表建立以后，将机组报价、负荷对照表中数据按照报价数值由低至高排列，形成横坐标为累计容量、纵坐标为报价的机组报价曲线。将全天96 点的火电机组竞价空间依次带入，得出全天96 点分别对应的价格即为全天96 点的运行日电价预测，如图4所示。

图4 全网机组边际报价曲线及电价预测曲线

2.1.3 预测在运机组发电负荷及收益

基于运行日电价预测曲线，根据自身机组报价曲线，一一对应反推公司在运机组全天96 点对应负荷，得出运行机组发电量情况，然后根据电价预测情况，得出公司机组运行日基于边际成本报价时的全天发电总收入、总利润，如图5所示。

图5 公司机组效益分析表

2.2 基于机组实际工况需求的现货报价策略制定模型

电力现货市场中，发电企业按照机组边际成本报价始终是最合理、最优化的报价策略。但发电机组实际运行中面临各种各样的运行工况，例如机组供热、设备消缺、煤质不佳等，这些情况往往造成机组限出力，若依然按照边际成本报价，会因可调出力不足导致负荷偏离曲线情况的发生，造成高额的两个细则考核费用和现货偏差结算收益损失。为此，通过建立基于实际工况需求的现货报价策略制定模型，对报价策略进行优化，实现在满足机组运行工况要求的前提下，获得发电的最大收益。

供热、煤质问题、设备故障等造成的运行日机组全天全时段负荷受限工况下的报价策略调整规则：以生产部门提报的机组可调负荷上下限为目标，对照负荷预测表，若预测全天负荷可满足负荷要求，则报价不需要调整；若存在部分时段无法满足负荷要求，则依据运行日电价预测表，将所需机组负荷下限所对应的报价改为全天预测最低电价，将所需机组负荷上限所对应的报价改为全天预测最高电价，保证过高、过低负荷均不出清，其余负荷点报价若符合单调递增要求则对应报价不需改变，若不符合则按照报价单调递增原则对报价进行修正。报价修正模型如下：按照规则，机组报价申报10 个点，将每两个点之间的负荷段平均分成10份，得到由90个点组成的机组报价曲线。在此报价曲线上找到与所需负荷上下限最接近两个点，将对应报价修改为全天预测最高、最低电价。在机组报价曲线上，将负荷下限对应的修正后报价替换后，向最小技术出力方向寻找第一个小于替换后报价的点，将此两点间的价格根据两点间的点数均分，得到两点之间的报价；将负荷上限对应的修正后报价替换后，向额定出力方向寻找第一个大于替换后报价的点，将此两点间的价格根据两点间的点数均分，得到两点之间的报价；其余点报价不变，最终形成单调非递减的修正后报价曲线。机组报价经修正后通过电价预测分析模型，得到经报价调整后的预测电价并进行机组负荷预测、收益计算，最终制定出既能满足负荷需求又能使收益最大化的报价方案，全时段限负荷报价策略修正表如图6 所示，全时段限负荷报价策略修正流程如图7所示。若出现极端情况，例如预测电价存在长时间地板价、机组负荷出现长时间最低技术出力的情况，仅通过报价策略调整无法满足特殊工况时，根据情况及时通知生产部门提报降出力申请。

图6 全时段限负荷报价策略修正表

图7 全时段限负荷报价策略修正流程

设备故障、定期工作等造成的运行日机组部分时段负荷受限工况下（例如磨煤机分离器清理）的报价策略调整规则：以生技部值长组提报的机组可调负荷上下限及对应时间段为目标，依据机组负荷预测表，查找对应时间段机组负荷情况，若时间段内机组负荷情况可以满足需求，则报价不需调整；若无法满足，则将可调负荷上限报价替换为对应时间段内超出可调负荷上限的最高负荷点对应的电价，将可调负荷下限报价替换为低于可调负荷下限的最低负荷点对应的电价，其余负荷点报价若符合单调递增要求则报价不变，若不符合则按照报价单调递增原则对报价进行修正。报价修正模型如下：按照规则，机组报价申报10 个点，将每两个点之间的负荷段平均分成10 份，得到由90 个点组成的机组报价曲线。在此报价曲线上找到与可调负荷上下限最接近的两个点，将对应报价修改为对应时间段内超出可调负荷上限的最高负荷点和低于可调负荷下限的最低负荷点对应的电价。在机组报价曲线上，将负荷下限对应的修正后报价替换后，向最小技术出力方向寻找第一个小于替换后报价的点，将此两点间的价格根据两点间的点数均分，得到两点之间的报价；将负荷上限对应的修正后报价替换后，向额定出力方向寻找第一个大于替换后报价的点，将此两点间的价格根据两点间的点数均分，得到两点之间的报价；其余点报价不变，最终形成单调非递减的修正后报价曲线。机组报价修正后通过电价预测分析模型，得到报价调整后的预测电价、机组负荷预测、收益计算，同时与原报价策略做对比，计算收益损失情况。若损失可接受，则按照修正后报价策略执行；若收益损失明显过大，则按照实际工作是否可以更改时间分别处理：若工作时间无法更改，则对将要提报的降出力申请进行考核费用计算，若两个细则考核费用低于报价调整导致的收益损失则通知相关生产部门提报降出力申请，反之则按照完善后的报价策略执行；若工作时间可以更改，则通过不断修改时间段，按照上述过程相应不断调整报价策略、进行负荷预测、收益计算，直至找到收益损失最小的时间段，若此时段收益损失较小则作为实际工作时间并通知相关生产部门，若此时段收益损失依然明显偏大，则将工作延期待合适时间进行。

图8 部分时段限负荷报价策略修正流程

需要完成既定发电量指标、抢发电量等特殊情况时的报价策略调整规则：设定运行日预期负荷，依据负荷预测表，分别对不同负荷点的报价进行下调，以下浮10 元/MWh 为限，每一个点下浮后即进行一次电价预测和负荷预测，直至满足预期负荷，若下浮一个点的负荷无法满足预期负荷时，同时下浮两点，直至满足负荷需求。下浮点数确定后，通过改变点数组合的方式选择收益最佳的一组作为最终的报价策略。

3 结语

基于基层火电企业在电力现货市场中面临的难题，详细介绍了基于边际成本的现货报价策略分析模型的构建，实现了电价精准预测、收益精益分析、最优报价策略制定，助力火电企业在电力现货市场中实现收益最大化。由于电力现货市场正在不断完善的过程中，现货报价策略分析模型还需要根据最新的电力现货市场规则进行同步修改、完善，力争为火电企业积极应对电力现货市场保驾护航。