含大规模水电的电力现货市场出清及价格机制研究

吴引航，阳 婷，戴晓娟，陈雨果

（1.广西电力交易中心，南宁 530000；2.北京清能互联科技有限公司，北京 100080）

0 引言

现阶段，我国正加快电力现货市场的建设进程，电力现货市场已进入第二批试点阶段[1-2]。发展电力现货市场、扩大市场交易空间和范围是我国电力市场后续发展的重要方向。与此同时，在“碳达峰、碳中和”的大背景下，逐步提高水电等清洁能源的装机容量，并保障清洁能源消纳是电力市场发展的方向和约束条件[3-5]。

在市场环境下，各机组的中标量由其市场报价、机组运行约束、电网运行约束共同决定，如何在电力市场中贯彻实施消纳可再生能源的国家政策，同时保障电力市场出清的公平性和合理性，是未来将不同类型电源纳入市场交易范围亟需解决的重点问题。另外，在清洁能源参与的电力现货市场中，电价机制除需反映电力的时空价值外，还需发挥促进清洁能源消纳、抑制部分清洁能源利用保障性消纳政策进行市场投机的作用。因此，在电力现货市场和“碳达峰、碳中和”的发展目标下，有必要对水电等清洁能源与火电在现货市场同台竞价的出清机制和价格机制进行研究，为大规模水电参与的电力现货市场建设提供参考。

文献[6-8]研究了促进清洁能源消纳的高比例清洁能源电力市场交易机制；文献[9-10]讨论了水电参与电力市场面临的主要问题，并提出水电参与市场的建议；文献[11-12]采用随机动态规划法、混合整数规划法等方法求解水电参与电力市场的数学模型，并以当地市场为实例进行验证。文献[13]分析水电与火电的不同，提出水电参与市场竞价的基本原则和梯级水电站参与的市场竞价模式。文献[14]考虑市场过渡阶段，提出中长期合约电量的优化分解方法以及水电与火电运行的多目标发电调度模型。文献[15]提出通过修改弃能机制的报价以保障可再生能源优先消纳的现货市场出清机制，以及激励相容的结算补偿机制。文献[16]提出含弃水惩罚项、水电的水位和库容等复杂运行约束的含水电的现货市场出清模型，并基于云南电网构建算例验证了模型的有效性。总体来看，现有研究对水电保障性消纳的现货市场出清机制和价格机制涉及得较少。

为此，本文分析了我国水资源较为丰富的西南地区电力市场建设情况，总结大规模水电电力市场需解决的几个重点问题。基于现货市场两轮出清方法，提出水电等清洁能源与火电同台竞价模式下4 种节点电价计算与市场结算方法，并对这4 种模式进行对比分析，得出建议方案。构建水电参与现货市场的几个场景，验证了建议方案中节点电价计算方法是合理、有效的，可以低价信号促进清洁能源消纳，同时抑制径流式水电、风光机组因保障消纳政策投机报高价的行为。

1 大规模水电参与电力市场的现状分析

我国西南地区水电装机容量较大，截至2020年底，云南、四川、广西省内水电机组装机容量占比分别为68.9%，81%，34.8%。随着国内电力市场的快速发展，水电参与电力市场交易是市场发展的必然趋势。

1.1 云南水电参与电力市场的发展历程及现状

2014 年，云南在全国率先开展水火发电权交易，交易机构每月公布火电必须置换的电量，采取水电与火电自由协商、火电挂牌、政府确定的三级发电权交易方式。2016 年，云南将火电企业和一定规模的水电企业全部纳入市场化交易，取消计划电量，水电和火电在同一平台竞争。但水电作为清洁能源享有优先发电权，火电企业可将市场合约电量由水电企业代发，火电获得水电发电收入分成。2017 年之后，云南保留清洁能源的优先发电权，但取消水火发电权交易，引入对火电的长期备用补贴[17]。2018 年，云南在长期备用的基础上，为让火电与发电在同一市场竞价，发电机组申报调节电价，在实际调度时若需削减火电出力，则按火电申报的调节电价，由高至低削减火电合约电量。2019 年之后，云南取消调节电价机制，采取提前安排火电调节电量的方式，即清洁能源全部优先参与市场化交易，而火电除属于优先发用电计划的之外，主要作为调节电量，采取统一挂牌和配额制的方式分配给不同火电企业。总体来看，针对火电发电空间受水电挤压的生存问题，云南先是采用水火发电权交易方式，促使水电为火电机组让利，后引入火电长期备用补偿机制，保障火电生存空间。但云南初期采用的水火发电权交易实质上是对火电的变相补贴，会在一定程度上促使火电企业恶性报价，以低价竞争获得电量后由水电代发，从而获得一定的水电发电收入。现阶段的长期备用机制和为火电分配调节电量的方式在一定程度上缓和了枯水期对火电的顶峰需求和火电全年发电不足的生存问题，但本质上火电的市场化程度不高，计划性较强，在云南外送电需求日益增大的情况下，省内供需形势将不再是常态化供大于求，可能长期需要火电做支撑，扩大市场交易空间需要进一步提高火电机组的市场化程度。

1.2 四川水电参与电力市场的现状

现阶段四川已完成电力现货市场的初步建设，进入结算试运行阶段。四川水电丰枯期发电原则差异较大，枯水期各流域来水不足，调度机构按来水量，以不弃水为原则进行节能调度；丰水期各流域来水充足，供大于求，不可避免会发生弃水。因此，四川依据水电丰枯期划分水电现货市场和火电现货市场，即在丰水期仅水电参与电力现货市场竞价，火电保持最小开机方式；在枯水期仅火电参与电力现货市场，水电以全额消纳方式运行[18]。该市场竞价机制的优点在于一定程度上实现了市场竞争和资源优化配置，可最大程度地保障水电的优先消纳，解决了水火同台竞价的价格公平性和补贴问题。但该市场竞价机制以划分水电丰枯期的方式人为割裂了市场，且人为设定的丰枯期并不一定与实际情况吻合，一定程度上影响市场效益[19]。

1.3 广西水电参与电力市场的现状

现阶段广西水电只允许与火电、核电开展发电权交易。在广西2020 年7 月发布的《2020 年水电与火（核）电发电权交易结算原则的通知》中，将原来的给水电分配月度基数电量，超过月度基数电量的发电量需与火（核）电开展水火（核）发电权交易，并将水电按月度清算和结算的方式改为年度基数交易[20]，即为水电分配年度基数电量，按月组织水火（核）发电权交易，并开展年度清算。水电企业根据全年水情预测并灵活确定月度交易受让电量，达成交易的电量上网电费按式（1）和式（2）计算。广西采用水火发电权交易，并以年为清算周期，在保障电网公司利益、优先消纳清洁能源的基础上，扩大了市场交易空间，优化资源配置，变相给予火电机组补贴，但不利于后续精细化的市场管理，调度运行难以准确匹配市场交易情况。

式中：Pw，i为水电i 的交易电费；Qi为水电i 达成交易结算电量；Ps，i为水电i 的上网标杆电价；Pm为该交易批次对应火核电市场化价格；Pcom，i为交易补偿价格；Pf，j为火电的水火发电权交易电费；Qj为火电j 的交易结算电量；Pcom，j为火电j 的交易补偿价格。

1.4 大规模水电参与电力市场的问题

在含大规模水电的电力市场中，水电参与电力市场主要面临如下问题：

1）水电的边际成本较低，现货市场边际出清价格可能被水电拉低，火电的生存保障问题突出。如何在不扰乱电能量市场公平竞价的基础上，给予火电机组容量补贴，保障系统所需容量的火电机组生存，是市场必须解决的问题。

2）水电边际成本明显低于火电，在国家保障清洁能源优先消纳的背景下，如何将水电和火电统一纳入市场竞争范围，扩大市场交易空间，同时保障水电优先消纳，且产生合理的市场价格信号是大规模水电电力市场需要解决的重要问题。

本文将着重分析水电与火电同台竞价方式、水电优先消纳机制、合理的市场价格机制等方面问题。

2 大规模水电在现货市场的出清和定价方法

在电力现货市场中，不同类型电源在同一平台竞争是保障市场公平、提高市场在资源优化配置方面作用的关键手段。但在市场发展的起步阶段，市场主体的竞价意识和能力较弱，需在市场实施时考虑保障清洁能源优先消纳的国家政策。因此，为保证最大限度地消纳清洁能源，本文提出水电等清洁能源与火电在电力现货市场同台竞价模式下的4 种市场出清和价格机制。

2.1 方案一：两轮出清+固定罚因子

采用现货市场分两轮出清机制，两轮出清可并行开展。两轮出清和结算方式如表1 所示。

表1 两轮出清和结算方法

2.2 方案二：两轮出清+弹性弃能罚因子

市场出清分两轮开展。第一轮仍然是不考虑弃能约束预出清；第二轮是清洁能源消纳环节，对每一个弃水电厂弃水电量施加弃能罚因子，因子跟报价成一定比例关系，作用在报价上，相当于罚因子是弹性的，产生的效果与报价相关，且每个水电厂都有自己的罚因子。

第一轮“无弃能约束预出清”：如方案一，出清模型的目标函数与约束条件均不考虑弃能消纳因素，基于市场成员申报信息、机组运行约束以及运行日的电网运行边界条件得到预出清结果，同时计算弃水的电量。

第二轮清洁能源消纳出清：当预出清有弃水电量出现时，进入清洁能源消纳阶段。该阶段将弃水电量部分的报价等比例缩小至接近于0 的极低价格再次进行出清计算，例如降低为原报价的1%，相当于在每个弃水电站的每个报价段都加了一个罚因子，罚因子值为报价的99%，有弃水时激活。并添加一个弃水电量约束，以保证不会由于罚因子的加入，而把弃水电量之上、本不应中标的电量也发出。例如，某时刻某水电站额定容量为300 MW，此时中标100 MW，需要中标200 MW 才不会有弃水，那么需要添加一个约束保证罚因子生效的范围为0～200 MW，200 MW以上还是原价格进行市场竞争。

结算方法与方案一一致。

2.3 方案三：两轮出清+固定弃能价格结算

出清方法同方案一，两轮出清无先后顺序，可并行开展。由政府核定固定的弃能价格。

第一轮无弃能约束出清。如方案一，采用SCUC（安全约束机组组合）、SCED（安全约束经济调度）、LMP（节点边际电价）程序计算得到机组中标电量结果和各节点的节点电价，机组在该轮出清的电量按该轮计算得到节点电价结算。用户侧也按该轮出清得到的节点电价结算。

第二轮考虑清洁能源消纳的出清。为保证最大程度地消纳云南清洁能源，采用带弃能罚因子的模型出清调度计划。基于市场成员的申报信息及运行日的机组、电网边际运行条件，采用SCUC和SCED 计算得到调度计划出清结果，发送至各机组执行。该轮出清不计算节点电价。

对于第二轮相比第一轮出清增出力的机组，增加的电量按固定的弃能价格进行结算。对于第二轮相比第一轮出清减出力的机组，减少的电量按（第一轮出清电价-固定的弃能价格）进行补偿。

2.4 方案四：两轮出清+不带罚因子的LMP计算

第一、二轮市场出清无先后顺序，可并行计算出清。

第一轮无弃能约束出清。如方案一，得到机组中标电量结果。该轮出清结果不作为结算依据，只用于判断哪些机组在第二轮出清中减出力，并减少弃水。

第二轮考虑清洁能源消纳的出清。为保证最大程度地消纳清洁能源，采用带固定弃能罚因子的模型出清调度计划。基于市场成员的申报信息及运行日的机组、电网边际运行条件，采用SCUC和SCED 计算得到调度计划出清结果，发送至各机组执行，并作为现货市场的结算依据。

LMP 计算模型的目标函数与第一轮出清的SCED 模型的目标函数一致，即不带弃能罚因子。对于水电和风光电厂，若考虑弃能约束影响的出清电量大于不考虑弃能约束的电量，且清洁能源电厂弃电量减少，则在计算节点电价时，将该清洁能源电厂的报价设置为地板价，即市场允许的最低申报价格。

3 不同市场出清和定价方法的对比分析

前述4 种方案均采用两轮出清方法，且都以目标函数带罚因子的那轮出清结果作为发电调度计划，但每轮出清方式、节点电价的计算和结算方式有所区别，对比如表2 所示。

表2 4 种方案对比

方案一中，出清模型中加入固定弃能罚因子能够在一定程度上抑制清洁能源弃电现象，但两轮出清得到两套节点电价，在发挥节点电价的时空价值引导信号时易给市场主体造成困惑。另外，弃能罚因子取值大小对水电厂利益的影响很大。固定弃能罚因子取值过小，无法达到消纳弃水的效果；取值过大，第一轮出清有弃水的相关节点的节点电价可能被罚至市场出清价格的上、下限，极大地放大了弃能罚因子对节点电价的影响。

以三节点出清为例，如图1 所示，水电机组G1和G3 的报价分别为100 元/MWh 和300 元/MWh，最大发电容量均为100 MW，最小技术出力均为0，G1 为径流式水电机组，G3 为大库存机组，不会产生弃水，支路L12 的最大传输容量为50 MW，其他支路的传输容量不受限，负荷需求为120 MW。在方案一模式下，不考虑弃能和考虑弃能的两轮出清结果如表3 所示。

图1 三节点出清示意图

从表3 可以看出：方案一模式下，罚因子值一般为一个较大的常数，考虑弃能影响的节点出清价格受弃能罚因子影响较大，且只要出现弃水，某些关联节点的电价就可能直接被压至市场下限值或被抬至市场上限值。

表3 方案一模式下两轮出清结果（不考虑市场限价）

方案二模式可根据不同电厂单独设置弹性的弃能罚因子，在必须弃水时电厂原始报价还能影响弃水的先后顺序，体现市场的竞争性和公平性。相比方案一，降低了弃能罚因子对节点电价的极端影响。但该方法需人为设定不同电厂的罚因子，同样存在弃能罚因子设置得过低难以保障清洁能源优先消纳，而设置得过高又对节点电价影响较大，直接将节点电价压至市场限价上的问题，若由政府机构统一设置既公平又合理的弃能罚因子，实施难度较大。

方案三依据政府核定的较低固定弃水价格对第二轮出清机组的增出力进行结算，并对为促进水电消纳而腾让发电空间的机组给予补偿，对市场主体来说相对公平一些。但该方式需人为设置统一的弃水固定结算价格，实施上有一定的难度。且第一轮未考虑弃能影响出清的节点电价不能精细反映对水电消纳贡献的价值，难以引导用户在水电消纳困难的节点多用电，促进水电等清洁能源的消纳。

方案四可避免节点电价受弃能罚因子的极端影响，只需出清一套节点电价，可激励用户在水电消纳困难的节点多用电，价格信号清晰准确。

对比上述4 种方案发现，方案四的可行性和实用性相对高一些，是最优方案。

4 算例验证

针对方案四中节点电价计算方法的合理性，设置以下两个场景进行验证。

4.1 场景1：径流式水电报高价，且受线路约束

如图1 所示，水电机组G1 和G3 的报价分别为300 元/MWh 和200 元/MWh。G1 在考虑弃能约束后，出清电量增加，弃水减少，计算节点电价时，将其报价设置为地板价（假设为50 元/MWh）。

场景1 出清结果如表4 所示，可以看出：

表4 场景1 出清结果

1）在节点1 增加用电可减少弃水，节点电价低（地板价），可激励用户多在该节点用电；节点1 弃水电厂也愿意以较低的价格增加发电量，减少弃水。

2）节点2 由边际机组G3 定价，节点电价为G3 报价。

3）节点3 用电受线路L12 约束，增加用电将加重L12 阻塞，因此节点电价比不考虑弃能影响时更高，也可激励该节点用电往低价节点转移。

4.2 场景2：径流式水电报高价，不受线路约束

如图1 所示，水电机组G1 和G3 的报价分别为100 元/MWh 和200 元/MWh。G3 在考虑弃能约束后，出清电量增加，弃水减少，计算节点电价时，将其报价置为地板价（假设为50 元/MWh）。

场景2 出清结果如表5 所示，可以看出：

表5 场景2 出清结果

1）L12 未达界，节点1、节点2、节点3 增加用电均需由边际机组G1 出力满足，因此节点1、节点2、节点3 的电价均为G1 报价。

2）在不考虑弃能影响时，节点2 和节点3 的价格受G3 报价的影响；考虑弃能影响后，节点2和节点3 的电价不受G3 报价影响，相比不考虑弃能时有所下降。

3）该节点电价机制可防止径流式水电、风光机组因保障消纳政策而报高价博弈，杜绝拉高节点电价的行为。

从上述两个场景的分析可看出，方案四中的节点定价机制是合理、有效的，可以低价信号促进清洁能源消纳，同时抑制径流式水电、风光机组因保障消纳政策而投机报高价。

5 结语

为稳步推进电力现货市场建设，贯彻落实水电等清洁能源优先消纳的国家政策，推动“碳达峰、碳中和”目标的实现，进一步扩大市场交易范围，在电力现货市场中保障水电等清洁能源优先消纳，且保障市场价格的合理性和有效性是含大规模水电电力市场需解决的重点问题。本文针对我国西南地区水电电力市场发展的实际问题，基于电力现货市场两轮出清方法，提出水电等清洁能源与火电同台竞价模式下4 种节点电价和市场结算方法，并通过对比分析和构建场景算例方式，验证了建议方案机制的合理性和有效性。