PJM 电力市场风险管控措施及对南方区域的建议

王子强，李豹，杜哲宇，季天瑶，黄佳玺，龙志豪，荆朝霞

（1.中国南方电网电力调度控制中心，广州510663；2.华南理工大学电力学院，广州510641）

0 引言

随着南方区域电力市场化改革稳步推进，逐步改变了以往计划方式下的电网运行模式，对电网运行风险管控带来了深远的影响。尤其是广东电力现货市场投运以来，电网运行方式更加复杂多变、不确定性大幅增加，实际运行中电网压极限运行概率明显增加，电网安全运行裕度降低，对电网运行风险闭环管控，包括风险识别、风险评估、风险控制等均带来巨大挑战［1］。

自从各国开展电力市场化运作以来，电力市场运行的不同阶段会产生不同种类的风险，学术界针对不同种类风险的管控机制已经开展了多角度的研究和探索。文献［2-3］概述了电力市场交易引发的外部风险和内部风险，认为发电企业应通过自己的合理报价行为，采取最为有利的市场博弈策略进行发电交易报价，以实现对多种交易风险的有效管控。文献［4-5］针对电力市场价格波动风险，提出了不同的信号处理预测电价方法，用以评估市场风险并调整金融衍生品头寸。文献［6］主要介绍确定性方法、概率方法和风险方法的稳定性分析的3 种方法，综述了风险管理在电力系统和电力市场中的应用，提出了一种基于风险的电力市场稳定性定量研究方法。文献［7］认为电力市场稳定问题本质上是一个风险管理问题，基于风险的电力市场稳定性定量分析方法可以实现稳定与经济之间的最佳平衡。文献［8］对PJM（Pennsylvania-New Jersey-Maryland）和Nord Pool 的各种风险对冲金融工具，如输电权、期货、远期和差价合约进行了研究。这些风险管理机制可以进一步用于不同市场环境下的拥挤收益分配、投机或套利。文献［9］引入了多时段风险控制框架，以展示监管者用来降低市场风险的方案，包括事前、实时和事后方法，并且总结了市场参与者使用的各种风险对冲措施，包括签署衍生合约和交易组合优化。

以前的研究主要集中在针对电价波动和稳定性控制的风险管理措施，以及说明不同的风险对冲工具的使用。然而，市场监管者和经营者更关注的是如何制定降低市场风险的方案，这在以往的研究中很少得到总结，更加缺乏系统性总结某一市场的措施。

所以，为了进一步做好电力市场环境下的电网运行安全风险管控，本文通过梳理总结PJM 的风险管控机制，探究随着电力市场改革的深化如何更好地进行风险管控，保证电网运行的安全区可靠性。PJM 作为美国最大的互联电力系统［10］，其市场建设已比较完备，当前运行的市场有电能量市场、辅助服务市场（备用市场和调频市场）、中长期容量市场、及中长期金融输电权拍卖市场等［11］。

尽管PJM 的电力系统设计、规划和运行良好，但是同其他电力系统一样，系统运行总是存在不确定性。不确定性来自每个系统组成部分，由于天气、特殊事件、服务中断、环流等不确定因素对电力系统运行构成各种风险，电力系统故障的后果影响经济、环境和安全等多个方面。电力市场环境下面临的运行安全风险包括外部风险和内部风险，其中外部风险又包括自然环境风险和社会经济风险，内部风险主要包括：电力物理系统风险、技术支持风险、市场结构风险、市场主体风险、市场运营风险、交易机构风险、调度机构风险、信用风险、合同风险。因此，PJM 在系统运行和市场运行方面采取了多种措施来管理和减少风险，以确保在任何一个部件出现故障后，输电系统的状况维持在可接受的水平［12］。

针对PJM 市场，风险管控可以从两个维度去分析，一是电力系统物理运行措施，这些措施能够直接减少系统运行的安全风险，其核心是系统可靠协调，以保证整个大容量电力系统的稳定可靠；二是基于电力市场的方法，通过市场价格信号影响市场参与者的决策行为，进而间接提高电力系统的运行可靠性。本文将从电力系统物理运行和电力市场两个方面分析PJM 的风险管控措施，并与南方电网措施相对比，总结对南方电网风险管控体系建设的一些建议。

1 电力系统物理运行风险管控策略

PJM 的系统运行要符合区域可靠性标准。系统运行的基本目标是确保大型电力系统能够在预期的正常和应急情况下可靠运行。这种经营理念贯穿于系统运作的各个方面，也体现在市场运作中。

本文将从事前、事后两方面分析PJM 物理运行风险管控策略。

1） 在风险事故发生前PJM 通过长期、短期和实时的措施对电力系统运行风险进行管控。其中最重要的是短期和实时的措施，包含系统可靠性协调和资源充足性分析，前者保障系统运行的安全性与可靠性，后者保障发电的充裕性；

2） 在风险事故发生后PJM 通过紧急中断程序和系统恢复程序对发生的事故进行处理。

PJM 物理运行风险管控策略的各部分措施如表1所示。

表1 PJM物理运行风险管控措施Tab.1 PJM physical operation risk management and control measures

1.1 事前措施

按照实施操作考虑的时间跨度区分，PJM 的事前风险管控措施可以分为长期、短期和实时，现对每部分进行说明。

1.1.1 长期性措施

PJM 风险管控的长期性措施主要是针对电力系统运行和维护两方面。针对电力系统运行方面进行季节性运营研究，在电力系统维护方面通过停电协调保证电力系统设施维护的能够正常、安全地实施。

1）季节性运营研究

PJM 运营评估工作组负责进行季节性运营研究（每年两次：夏季和冬季）。该研究评估了在即将到来的旺季期间的PJM 电力系统运行情况，确定PJM系统标准可靠运行的能力。研究结果是基于假设的系统条件，跨区域研究和评估是有关即将到来的旺季预测条件的重要信息来源。此类研究的结果分发给PJM 操作人员，以确保他们从所有此类分析中受益。

2）停电协调

停电协调分为发电中断和传输中断两种情况，当发电所有者和输电所有者对设施进行检修和维护时，必须在停电开始日期之前在电力调度员应用和报告工具（electronic dispatcher application and reporting tool，eDART）中针对所有停电向PJM 提交/传达停电请求。PJM 员工需要分析提交的中断申请，以确保中断不违反PJM 可靠性标准和市场规则，各方会为分析人员提供系统研究所需的所有相关信息，例如关键设施状态、负荷、发电量、运行储备预测［13］。

需要强调的是，PJM 不会安排停电计划，只会接收/拒绝停电请求，且只有在停电计划违反可靠性标准时拒绝中断请求。计划和维护发电中断请求通常由PJM 通过它们向eDART 提交的顺序来确定优先级，越早提交优先级越高［14］。

以传输中断为例，当请求被提出后PJM 处理中断请求流程如图1所示。

图1 传输中断请求流程Fig.1 Request flow for transmission interruption

1.1.2 短期和实时性措施

这是PJM 风险管控体系最重要的两个部分。通过可靠性协调措施确保其可靠性协调区内可靠地运行大容量电力系统以及所负责的部分低压设施；在资源充足性分析中通过对发电、输电和负载三方面的计算分析来确保发电的充裕度。

1）可靠性协调

系统可靠性协调最主要的部分是PJM 对其区域进行当日和次日可靠性分析，以确保大容量电力系统能在正常和紧急状态下运行［15］。

每日PJM 都会利用停电计划、预测负荷、发电承诺和调度以及预期的网络交换进行次日安全分析，包括关键接口的应急分析和电压稳定性分析。这些分析模拟当天的峰值条件，并利用第一次应急（N-1）分析进行。结果和缓解措施记录在次日安全分析报告中，并分发给PJM 员工和相邻的可靠性协调员。针对第二天在安全分析中的潜在违规行为制定缓解计划，缓解的形式包括启动额外的发电机组、系统重新配置、发电重新调度、启动传输负荷减载流程。

在当日可靠性分析中PJM 采用实时监控网络分析工具来检测可靠协调区域内任何潜在的系统风险，采用包括状态估计器和应急分析、状态和模拟报警、墙板式PJM 传输系统概览、传输系统线路图、调度交互式地图应用程序、传输限制计算器、电压稳定性分析、瞬态稳定性分析、交易时间表、安全约束经济调度、调度员管理工具、智能事件处理器等各种针对不同环节的具体分析工具整体性系统检测电网各参数，从而实时识别可靠协调区域内任何潜在的不满足安全性的违规行为。

2）资源充足性分析

PJM 内电力服务的可靠供应取决于充足和安全的发电和输电设施［16］。具体而言，确定所需的发电：（1）提供电能以满足客户负载，尤其是在高峰需求时期，例如热浪或寒流。（2）确保发电系统的可靠性达到可接受的水平。

PJM 的可靠性保证协议中定义了有关PJM 资源充足性的一般要求和义务。PJM 负责执行研究，以计算满足定义的可靠性标准的资源容量。该计算过程由资源充足性分析小组委员会审查，主要进行以下3种分析。

（1） 装机容量备用裕度和可靠性分析：通过考虑天气和预报不确定性造成的负荷变化以及机组停运等因素，在预测高峰负荷以上预留容量以满足负荷需求。

（2） 负载交付能力分析：对在不同传输限制下向不同目标的负载交付能力进行分析测试，以确保所需的容量资源可交付给负载。

（3） 有效承载能力分析：确保在负载不确定性和资源性能不确定性下资源认可的投资组合能够正常运行。

资源充足性分析会与容量市场机制相配合，确保在长周期下系统容量的充裕度。但更多是在日前和实时市场中运用，PJM 为了将现货市场与实际系统运行结合起来，在现货市场出清后进行资源充足性分析，以确定是否需要增加任何发电机组以提供足够的能力来满足预测的负荷和运行准备。

1.2 事后措施

1.2.1 紧急中断程序

对于每种紧急情况PJM 都会事先规定好遭遇紧急情况时各方的应对措施，例如容量紧急情况、天气/环境紧急情况、破坏/恐怖紧急情况等，紧急情况发生时会立即启动对应程序以抑制情况进一步恶化并逐步恢复正常运行［17］。

由于紧急情况或威胁紧急情况、意外故障或其他无法控制的原因而导致计划外（被迫）停电，即发电机组的全部或部分输出或容量立即减少或停止服务，拥有或控制发电资源的成员应：1）尽快将意外中断通知PJM；2）通过eDART 提交计划外停机故障单；3）在停电开始后尽快向PJM 提供发电资源可用的预期日期和时间，并向PJM 提供中断的原因［13］。

1.2.2 系统恢复程序

停电后的系统评估是确定整体系统恢复时间的关键第一步。虽然PJM 及其成员致力于尽快和安全地恢复互连的完整性，但有多种因素会影响系统恢复。在系统评估之后可以更准确地估计大容量电力系统传输的恢复时间和客户负载恢复情况（核装置需要额外考虑）。

PJM 系统恢复计划的最终目标是尽快恢复互连的完整性。一般而言，PJM、输电所有者和发电运营商采取以下步骤：1）执行系统评估以确定中断的程度；2）进行黑启动；3）建立通往其他发电机组、核电站和关键天然气设施的启动路径；4）恢复至临界负载；5）同步和互连岛以形成更大的区域；6）连接到外部未中断区域；7）恢复正常运营。

当发生系统干扰时，根据扰动的程度和扰动后的可用资源PJM 可能会实施“自上而下”、“自下而上”或同时采用“自上而下”和自下而上”的恢复策略来尽快恢复系统［18］。

2 基于电力市场的风险管控策略

电力系统运行与电力市场运行是不可分离的。竞争的电力市场是建立在物理电力系统之上的，可靠的系统运行需要与经济的市场运行相结合。

PJM 的市场建设是比较完善的，除了电能量市场外，还有着与电能量市场联合优化的以备用市场和调频市场为代表的辅助服务市场，以及中长期容量市场和输电权市场。

PJM 在现货市场中通过可靠性机组组合保证电力系统实时运行的容量充裕度，通过辅助服务市场来对冲电能量市场运行风险；在中长期市场中通过容量市场保障发电资源充足性，通过输电权市场对冲阻塞风险从而引导电网规划和投资。

2.1 可靠性机组组合

可靠性机组组合（reliability unit commitment，RUC）是在日前市场出清的开机方式基础上再新增机组，为系统提供充裕的可用发电容量以满足负荷预测与日前出清量之间的偏差，保障日前市场出清结果的可交割性和实时市场稳定运营可靠性的市场工具［19］。

仅通过日前市场确定的开机方式较难满足负荷预测需求，主要原因为以下两点。

1）虚拟投标：虚拟资源无实际发电能力和用电需求，但会在日前市场与物理资源同台竞争，挤占物理发电资源的部分市场空间，由此造成日前市场开机数量偏少无法满足运行日负荷需求。

2）申报需求偏离实际负荷：日前市场本质上为远期市场，用户基于对现货市场出清价格的预测选择部分电量在实时市场购买，造成日前需求报价难以接近实际负荷，最终导致日前市场开机数量不足，部分时段需启动额外机组满足负荷预测值与日前市场出清电量间的偏差。

PJM 日前市场采用日前电能量和RUC 可靠容量顺次出清框架，RUC交易标的为启停服务。日前市场出清后，可靠性机组组合在日前市场出清结果基础上，仅新开机组以满足系统的可用发电容量需要并将新开机组的空载成本及启停成本最小为优化目标，如式（1）所示。

2.2 辅助服务市场

PJM 的辅助服务产品中只有调频和备用进行集中式市场化交易，在现货市场框架下实现了调频、运行备用辅助服务与电能量市场的联合运行优化。

2.2.1 备用市场

备用代表在电力系统发生某些事情（例如大型发电机失联）时“待命”准备服务的发电能力。事件的严重程度决定了必须以多快的速度提取备用。PJM 提前一天安排备用，以确保预测的负荷差异和被迫的发电机中断不会对PJM 输电系统的可靠运行产生负面影响。

运行备用是指根据运行计划地保留的发电能力以及可调节的部分负荷容量，是在PJM 调度员的要求下可在30 min 内获得的出力或可切除的负荷容量。日前运行备用市场是为了获得30 min的备用资源而建立的市场，可调度的资源包括所有可以在30 min内达到调度指定出力的发电和负荷侧资源。

PJM 组织的运行备用市场结构上包括日前电能和计划备用联合优化以及近实时分阶段的电能、调频、同步备用联合优化两部分。日前市场具有电能市场、计划备用市场，这两个市场联合优化、同时出清。在小时前市场中组织了调频市场和同步备用市场，分3个步骤与实时电能进行联合优化。

根据实现运行备用的能源增量贡献所需的时间，日前运行备用分为一次（紧急）备用和二次备用［14］。

一次（紧急）备用的标准要求是备用要在10 min内做出响应，即在PJM 调度员发出请求后10 min内，所调度的备用就完全转换为能量或负载。根据提供备用能力的设施的运行状态，即是否与系统电气同步，一次（紧急）备用分为同步（旋转）备用和非同步备用。同步（旋转）备用指必须由与系统电气同步的设备提供的在10 min内响应的备用资源。可以同时参与日前运行备用市场和同步备用市场。二次备用可以在PJM 调度员发出请求之后10～30 min 内完全转换为能量或负载，提供二次备用的资源不需要与系统电气同步［20］。

2.2.2 调频市场

PJM 采用双向调频服务，调频需求分别为峰时需求和谷时需求，根据预测的峰荷和谷荷的0.7%来设置调频需求，并将总的市场调频需求按照一定方式分配给提供或购买调频服务的责任主体。

PJM 的调频市场中的调频产品可以分为传统的、速度较慢的A信号（RegA）和新型快速响应的D信号（RegD），两者共同出清，总量满足调频容量需求。PJM 通过收益因子来控制RegD 调频资源，使其所占比例大约占50%到60%。

PJM 调频市场和能量市场是顺次出清的，即调频市场在能量市场出清完成后以能量市场决定的机组组合和能量价格作为输入进行调频市场的出清［21］。出清流程如图2所示。

图2 PJM调频市场的顺次出清机制Fig.2 Sequential clearing mechanism in PJM regulation market

在日前对调频资源进行报价，申报容量价格、里程价格和调频容量。PJM 随后对报价使用收益因子（与该资源信号类型相关）和历史性能指标进行修正，并将里程报价按里程调用率折算到容量价格，形成修正容量价格和修正里程价格，如式（2）—（3）所示。

时前出清时，根据日前市场节点电价计算各资源提供调频的机会成本，然后加上里程和容量的修正价格，得到调频资源的排序价格，如式（4）所示。

式中：pr为排序价格；pao为机会成本。

PJM 按照调频资源申报价格高低匹配的出清方式满足总的调频容量需求。市场出清完成，同步确定调频机组组合，即确定各调频资源调频容量的中标量。

2.3 容量市场

2.3.1 资源充裕度评估

作为一个区域输电组织，PJM 关注资源充裕度的目的是确定能够提供预测负荷并满足PJM 可靠性标准所需的容量资源量。PJM 每年都会对未来11a的资源充裕度进行评估。评估考虑了负荷预测的不确定性、发电容量资源的强迫停运以及计划停运和检修停运等因素。PJM 利用资源的装机容量进行研究。资源的可靠性取决于两个变量：资源的装机容量以及对因强迫停运或强迫降额而导致资源不可用的概率的度量［22］。

2.3.2 可靠性定价模型

PJM 容量市场建立了可靠性定价模型，其特点在于：容量拍卖提前3 a 开展；容量需求曲线为倾斜曲线；分区定价，考虑区域输电约束；容量资源类型丰富，允许规划中资源参与竞争，目前可靠性定价模型仍为PJM 的发电容量充裕度提供着有力的保障。

在可靠性定价模型下PJM 组织多轮容量拍卖采购所需的容量，包括基础拍卖、增量拍卖（最多三次）等，双边市场为发电投资者提供了弥补容量承诺短缺的机会，保证了容量的交付，也为负荷供应实体提供了对冲区域可靠性费用的机会。多轮容量拍卖保证了PJM 能够在交付年前购买到充足的容量满足交付年系统容量充裕度需求。在可靠性定价模型中，若根据拍卖市场的出清函数来采购供电，就能满足对装机容量储备的需求。

2.4 输电权市场

1998 年PJM 投运了金融输电权（financial transmission right，FTR）市场，其长期呈现了较稳定的运行态势。从PJM 关于开展FTR 市场的手册中，可以总结FTR 三大基本功能［23］：1）帮助市场参与者对冲因现货头寸与中长期合约结算点不一致而承受的阻塞风险；2）为阻塞盈余的分配提供公平、透明、且具效率的机制；3）揭示市场对电网未来阻塞状况的预期和形成基于位置的中长期价格信号，从而最终引导电网规划和电源投资。

为了更好地管理输电权的分配和交易过程，PJM 引 入 了 拍 卖 收 益 权（auction revenue right，ARR）的概念。FTR 市场组织方式如图3 所示，具体工作流程［24］为以下几点。

图3 金融输电权市场组织方式Fig.3 Organization mode of FTR market

1） 准备同时可行性测试模型。PJM 基于电网公司上报的电网拓扑和检修计划，构建应用于ARR分配和FTR拍卖的同时可行性测试模型。

2） ARR 分配。用户向PJM 提交定义了路径、容量的ARR 申请，PJM 基于同时可行性测试模型进行校核，通过的ARR 即有权分享其对应的拍卖收益，ARR的目标分配量依据每一轮年度拍卖中出售的责任型FTR的出清价格计算的，如式（5）所示。

式中：TARR为该轮拍卖是某用户的目标分配量；parr为某用户持有的ARR的量；r为FTR拍卖的轮次。

3） FTR拍卖。PJM负责组织年度、月度集中拍卖以公开发行FTR，并成为所有FTR 持有者的中央对手方。拍卖结束后，PJM 再将筹集的拍卖收入返还给ARR 所有者，后者实质上以获得拍卖收入的形式提前回收了未来的阻塞盈余。

4） FTR结算。PJM完成现货市场出清后依据发布的LMP向各FTR持有者兑现阻塞收益。

3 PJM与南方电网的风险管控措施的对比

从上文所述可以看出PJM，从物理系统到电力市场，从长期到短期到实时，都有着完善的监控体系。PJM 还在2020 年专门成立了风险管理委员会用来对PJM 物理系统和电力市场措施进行每月的风险审查。

南方电网现有的电力系统风险管控体系建立在“风险监测-风险辨识-风险评估-风险控制”的统一框架下。通过风险监测识别可能影响电网运行安全的危害因素或预警信息；通过风险辨识对危害进行系统和科学的分析；通过风险评估确定风险因素对电网运行的影响程度；在风险辨识和风险评估的基础上通过风险控制选择最优的调整方案，降低风险发生几率，降低事故结果影响［25］。

南方电网目前的风险管控措施只是针对电力系统运行过程，而且主要是基于设备的短期预测和在线监测。与PJM 针对电力系统运行和电力市场运营的全面的、涵盖多时间尺度的立体的风险管控措施相比，还有许多需要补充完善的地方。PJM 与南方电网风险管控措施的对比结果如表2所示。

表2 PJM风险管控措施与南方电网现有措施的对比Tab.2 Comparison of risk control measures between PJM and China Southern Power Grid

当前南方区域并未组织RUC，为了保障系统的充裕度采用了按照预测出清、用户申报结算的日前电能量市场，该方式虽然保障了系统的日内充裕度却也使得日前电能量价格严重失真同时产生发用电不平衡电费。现货市场中的日前、实时价格难以收敛，进而造成现货市场中的策略性报价行为增多，反而可能给系统运行带来新的风险，因此建议在南方区域引入RUC 机制以提高系统的可靠性水平，具体措施参照PJM的RUC组织方式。

南方区域以“中长期+现货+辅助服务”为主体的电力市场交易体系已具雏形。目前，中长期市场包含9 个交易品种，为市场主体提供了丰富的避险交易工具，发挥中长期压舱石的作用；现货市场通过形成连续精准的价格信号，充分发挥市场决定资源配置的作用；辅助服务市场以部分市场化方式实现更细时间尺度内的电力供需平衡。目前，南方区域电力市场已设立了众多电力辅助服务品种。2022年6 月13 日国家能源局南方监管局印发《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的通知［26］。其中基本电力辅助服务包括基本一次调频、基本调峰、基本无功调节等。有偿辅助服务指并网主体在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，通过固定补偿方式提供，包括有偿一次调频、二次调频（包括自动发电控制、先进过程控制）、有偿调峰、旋转备用、冷备用、转动惯量、爬坡、有偿无功调节、自动电压控制、调相运行、稳定切机、稳定切负荷、黑启动等。

《实施细则》新增了增加稳定切机、稳定切负荷、转动惯量、调相、爬坡等电力辅助服务品种；进一步健全了电力用户参与辅助服务的成本收益分摊机制与新型储能、抽水蓄能等辅助服务补偿分摊机制；并提出“原则上，为电力系统运行整体服务的电力辅助服务，补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊”，以及电力辅助服务补偿费用由相关并网主体或电力用户分摊等。

2020 年10 月国家能源局南方监管局正式印发《南方区域统一调频辅助服务市场建设方案》［27］，意味着全国首个区域性质调频市场建设正式启动。2022 年1 月起，贵州正式加入南方区域调频辅助服务市场。全国首个区域级调频辅助服务市场正式覆盖南方五省（区），调频市场目前以发电单元的调频里程为交易标的，采用集中竞价、边际出清、统一定价的方式组织交易。调频服务提供者在日前进行发电单元里程报价，日内以小时为周期集中统一出清。出清时基于机组综合性能指标和里程报价两方面因素决定调频资源调用次序，并按照实际调频贡献和调频性能补偿收益，实现调频辅助服务的市场化。

调峰是我国与国外存在差异的辅助服务种类，现行电能量交易中机组以最小技术出力为报价起点，因此调峰和现货市场将呈现短期并存、互为补充的格局。本文从PJM 的角度出发进行论述，所以暂不考虑调峰市场。

南方区域当前容量市场建设尚未完善，且火电机组投资成本回收困难，影响了发电企业投资积极性。容量补偿机制简单易行，适用于电力市场发展初期，并已在广东得到应用。2020 年广东发布《广东电力市场容量补偿管理办法》［28］，按照容量度电分摊标准按月向售电公司和大用户收取容量电费，根据市场机组有效容量占市场机组总有效容量的比例补偿给各机组。广东百万千瓦级超临界机组的边际煤耗成本约为0.227 元/kWh，仅比边际机组发电燃料成本低0.022 元/kWh，现货市场盈利空间极为有限。

南方区域电力市场缺乏输电权方面的顶层设计，采用简化的方法进行阻塞相关费用的分摊。未定义输电权，未进行输电权的分配和交易。已经进行的几次结算试运行方案中关于阻塞费、阻塞盈余的分配方法都有一些不同。目前采用的方案中用户侧统一结算点价格为发电平均价，相当于对用户免费分配了该虚拟统一结算点到用户所在节点的输电权；发电侧中长期合同不单独结算阻塞费，相当于对每个发电基于其中长期合同免费分配从上网点到统一结算点的输电权，所有输电权的费用由所有发电按上网电网平均分摊。

4 对南方区域完善风险管控措施的建议

综合上述PJM 的风险管控措施，考虑到南方电网电力市场目前的建设进度，并通过PJM 与南方电网风险管控措施的对比提出了对南方电网风险管控体系建设的七点建议。

1） 在风险监测和风险评估方面，不仅要对电力系统的安全稳定运行及时进行情况评估，对市场运行情况也要及时进行评估。南方电网需要尽快在长期、短期、事中、事后各个时间尺度和阶段针对不同风险建立起全面的监控措施。

2） 在“风险监测-风险辨识-风险评估-风险控制”体系下，要从只通过调度手段管控风险，过渡到通过调度-市场相结合的手段管控风险。随着电力市场化改革的不断推进，风险的种类也在不断变化，现有的运行风险危害辨识应该增加电力市场风险，对相应新风险增加新的评估措施和处理流程。在发电或输电中断时，或者系统中断恢复时，要更多采取市场方面的措施，在保证稳定的前提下通过市场价格导向更快更经济地解决故障。

3） 尽快在现货市场中引入可靠性机组组合，消除当前南方电网电力现货市场按照负荷预测出清、按照用户申报结算造成的发用电不匹配并给市场成员带来财务风险的问题。为此，建议按如下方式组织开展日前可靠性机组组合：在日前机组组合SCUC 计算结束后，可靠性机组组合在日前市场SCUC 计算结果基础上增加机组出力不小于日前市场出清计划出力的约束条件，根据负荷预测以“启停成本+空载成本”最小为目标进行集中优化计算得到增开的机组，以满足系统负荷预测需求。可靠性机组组合不参与日前市场结算，具体调度视实时市场的出清结果而定。日前安全校核基于可靠性机组组合计算后的运行方式进行。在可靠性机组组合中增开的机组根据日内的响应情况通过全成本补偿保障其成本回收；电力调度机构根据机组在实时市场的总结算收益计算开机补偿款。补偿费用根据用户的日前、实时偏差电量进行结算，并设置考核上限，超过上限的部分费用纳入不平衡资金池在全市场成员中分摊。

4） 尽快建立完善辅助服务市场。在市场起步阶段，为更好地分析各个市场的运行情况需要降低市场之间出清的相互影响和市场复杂性，可尽量采用各个市场松耦合运行的方式。但因备用需求量较大，且在机组组合出清过程就已基本确定可提供备用和电能量的机组，若备用市场与电能量市场顺次出清，市场优化空间不大，且可能使得电能量市场的出清价格产生扭曲。因此，备用市场与电能量市场需联合出清，在市场起步阶段调频市场可独立出清；市场成熟后，借鉴国外调频市场与备用、电能量市场联合出清模型机制，针对我国现行的“分层分区” 电力调度管理体制充分调用电能量与调频、备用等辅助服务资源以实现区域市场下的经济最优［29］。此外，随着新能源的接入比例的提升需合理配置备用需容量以应对新能源的不确定性和系统发生的随机故障。

调频市场需从仅申报调频里程价格到完善以发电单元的调频里程和调频容量为交易标的，实现发电企业同时对运行日的调频容量、里程价格和容量价格进行申报的交易模式。加快完成建设任务，把调频市场扩大到南方区域五省（区），促进调频资源在区域内进一步优化配置。逐步实现电力现货市场与调频市场的有序衔接。根据国外市场建设经验和系统运行成本最优原则统一调频市场应逐步由现阶段的分开出清优化转变为与现货电能量市场联合出清优化，在已有的主辅市场联合交易研究的机制基础上针对我国现状设计充分考虑调频性能指标与调频资源差异的电能量-调频市场联合出清模式，使得快速调频资源更易参与市场，释放价格信号，同时需要考虑大规模新能源接入后风电与负荷波动，在一定置信度水平下建立调频备用需求模型，融入联合出清模式。

5） 尽快完善容量保障机制。从国外来看，容量市场机制设计较为复杂，且对市场运营机构的负荷预测和监管能力要求较高，相对而言，容量补偿模式较为简单稳妥。短期而言，广东容量机制承担着应对现货市场出清价格大幅下降、弥补发电企业亏损、衔接中长期与现货市场的迫切需求。特别是现货市场运行不断深入、现货价格持续走低的形势下亟需简单可行的容量机制迅速上马并发挥作用。

因此，容量补偿机制建设应循序渐进。第一步，在电力市场建设初期采用较为简单的容量补偿机制或政府授权合约以解决机组在现货市场长期结算运行下的搁浅成本或固定成本难以回收问题，同时积累现货市场出清结果、市场补偿金额等数据，为建立远期容量机制提供数据支撑。第二步，在远期适时启动集中式的容量市场或可靠性期权机制，其共同出发点是通过更为经济的市场化手段确定可靠的容量水平。容量市场实施过程中也可逐步丰富规则，首先纳入作为市场主体地位的火电机组，并逐步向储能、可再生能源、需求侧响应资源开放；首先将容量费用以度电成本分摊，并逐步在需求侧分摊过程中体现对尖峰负荷需求的贡献度；首先不考虑输电资源对省级电网系统可靠性的贡献度，并逐步将输电阻塞与传输线的贡献纳入考量范围。

6） 尽快建立并完善输电权市场，帮助市场参与者对冲因现货头寸与中长期合约结算点不一致而承受的阻塞风险，为阻塞盈余的分配提供公平、透明、高效的机制。输电权市场的建立可以按照如下步骤。

（1）先定义点到点金融输电权，输电权所有者拥有获得节点的阻塞盈余的权利。（2）根据市场主体缴纳输电费情况进行输电权的初始分配，每年核算输电费和初始分配容量。将发电上网节点到交易枢纽的输电权，用户接收节点（或区域）到交易枢纽的输电权分别分配给发电和用户。（3）输电权分配以后，对剩余的输电可用容量采用拍卖的方式组织市场。通过初次分配得到的输电权也可以通过相关市场卖出。（4）阻塞盈余的分摊时，如果总阻塞盈余大于FTR收益，等于阻塞盈余的部分按FTR持有者比例进行分摊给所有用户，多余部分放入不平衡资金池中；如果从市场收取的阻塞盈余不足以支付输电权所有者，则等比例削减。

7） 成立类似PJM 风险管理委员会的机构以便针对电力系统运行和电力市场运营的风险进行及时且全面的审查和措施管理。

5 结语

电网的安全稳定运行乃是重中之重，需及时有效地发现风险并在事后及时处理。本文总结分析了PJM 电力市场基于电力系统物理运行和基于电力市场的风险管控策略，系统梳理了PJM 事故发生前如何进行风险分析，故障发生后如何进行措施处理，以及电力市场对于加强风险管控的作用，提出了南方区域电力市场环境下电力系统风险管控体系建设的七点建议。建立完善的风险管控体系是一件艰巨的长期的工程，应及时吸取国外典型市场的经验，建立起完善的风险管控措施，保障南方电网的电力事业继续稳步发展。