發(fā)電企業(yè)現貨報價策略模型的構建

王 蕾

（華電淄博熱電有限公司，山東 淄博 255000）

0 引言

2015 年3 月15 日《關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)〔2015〕9 號文）》的頒布，標志著新一輪電力市場化改革正式啟動。電力現貨市場建設作為本次改革的一項關鍵性任務，推進步伐逐步加快。2017 年，國家發(fā)改委辦公廳、國家能源局綜合司下發(fā)《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，明確第一批選擇南方、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8 個地區(qū)開展電力現貨市場建設試點［1］。2021 年，國家發(fā)改委辦公廳、國家能源局綜合司下發(fā)《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》明確遼寧、上海、江蘇、安徽、河南、湖北6個地區(qū)為第二批現貨試點地區(qū)。電力現貨市場還原了電力的商品屬性，在優(yōu)化電力資源配置、發(fā)現真實價格信號、促進清潔能源消納方面起到重大推動作用。與此同時，現貨市場對發(fā)電企業(yè)的實時報價要求也使其短期定價決策水平面臨著更大的考驗。因此，基于火電機組邊際成本報價構建現貨報價策略分析模型，可為火電企業(yè)更好地響應現貨市場發(fā)展需求、實現效益穩(wěn)步增長提供參考，實現火電機組現貨收益最大化［2］。

“無現貨、不市場”以特殊的語言強調了現貨市場在電力市場中的核心地位和關鍵作用［3］。電力現貨市場是新一輪電改的核心工作，2020年，電力現貨市場建設進入了高潮期，8個試點地區(qū)全部開展了整月結算試運行。電力現貨市場按照實際交易結果進行了“真金白銀”的財務結算，我國電力市場化改革邁出了極為重要的一步［4］。山東作為第一批電力現貨市場試點之一，目前已開展4 次連續(xù)結算試運行。2019 年6 月，山東正式開啟電力現貨市場模擬試運行，9 月、12 月完成了兩次的7 天連續(xù)調電結算試運行。2020年5月，又開展了為期4天的連續(xù)試結算。隨后，山東電力現貨市場進行了比較大的規(guī)則調整，開放零售市場、中長期合約由發(fā)用兩側自行簽訂、對發(fā)電機組固定成本給予容量電費補償等，并于2020 年11 月開展了為期1 個月的連續(xù)結算試運行。電力現貨市場的深入推進，使得如何應對電力現貨市場風險、如何在市場中獲得最大收益成為全行業(yè)亟須解決的問題。

從發(fā)電企業(yè)自身角度出發(fā)，應對電力現貨市場亟須解決的問題主要有以下三點：一是現貨市場中發(fā)電企業(yè)無法預測機組運行狀態(tài)、發(fā)電情況、發(fā)電收益，如何準確地對出清電價、機組發(fā)電情況、發(fā)電收益進行預測，并根據機組實際工況指導公司制訂最合適的現貨報價策略，成為公司可在現貨市場中獲得最大收益的保證；二是發(fā)電機組各種實際工況需求無法通過現貨報價調整滿足，報價策略調整缺乏依據，發(fā)電機組在運行中會面臨各種各樣的實際需求，如何使機組的各種實際工況需求獲得滿足的同時使機組運行獲得最大收益，是一項亟須解決的問題；三是現貨交易沒有形成高效、科學的管理體系，機組運行狀態(tài)、缺陷情況、降出力情況、邊際成本等信息無法第一手掌握，嚴重影響工作效率。

目前，國內外針對電力現貨市場的競價策略研究主要側重于發(fā)電企業(yè)購電策略、發(fā)電企業(yè)經營策略，對發(fā)電側電力現貨市場報價策略研究較少，報價策略模型的建立更是無從談起。文獻［5-8］介紹了考慮中長期合約的現貨日前競價模型。文獻［9-12］主要介紹了部分國家的中長期差價合約類型、適用場景、模型以及合約在不同市場中起到的作用。文獻［13］介紹了國內電力中長期差價合約分解的方法。文獻［14］介紹了發(fā)電企業(yè)應對電力現貨市場的經營策略。文獻［15-16］介紹了可再生能源與負荷側在電力現貨市場中的體制機制。通過參與電力現貨市場的實踐，深刻了解火電企業(yè)在電力現貨市場中面臨的重點、難點，針對火電企業(yè)在電力現貨市場中面臨的機組發(fā)電情況、發(fā)電收益、出清電價無法預測，報價策略調整缺乏科學依據等實際情況，聯合多個部門、專業(yè)團隊，在總結電力市場現貨報價策略的基礎上，創(chuàng)造性開展了現貨報價策略分析模型搭建工作，形成了一套完整的、貼合實際的現貨報價策略分析模型，改變了原先現貨交易無預測、報價調整無依據、交易工作無體系的三無狀態(tài)，實現了現貨預測精準化、報價策略科學化、工作流程高效化。

1 山東電力現貨市場規(guī)則要點

1.1 規(guī)則體系、市場架構

山東電力現貨市場規(guī)則體系主要為一方案、三規(guī)則：山東電力現貨市場建設試點實施方案、山東省電力零售市場交易規(guī)則（試行）、山東省電力中長期市場交易規(guī)則（試行）、山東省電力現貨市場交易規(guī)則（試行）。現階段，山東電力現貨市場采用“集中式”市場，“電能量市場+輔助服務市場”的市場架構，電能量市場包含中長期市場和現貨市場。省間交易先于省內交易開展，形成的交易結果和交易合約作為省內交易的邊界條件，現貨電能量市場包括日前市場、日內機組組合和實時市場，輔助服務市場目前僅開展日前調頻服務市場。電力零售市場主要是售電公司和市場用戶之間開展的交易。

1.2 交易機制

中長期市場交易品種有市場電量雙邊協商交易、基數電量雙邊協商交易、集中競價交易、掛牌交易等?，F貨市場交易品種有日前現貨電能市場、日內機組組合調整、實時現貨市場?，F貨市場日前申報目前采用“發(fā)電側報量報價、用戶側報量不報價”的模式，根據市場發(fā)展情況適時采用發(fā)用兩側均報量報價的模式。

1.3 結算機制

山東電力現貨市場定價采用節(jié)點電價機制，目前，山東現貨試點的發(fā)電側采用節(jié)點電價，用戶側統一采用發(fā)電側加權平均電價，視市場運行情況再做調整。山東目前采用“日清月結”與“月清月結”相結合的結算模式，每日出具日清算臨時結算單，每月發(fā)布月正式結算單。市場運行產生的各項不平衡費用，按照每項費用的分配（分攤）周期按日或按月進行清算，按日清算的出具日清算臨時結果，以月為周期發(fā)布正式結算依據。電力零售市場與批發(fā)市場結算相對獨立開展，以月為周期開展零售市場結算，按月出具電力市場結算依據。

2 基于邊際成本的現貨報價策略分析模型構建

總體思路是：依托數據支持，對次日進行準確的電價預測，依據電價預測情況判斷機組停機風險，進行機組收益分析，然后根據每日機組實際工況需求，修正報價策略，最終通過收益對比分析確定最合理的報價策略，實現發(fā)電收益最大化。

2.1 基于邊際成本的電價預測、分析模型

2.1.1 建立大數據庫

依據電力交易平臺信息披露情況，建立披露信息數據庫，計算每日火電機組競價空間。電力交易中心電力交易平臺每日會對次日全網直調負荷、風光出力、外電、試驗機組出力、自備機組出力等情況進行信息披露，根據其披露情況，建立披露信息數據庫，并根據披露信息計算每日15 min 為1 點、共96 點的火電機組競價空間。電力交易平臺信息披露模塊如圖1 所示，火電機組競價空間計算表如圖2 所示。

圖1 電力交易平臺信息披露模塊

圖2 火電機組競價空間計算表

依托電網調度信息管理系統（Operation Management System，OMS），建立全網機組運行狀態(tài)數據庫。通過OMS系統每日發(fā)電生產日報，掌握山東省內火電機組運行情況，匯總機組運行狀態(tài)信息并建立機組運行狀態(tài)數據庫，如圖3所示。

圖3 全網機組運行狀態(tài)統計表

2.1.2 繪制全網機組邊際報價曲線

根據全網機組實際運行情況，將全網在運機組按照容量等級分為20 萬kW 級別、30 萬kW 級別、60 萬kW 級別、100萬kW 級別，每周根據估測的不同等級機組的邊際情況，作為全網相同等級機組的報價依據；其他特殊機組包括試驗機組、核電機組、涉外機組等按照信息披露情況進行預測后剔除。根據山東現貨市場報價規(guī)則，建立對應不同負荷情況下的機組報價、負荷對照表。

機組報價、負荷對照表建立以后，將機組報價、負荷對照表中數據按照報價數值由低至高排列，形成橫坐標為累計容量、縱坐標為報價的機組報價曲線。將全天96 點的火電機組競價空間依次帶入，得出全天96 點分別對應的價格即為全天96 點的運行日電價預測，如圖4所示。

圖4 全網機組邊際報價曲線及電價預測曲線

2.1.3 預測在運機組發(fā)電負荷及收益

基于運行日電價預測曲線，根據自身機組報價曲線，一一對應反推公司在運機組全天96 點對應負荷，得出運行機組發(fā)電量情況，然后根據電價預測情況，得出公司機組運行日基于邊際成本報價時的全天發(fā)電總收入、總利潤，如圖5所示。

圖5 公司機組效益分析表

2.2 基于機組實際工況需求的現貨報價策略制定模型

電力現貨市場中，發(fā)電企業(yè)按照機組邊際成本報價始終是最合理、最優(yōu)化的報價策略。但發(fā)電機組實際運行中面臨各種各樣的運行工況，例如機組供熱、設備消缺、煤質不佳等，這些情況往往造成機組限出力，若依然按照邊際成本報價，會因可調出力不足導致負荷偏離曲線情況的發(fā)生，造成高額的兩個細則考核費用和現貨偏差結算收益損失。為此，通過建立基于實際工況需求的現貨報價策略制定模型，對報價策略進行優(yōu)化，實現在滿足機組運行工況要求的前提下，獲得發(fā)電的最大收益。

供熱、煤質問題、設備故障等造成的運行日機組全天全時段負荷受限工況下的報價策略調整規(guī)則：以生產部門提報的機組可調負荷上下限為目標，對照負荷預測表，若預測全天負荷可滿足負荷要求，則報價不需要調整；若存在部分時段無法滿足負荷要求，則依據運行日電價預測表，將所需機組負荷下限所對應的報價改為全天預測最低電價，將所需機組負荷上限所對應的報價改為全天預測最高電價，保證過高、過低負荷均不出清，其余負荷點報價若符合單調遞增要求則對應報價不需改變，若不符合則按照報價單調遞增原則對報價進行修正。報價修正模型如下：按照規(guī)則，機組報價申報10 個點，將每兩個點之間的負荷段平均分成10份，得到由90個點組成的機組報價曲線。在此報價曲線上找到與所需負荷上下限最接近兩個點，將對應報價修改為全天預測最高、最低電價。在機組報價曲線上，將負荷下限對應的修正后報價替換后，向最小技術出力方向尋找第一個小于替換后報價的點，將此兩點間的價格根據兩點間的點數均分，得到兩點之間的報價；將負荷上限對應的修正后報價替換后，向額定出力方向尋找第一個大于替換后報價的點，將此兩點間的價格根據兩點間的點數均分，得到兩點之間的報價；其余點報價不變，最終形成單調非遞減的修正后報價曲線。機組報價經修正后通過電價預測分析模型，得到經報價調整后的預測電價并進行機組負荷預測、收益計算，最終制定出既能滿足負荷需求又能使收益最大化的報價方案，全時段限負荷報價策略修正表如圖6 所示，全時段限負荷報價策略修正流程如圖7所示。若出現極端情況，例如預測電價存在長時間地板價、機組負荷出現長時間最低技術出力的情況，僅通過報價策略調整無法滿足特殊工況時，根據情況及時通知生產部門提報降出力申請。

圖6 全時段限負荷報價策略修正表

圖7 全時段限負荷報價策略修正流程

設備故障、定期工作等造成的運行日機組部分時段負荷受限工況下（例如磨煤機分離器清理）的報價策略調整規(guī)則：以生技部值長組提報的機組可調負荷上下限及對應時間段為目標，依據機組負荷預測表，查找對應時間段機組負荷情況，若時間段內機組負荷情況可以滿足需求，則報價不需調整；若無法滿足，則將可調負荷上限報價替換為對應時間段內超出可調負荷上限的最高負荷點對應的電價，將可調負荷下限報價替換為低于可調負荷下限的最低負荷點對應的電價，其余負荷點報價若符合單調遞增要求則報價不變，若不符合則按照報價單調遞增原則對報價進行修正。報價修正模型如下：按照規(guī)則，機組報價申報10 個點，將每兩個點之間的負荷段平均分成10 份，得到由90 個點組成的機組報價曲線。在此報價曲線上找到與可調負荷上下限最接近的兩個點，將對應報價修改為對應時間段內超出可調負荷上限的最高負荷點和低于可調負荷下限的最低負荷點對應的電價。在機組報價曲線上，將負荷下限對應的修正后報價替換后，向最小技術出力方向尋找第一個小于替換后報價的點，將此兩點間的價格根據兩點間的點數均分，得到兩點之間的報價；將負荷上限對應的修正后報價替換后，向額定出力方向尋找第一個大于替換后報價的點，將此兩點間的價格根據兩點間的點數均分，得到兩點之間的報價；其余點報價不變，最終形成單調非遞減的修正后報價曲線。機組報價修正后通過電價預測分析模型，得到報價調整后的預測電價、機組負荷預測、收益計算，同時與原報價策略做對比，計算收益損失情況。若損失可接受，則按照修正后報價策略執(zhí)行；若收益損失明顯過大，則按照實際工作是否可以更改時間分別處理：若工作時間無法更改，則對將要提報的降出力申請進行考核費用計算，若兩個細則考核費用低于報價調整導致的收益損失則通知相關生產部門提報降出力申請，反之則按照完善后的報價策略執(zhí)行；若工作時間可以更改，則通過不斷修改時間段，按照上述過程相應不斷調整報價策略、進行負荷預測、收益計算，直至找到收益損失最小的時間段，若此時段收益損失較小則作為實際工作時間并通知相關生產部門，若此時段收益損失依然明顯偏大，則將工作延期待合適時間進行。

圖8 部分時段限負荷報價策略修正流程

需要完成既定發(fā)電量指標、搶發(fā)電量等特殊情況時的報價策略調整規(guī)則：設定運行日預期負荷，依據負荷預測表，分別對不同負荷點的報價進行下調，以下浮10 元/MWh 為限，每一個點下浮后即進行一次電價預測和負荷預測，直至滿足預期負荷，若下浮一個點的負荷無法滿足預期負荷時，同時下浮兩點，直至滿足負荷需求。下浮點數確定后，通過改變點數組合的方式選擇收益最佳的一組作為最終的報價策略。

3 結語

基于基層火電企業(yè)在電力現貨市場中面臨的難題，詳細介紹了基于邊際成本的現貨報價策略分析模型的構建，實現了電價精準預測、收益精益分析、最優(yōu)報價策略制定，助力火電企業(yè)在電力現貨市場中實現收益最大化。由于電力現貨市場正在不斷完善的過程中，現貨報價策略分析模型還需要根據最新的電力現貨市場規(guī)則進行同步修改、完善，力爭為火電企業(yè)積極應對電力現貨市場保駕護航。