中国电力现货市场建设正在进入深入推进推广阶段，如何实现由计划模式向市场模式的安全平稳过渡是保证中国电力市场改革成功的关键问题。文中提出一种适应计划向市场转变过程的竞价空间方法以及相应的市场出清结算机制。该竞价机制分为计划模式的优化计算和市场出清两步。计划模式与市场模式的优化计算所考虑的基本约束条件保持一致，根据竞价空间比例将计划模式的计算结果作为市场模式优化出清边界条件，保证市场模式的优化出清严格在竞价空间范围内开展。通过调整竞价空间的计算比例，逐步扩大市场比例，实现由计划模式向市场模式的逐步过渡。最后，以实际算例对比验证了该竞价机制的有效性和实用性。

0 引言

2019年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》［1］，标志着中国现货市场建设进入更加深入阶段，该意见为中国现货市场建设试点和非试点地区未来建设提供指引方向。目前，中国对现货市场的研究包括关于市场竞价模型［2-4］的研究，也有关于电力市场建设的关键问题、市场机制的研究［5-9］。

关于美国PJM的全电量竞价机制、中长期交易计划采用金融合同方式参与现货市场竞价的市场模式和机制研究较多。文献［10］对差价合约机制设计要素和方法进行了分析。文献［11］通过对比分析提出了中国较适合采用美国PJM的市场模式建议。文献［12］提出了基于金融合同的现货市场模式。但是如何从目前的计划调度模式逐步平稳过渡到市场模式的深入研究并不多，文献［13］初步提出中国市场建设出清部分电量现货竞价+中长期物理合约交易的方式。文献［14］基于基础电量刚性执行的条件下研究相关执行偏差结算方法。

目前，现货市场建设试点单位大多采用美国PJM的全电量竞价机制，同时根据当地的特点做相应的适应性调整，采用全电量竞价机制比较适应中国发展特点，但是如何从计划模式过渡到该市场模式需要进一步深入明确。

中国采用计划模式的调度管理机制考虑了中国发用电环境。物理执行的“三公”基数电量保障了发电企业的基本生存，有些发电企业即使因为地理位置、燃料成本等客观因素导致发电成本高，仍能够获得基本发电量。而对于用电侧的售电公司、用户，在计划模式下也能够保证基本的用电量，避免了现货市场的价格波动。

如果采用美国PJM的全电量竞价机制，这些交易计划只具有金融结算性质，不保证物理执行，那么发电企业、售电公司以及用户无法保证基本的用电量，“三公”基数电量全部转为金融合同将会影响社会的稳定性。已经签订的中长期交易合同由原来的物理执行全部转为金融合同也会被合同双方质疑。

美国PJM地区发电企业调节能力高，通过辅助服务市场获益，或者通过自备电厂的形式保证自身的生存。对于中国电力市场改革初级阶段，市场机制建立尚不完备，需要建立过渡阶段的市场竞价机制，以为发电企业逐步接收市场竞争，并为自身进行技术改造、盈利手段转变提供时间。

如何合理设计过渡阶段的竞价机制是保证中国如何平稳有效地过渡到市场模式的重要关键性问题，市场建设既要保证市场竞价的有效性，也要给予发电企业等市场主体接收市场竞争的理念过程，保证在过渡初级阶段发电企业基本生存。

本文提出一种适应计划向市场转变过程的竞价空间方法以及相应的市场出清结算机制。通过调整竞价空间的计算比例，逐步扩大市场比例，实现了计划模型向市场模式的平稳过渡。

1 竞价机制

1.1 市场模式

本文提到的现货市场运行模式是发电侧单边部分电量竞价市场，采用系统边际电价出清机制。在日前市场环节，中长期交易合同不改变签订条款，仍保证其物理执行。将“三公”基础电量分为实物合约和金融合约两部分，金融合约电量部分纳入现货市场部分进行竞价，并按照差价合约结算。

为保证只针对“三公”基础电量的金融合约部分电量空间的竞价，需要将该部分电量分解成可以执行的分时电力曲线，方法是通过安全约束经济调度（security constrained economic dispatch，SCED）得到各机组分时出力计划，按照指定比例划分出各机组各时段“三公”电量物理执行部分和金融结算部分。然后，修改各机组下限为物理执行部分，通过SCED，以购电费用最小为目标，出清得到各机组分时发电出力曲线以及分时边际出清电价。

1.2 竞价出清流程

竞价出清流程图如图1所示。

1）市场化机组发电空间计算：获取负荷预测、联络线计划、检修计划、新能源预测出力、中长期交易曲线、次日“三公”建议基础电量等外部数据，计算出市场化机组总发电空间曲线；然后在考虑机组上下限、开停机等性能约束前提下，按照“三公”建议基础电量比例计算出各机组次日分时段“三公”电力发电曲线；最终获得市场化机组次日“三公”可行的发电量。

2）以负荷率一致为目标，优化出清次日的“三公”发电计划：以市场化机组发电负荷率一致为目标，考虑机组性能约束、电网安全性约束、新能源预测出力约束等，进行SCED与安全校核的循环迭代，得到次日可执行的“三公”发电计划。

3）计算市场竞价空间：根据市场化机组的“三公”发电计划、中长期交易出力曲线、市场竞价空间比例，考虑机组分时段上下限约束，得到市场化机组参与市场出清分时段出力下限，“三公”发电计划与该出力下限的差值即为各市场化机组的分时段市场竞价空间。

4）市场成员申报全电量报价曲线：市场成员申报“电力-电价”报价曲线，按照全电量方式申报，即申报从最小技术出力到最大技术出力之间分段报价，报价曲线单调非递减。

5）市场出清：以购电费用最小化为目标，考虑的约束条件与第2步“三公”优化出清相比，不再考虑市场化机组的交易和“三公”计划电量约束，而是增加考虑第3步计算得到的市场化机组分时段出力下限约束，进行SCED与安全校核的循环迭代，得到出清次日各机组分时出力曲线和系统边际出清价格。

6）各机组中标电力电价结算：市场化机组发电量结算包括三部分，即中长期市场交易电量结算、“三公”电量结算和现货交易电量结算；中长期交易电量按照交易协商价格结算，发电企业“三公”电量按照批复上网电价进行结算，现货市场中，日前市场中标电力减去“三公”日计划电力的部分，按日前市场价格结算。

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1.3 基本算例说明

机组参数如表1所示，其中机组D为新能源机组，不参与市场，其预测出力为100 MW。

负荷预测与联络线功率总和为972 MW，扣减机组D的预测出力，市场化机组总发电空间为872 MW；竞价空间比例系数为10%。

表2第2列为竞价出清流程第2步优化计算得到“三公”初始计划出力；第3列为优化出“三公”计划成分，按照竞价空间的比例分配；第4列90%的“三公”计划出力需要保证物理执行。

表3对应竞价出清流程第3步市场竞价空间的计算，第2列为叠加机组中长期交易出力和“三公”计划物理执行部分最终的市场出清所要考虑的下限。

市场报价数据如表4所示，经过竞价出清流程第5步市场出清后，市场出清结果如表5所示。市场出清边际价格为396元/（MW·h）。

如表5所示，机组C受到市场出清下限的限制导致出清边际价格为396元/（MW·h），如果市场竞价空间比例系数变大，机组C的市场出清下限减小，市场出清边际价格也会降低，但是机组C的发电空间变得更小。

2 模型算法

2.1 “三公”基础电量分配

首先，计算出参与市场的机组总发电空间，公式如下：

式（7）中第1项表示市场出清与初始“三公”计划的差量结算费用；第2项表示竞价空间的结算费用；第3项表示物理执行的“三公”计划部分按照政府批复价格结算的费用；第4项表示中长期交易结算的费用。前2项表示市场竞价空间范围内的总结算费用。

3 实际算例结果分析

算例中机组的报价范围为最小出力到最大出力，报价随着出力的增加依次递增。

通过修改市场竞价空间比例系数可以得到不同的市场出清结果，竞价空间的变化直接影响到各市场成员收益差距的增大。

算例设置了3个竞价空间比例系数，分别为10%、50%、90%。2种竞价空间算例使用同一套报价数据。

图2显示了3个比例下分时段的竞价空间变化情况，可以看到各时段变化并不相同，低谷时刻变化较小，高峰时刻变化较大，这是因为受到了机组的出力限值的约束。

图3显示了3个比例系数下单个机组分时段的竞价空间变化情况，可以看到低谷时刻竞价空间出现重合情况，原因同图2。

图4分别展示了某机组的“三公”计划以及不同竞价空间比例下最终出力结果，可以看到该机组初始“三公”计划出力最高，经过竞价出清后，机组出力减小，竞价空间比例越大，其出力减小量越多，表明该机组的报价相对其他机组较高，其“三公”电量转让给有竞争力的机组。

分时系统出清边际价格如图5所示，第1个时段10%竞价空间的出清价格比50%和90%的出清价格要高，这是因为竞价范围的下限根据初始“三公”计划出力减去竞价空间而确定，第1个时段受到末点出力和爬坡速率的约束，初始计划出力点较高，而竞价空间只有10%，导致竞价下限较高，最终出清结果处于较高出力范围。

同理，在低谷的某些时刻，50%竞价空间的出清价格要比90%竞价出清价格要高。另外，低谷时刻的初始计划出力已经降到较低出力范围，同理分析，10%竞价空间的市场出清价格要比其他竞价空间要低。总之，随着竞价空间的变大，市场出清价格更能反映市场供需情况，“三公”初始计划对市场出清价格影响较大。

该机组全天初始“三公”计划结算费用为757.648万元。不同竞价空间比例下该机组最终结算信息如表6所示。第2列为式（7）第1项的差量结算费用；第3列为机组的全天发电量，可以看到，随着竞价空间的增大，该机组发电量在减小，获得的发电费用也在减小；第4列均价为全天获得发电费用除以总发电量，可以看到虽然发电量与“三公”相比减小，但是均价比“三公”价格要高。从第4列数据可以看到该机组在50%竞价空间的情况下，市场平均收益最大。

根据以上分析可知，该市场模式下，机组即使因发电成本高导致报价策略相对其他机组没有优势，但是通过一定的报价策略，将“三公”发电权转让出去也能提高其收益。

4 结语

本文提出了一种通过调整竞价空间比例的现货市场竞价机制和模型。通过以“三公”负荷率一致为目标的SCED将中长期交易电量合同和“三公”基础电量分解到各时段；然后，根据竞价空间比例将调整后的“三公”优化计算结果作为市场出清的约束，进行购电费用最小化为目标的SCED。两步SCED所考虑的约束条件一致，保证市场出清结果严格在各时段市场竞价空间中。

该方法在现货市场初期控制市场竞价范围在一个较小的范围内，有助于培育市场主体市场意识，更容易让市场主体接受。

通过实际算例验证，市场出清情况能够基本反映市场供需情况。随着竞价空间的放大，市场出清情况也能够更加清晰地反映电力供需情况。

需要说明的是，市场出清情况受“三公”初始计划的影响较大，这方面需要加强“三公”计划的合规性，以应对市场主体的质疑。

本文提到的方法在福建现货市场试运行中得到了初步验证。此外，本文审理过程中的有关讨论请参见附录A。

附录

附录 A

（1）该机制缺少有效的电力商品价格发现机制，也缺少保障市场价能够反映电力商品的真实价值的手段；

（2）该机制与目标电力市场模式相冲突，会误导市场主体对市场的认识，不是好的市场过渡方式；

（3）该机制将“三公”调度和市场竞争融在一起，人为操纵市场供需的痕迹明显。

作者答复：

本文提到的现货市场模式是一种过渡模式，对于中国电力市场改革初级阶段，需要建立过渡阶段的市场竞价机制，这种模式通过发电权转让的方式逐步放开“三公”计划电量，能够保证所有机组的基本生存，以便为发电企业逐步接收市场竞争的概念，并对自身进行技术改造、盈利手段转变提供时间，同时也为后面的完整的市场建设提供支撑。

福建省内存在一些机组因为建设背景、地理位置等客观原因发电成本高，市场建设过程需要考虑该部分机组的生存。

目前，这些机组实际在为清洁能源消纳、调峰提供容量和辅助服务，但是并没有完整的市场机制体现其对应的价值。未来成熟完整的电力市场是在建设全电量竞价的现货市场过程中，同时配套建设容量市场、多品种的辅助服务市场，充分体现不同类型机组的存在价值，以保证电网的供需平衡、清洁能源充分消纳和电力市场健康平稳有序发展。

参 考 文 献

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