黃繼榮，秦 愚，許 輝，王海帝， 吳天曈

(1.中核運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300；2.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，浙江 杭州 310027)

2015年，中共中央、國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(以下簡稱“9號文”)，提出了深化電力體制改革的總體思路和基本原則，指出了形成主要由市場決定能源價格機制的目標(biāo)[1]。新一輪的電力體制改革以來，浙江省積極推進(jìn)、踐行電力市場化改革，成為第一批8個現(xiàn)貨市場試點之一。在9號文及其配套文件的指導(dǎo)下，浙江省發(fā)布《浙江省電力體制改革綜合試點方案》，提出了浙江省電力市場建設(shè)路徑和階段目標(biāo)，目標(biāo)是建立以電力現(xiàn)貨市場為主體、電力金融市場為補充的省級電力市場體系[2]。

在浙江省初期市場建設(shè)階段中，市場參與主體包括省內(nèi)各類統(tǒng)調(diào)煤電、水電、氣電、核電機組和計劃內(nèi)外來煤電、水電、核電機組[2]。核電機組是一種清潔高效電源，運行維護(hù)成本和燃料成本較低，除了停堆換料之外，核電機組可連續(xù)滿功率運行，不受風(fēng)、光、水等自然條件影響[3]。核電機組的安全穩(wěn)定運行事關(guān)國計民生和公眾利益，在調(diào)整能源結(jié)構(gòu)和節(jié)能減排方面發(fā)揮著重要作用。隨著浙江省電力體制改革的不斷深化，核電機組參與市場的形式與以往不再相同，因此，探討核電機組在電力市場中的參與策略是必要的。

浙江省部分核電機組屬于外來電機組，包括秦山核電公司二期、三期和方家山機組，由華東電力調(diào)度中心負(fù)責(zé)調(diào)度，它們在日前市場中自動創(chuàng)建價格接受者報價。秦山核電公司一期機組和三門核電公司1號、2號機組屬于省調(diào)機組，由浙江省調(diào)度中心負(fù)責(zé)調(diào)度，參與現(xiàn)貨市場的報價[4]。按照時間尺度分類，電力市場可分為中長期合約市場和現(xiàn)貨市場，中長期合約市場的交易對手方、結(jié)算方式和交割量等信息在簽訂合約時可以獲悉，交易風(fēng)險較低；現(xiàn)貨市場往往采取集中競價的交易方式，電價真實反映了電力商品短期供需關(guān)系和時空價值[5]，可能隨負(fù)荷和系統(tǒng)阻塞情況變化而產(chǎn)生較大波動。核電機組參與現(xiàn)貨市場時，存在停機或減載的可能，不利于核電機組的安全經(jīng)濟運行。為了保障核電機組在集中競價的現(xiàn)貨市場中的合理收益，避免不安全地頻繁調(diào)整出力，需要為核電機組制定合理的報價策略。由于外來電機組在日前市場中產(chǎn)生價格接受者報價，因此本文主要研究省調(diào)核電機組的報價策略。本文首先分析了考慮核電機組的浙江電力現(xiàn)貨市場出清流程，然后結(jié)合運行特點為核電機組制定幾種不同的報價策略，最后使用IEEE 30節(jié)點系統(tǒng)模擬現(xiàn)貨市場的出清流程，為核電機組在不同負(fù)荷水平下的報價策略提出建議。

1 考慮核電機組的現(xiàn)貨市場出清

1.1 核電機組的運行特點

為了研究考慮核電機組的現(xiàn)貨市場出清流程并制定適宜的報價策略，需要先分析核電機組的運行特點，從發(fā)電成本和功率調(diào)節(jié)能力來看，主要有以下2個特點：

1)核電機組的前期建設(shè)投資規(guī)模大、成本回收周期較長，平均發(fā)電成本較高；而邊際發(fā)電成本主要由日常運行維護(hù)成本和燃料成本構(gòu)成，燃料成本比重約為總成本的20%～30%，且日常運行維護(hù)成本較低，因此核電的邊際成本較低[6]。

2)核電機組的停堆裝料大修時間較長，停堆后約需要4～8個星期啟動并網(wǎng)[7]。核電機組雖然具備一定的功率調(diào)節(jié)能力，但頻繁調(diào)節(jié)功率會增加安全風(fēng)險[8]，綜合安全和經(jīng)濟效益因素，核電機組在系統(tǒng)運行中一般作為基荷電源。機組年運行小時數(shù)和設(shè)備利用小時數(shù)高，2018年我國核電設(shè)備平均利用小時數(shù)達(dá)7 499.22 h[9]。

核電機組的運行約束條件可用式(1)～式(3)表示[10]：

(1)

(2)

(3)

1.2 浙江電力現(xiàn)貨市場出清流程

浙江電力市場的發(fā)電側(cè)主體為各種發(fā)電商，用戶側(cè)主體包括售電公司、大用戶和其他用戶。發(fā)電商的電能量進(jìn)入現(xiàn)貨市場，實行全電量競價上網(wǎng)、邊際電價出清，進(jìn)行電能量和輔助服務(wù)聯(lián)合優(yōu)化；用戶側(cè)從現(xiàn)貨市場購電，形成了發(fā)電商→現(xiàn)貨市場→用戶的現(xiàn)貨市場電能流。

浙江電力現(xiàn)貨市場按照時間范圍的不同，可分為日前市場和實時市場，其中日前市場的出清機制如圖1所示。日前市場出清模型的輸入數(shù)據(jù)包括發(fā)電機組報價、用戶報價、自投運數(shù)據(jù)、機組技術(shù)參數(shù)和運行數(shù)據(jù)、輔助服務(wù)要求和網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)等，調(diào)度中心運行以社會福利最大化為目標(biāo)的最優(yōu)潮流程序，約束條件包括發(fā)用電平衡約束、線路約束、機組出力和爬坡約束、最短啟停時間約束和備用約束，獲得日前市場的機組組合和發(fā)電計劃、節(jié)點電價、備用計劃、網(wǎng)絡(luò)潮流分布和阻塞情況等。調(diào)度中心根據(jù)華東電網(wǎng)的負(fù)備用市場結(jié)果調(diào)整日前市場計劃，形成預(yù)調(diào)度計劃；臨近實時市場時，運行并滾動更新預(yù)調(diào)度計劃。實時市場的出清機制與日前市場類似，如圖2所示。實時市場出清模型的輸入數(shù)據(jù)包括發(fā)電機組修改的報價、實時負(fù)荷預(yù)測值、預(yù)調(diào)度計劃中的機組組合和實時的網(wǎng)絡(luò)模型等，調(diào)度中心運行以購電成本最小化為目標(biāo)的最優(yōu)潮流程序，約束條件包括發(fā)用電平衡約束、線路約束、機組出力約束、備用分配約束、需求側(cè)響應(yīng)約束和切負(fù)荷約束等，獲得實時市場的電價和發(fā)電計劃、備用和調(diào)頻價格、網(wǎng)絡(luò)潮流分布和阻塞情況等。

圖1 浙江日前市場出清機制Fig.1 The clearing mechanism of Zhejiang day-ahead market

圖2 浙江實時市場出清機制Fig.2 The clearing mechanism of Zhejiang real-time market

在現(xiàn)貨市場中，發(fā)電機組以價格-數(shù)量(遞增)對格式進(jìn)行報價，用戶以價格-數(shù)量(遞減)對格式進(jìn)行報價，發(fā)電側(cè)采用節(jié)點邊際電價(LMP)作為經(jīng)濟調(diào)度和定價的基礎(chǔ)，用戶側(cè)采用對節(jié)點價格加權(quán)平均確定的統(tǒng)一價格來支付。在不發(fā)生阻塞的情況下，發(fā)電機組每單位電量獲得的收益等于節(jié)點邊際電價與發(fā)電成本的差。核電機組是現(xiàn)貨市場的發(fā)電側(cè)主體之一，屬于外來電的核電機組在現(xiàn)貨市場不參與報價，由系統(tǒng)自動生成價格接受者報價；省調(diào)核電機組需要在市場中提交報價，在現(xiàn)貨市場中其他發(fā)電機組競價上網(wǎng)，出清電量按照市場價格進(jìn)行結(jié)算。如1.1節(jié)所述，核電機組功率調(diào)節(jié)能力差，作為日前市場和實時市場出清機制的輸入數(shù)據(jù)后，結(jié)果必然是核電機組的出力波動較小，有可能以固定出力運行承擔(dān)基荷，使其他機組提供調(diào)頻和備用等輔助服務(wù)；核電機組的邊際發(fā)電成本較低，在現(xiàn)貨市場中以邊際成本報價具有較大優(yōu)勢，可能會擠壓掉部分高邊際成本機組的出清電量。

2 報價策略制定

在初期浙江市場中，核電機組可能與電網(wǎng)公司或其子公司之間簽署政府授權(quán)合約，由于機組在合約市場中簽署的電量需要分解到實時來執(zhí)行，發(fā)電機組的收益按照式(4)結(jié)算[11]：

R=QcPc+(Qg-Qc)Pm

(4)

式中：R——發(fā)電機組的收益;

Qc——機組的政府授權(quán)合約電量;

Pc——合約電價;

Qg——發(fā)電機組的實發(fā)上網(wǎng)電量;

Pm——現(xiàn)貨市場電價，即發(fā)電機組的合約電量部分按照合約價結(jié)算，偏差電量部分按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。

核電機組在現(xiàn)貨市場中的報價策略需要考慮授權(quán)合約電量的影響，因此可為核電機組制定以下兩種報價策略：

(1)報價策略1

從零至授權(quán)合約電量段報零價，從授權(quán)合約電量段至現(xiàn)貨段報大于等于邊際成本的價格，如圖3所示。如果系統(tǒng)負(fù)荷水平較高，核電企業(yè)可以確定現(xiàn)貨出清電量能夠完全覆蓋授權(quán)合約電量時，可以選擇報價策略1。由于在浙江市場建設(shè)初期，政府授權(quán)合約呈現(xiàn)“計劃”特性，現(xiàn)貨市場價格很有可能低于授權(quán)合約價格，超過合約電量的部分按大于等于邊際成本的報價參與博弈競價，則政府授權(quán)合約部分的收益能得到保證，現(xiàn)貨段也不會虧損。

圖3 核電機組的現(xiàn)貨市場報價策略1Fig.3 The first bidding strategy of nuclear power units in spot market

(2)報價策略2

從零至最小穩(wěn)定出力段報零價，從最小穩(wěn)定出力段至授權(quán)合約電量段報邊際成本價，從授權(quán)合約電量段至現(xiàn)貨段報大于等于邊際成本的價格，如圖4所示。當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷水平較低時，政府授權(quán)合約電量部分不一定會全額出清，從零至最小穩(wěn)定出力段報零價可以保證機組不會停機，超過最小穩(wěn)定出力段電量以大于等于邊際成本報價保證不會虧損，是一種較為通用的報價策略。

圖4 核電機組的現(xiàn)貨市場報價策略2Fig.4 The second bidding strategy of nuclear power units in spot market

通過上述分析可得，兩種報價策略各有其適用性與局限性，與負(fù)荷水平緊密相關(guān)。報價策略1比較保守，傾向于獲得更多的電量，適用于負(fù)荷水平和邊際電價較高的情況，通過高出清電量獲得收益；報價策略2較為激進(jìn)，為了保證不虧損提高了總體的報價曲線，當(dāng)政府授權(quán)合約電量沒有全額出清時，偏差電量部分需要按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算，適用于負(fù)荷水平和邊際電價較低的情況。

3 算例分析

3.1 算例說明

本文以IEEE 30節(jié)點系統(tǒng)為例[12]，分別在高負(fù)荷和低負(fù)荷時，模擬第2節(jié)所述的核電機組的兩種報價策略，并比較機組的收益情況。為了模擬核電機組與其他類型發(fā)電機組在現(xiàn)貨市場的競價過程，IEEE 30節(jié)點系統(tǒng)的發(fā)電機組分別被定義為煤電機組、核電機組和水電機組，所有發(fā)電機組的參數(shù)如表1所示，機組的最小出力參考文獻(xiàn)[13-14]及《并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議》等確定。

表1 修改的IEEE 30節(jié)點系統(tǒng)的發(fā)電機組參數(shù)

浙江初期電力市場放開110 kV及以上電壓等級用戶[2]，假設(shè)發(fā)電機組的政府授權(quán)合約比例占總發(fā)電量的90%，因此核電機組報價曲線中的兩個轉(zhuǎn)折點——最小穩(wěn)定出力和政府授權(quán)合約的比例分別為60%和90%。

3.2 算例結(jié)果

假設(shè)高負(fù)荷水平時，系統(tǒng)總負(fù)荷為2 550.6 MW。煤電、核電和水電機組都采用報價策略1，即從零至授權(quán)合約電量段報零價，從授權(quán)合約電量段至現(xiàn)貨段報博弈競價。博弈競價段的報價分別參考浙江省三種類型機組的上網(wǎng)電價[15]，機組的分段報價數(shù)據(jù)如表2所示，報價時間段選為一小時。

表2 高負(fù)荷時發(fā)電機組的博弈競價段報價數(shù)據(jù)

高負(fù)荷水平時的出清結(jié)果如圖5所示，圖中省略了所有機組報零價的電量段。高負(fù)荷時所有機組的政府授權(quán)合約電量全部出清，受網(wǎng)絡(luò)連接方式和負(fù)荷位置的影響，即使核電機組410元/MW·h的報價高于其他煤電機組，但核電機組的現(xiàn)貨段電量全部出清，實現(xiàn)滿功率運行，并成為邊際機組，出清電價為410元/MW·h。第一臺煤電機組的現(xiàn)貨段電量部分出清，其余機組的報價較高，沒有獲得現(xiàn)貨段的電量。

圖5 高負(fù)荷時的現(xiàn)貨市場出清結(jié)果Fig.5 Spot market clearing results under high load

假設(shè)低負(fù)荷水平時，系統(tǒng)總負(fù)荷為1 700.4 MW。煤電、核電和水電機組都采用報價策略2，即從零至最小穩(wěn)定出力段報零價，從最小穩(wěn)定出力段至授權(quán)合約電量段報邊際成本價，從授權(quán)合約電量段至現(xiàn)貨段博弈競價。機組的報價數(shù)據(jù)如表3所示，報價時間段選為一小時，未列出的電量部分報價為零。經(jīng)過初步測算，超超臨界煤電機組的邊際發(fā)電成本為0.22元/kW·h，核電機組的邊際發(fā)電成本為0.18元/kW·h[16]，水電機組的邊際發(fā)電成本近似為零。

表3 低負(fù)荷時發(fā)電機組的博弈競價段報價數(shù)據(jù)

低負(fù)荷水平時的出清結(jié)果如圖6所示，圖中省略了所有機組從零到最小出力報零價的電量段。機組報零價的電量段全部出清，包括所有機組最小出力段電量和水電機組的政府授權(quán)合約電量。核電機組和煤電機組1的邊際發(fā)電成本較低，它們排在水電機組的政府授權(quán)合約電量段之后出清，核電機組的博弈競價段電量的報價較高，因此沒有爭取到滿功率運行，出清了全部政府授權(quán)合約電量，剩余的負(fù)荷由煤電機組1獲得，出清電價為220元/MW·h。

圖6 低負(fù)荷時的現(xiàn)貨市場出清結(jié)果Fig.6 Spot market clearing results under low load

從不同負(fù)荷水平下模擬現(xiàn)貨市場模擬出清結(jié)果中可得，核電機組制定報價策略需要參考競爭對手的報價，并做好發(fā)電成本測算工作。高負(fù)荷時，當(dāng)核電機組的報價低于其他機組的報價時，更有可能獲得現(xiàn)貨部分的電量，也可以嘗試提高報價搏一下邊際機組，以提高出清電價獲得更高收益。低負(fù)荷時，核電機組的低邊際發(fā)電成本有利于爭取較高電量，按照目前測算的各機組發(fā)電成本來看，核電機組基本能保證政府授權(quán)合約電量全額出清，核電機組的出力可達(dá)到90%額定功率。如果想獲得剩余發(fā)電量應(yīng)繼續(xù)以邊際成本報價，較高的申報電價不利于獲得電量，這時市場的出清電價較低，核電機組的收益會略有降低。

4 結(jié)語

本文首先分析了核電機組的運行特點，并闡述了考慮核電機組的浙江現(xiàn)貨市場出清流程，相應(yīng)為核電機組制定了2種現(xiàn)貨市場報價策略，分別是“從零至授權(quán)合約電量段報零價，從授權(quán)合約電量段至現(xiàn)貨段博弈競價”和“從零至最小穩(wěn)定出力段報零價，從最小穩(wěn)定出力段至授權(quán)合約電量段報邊際成本價，從授權(quán)合約電量段至現(xiàn)貨段博弈競價”。最后在不同負(fù)荷水平下，模擬使用不同報價策略的現(xiàn)貨市場出清過程。在高負(fù)荷時，核電機組可以提高現(xiàn)貨段的報價搏一下邊際機組，以提高出清電價；在低負(fù)荷時，核電機組的政府授權(quán)合約電量可以全額出清，如果想獲得剩余發(fā)電量，現(xiàn)貨段電量應(yīng)以邊際成本報價。