现货市场出清流程、模型与方法&中长期合同的阻塞费用

本篇为赖晓文博士(清华大学电机系博士后，北京清能互联科技有限公司CTO)在广东电力市场设计专题研讨会上所作题为“现货市场出清流程、模型与方法”、“中长期合同的阻塞费用”的报告。征得作者同意，整理了精彩内容与大家分享。

赖晓文：

今天讲的第一部分内容是现货市场的出清。

现货市场出清前要进行长周期的机组组合，提前评估未来七天电网运行安全，提前制定机组运行状态。日前市场阶段包括调频市场和日前能量市场，两者融合出清，但融合出清并不是(我们通常说的)联合出清。(这里的融合出清是，)日前市场首先定下机组组合，再从中选择进行调频服务的机组，预留调频的容量，而后对调频容量以外的进行出力曲线的优化。(在日内市场中，)为了跟踪负荷变化，日内计划会再进行优化，正式出清，而后进行实时经济调度。

日前市场的交易流程包含边际条件准备、交易申报、市场出清并发布。

第一步的边际条件准备中，边际条件包括机组运行的状态，有的是机组自行申报的，也有的是电网向机组确认的。电网的边界条件则包括负荷预测等内容。

第二步是发布事前信息，让大家知道第二天的供需，为交易申报提供有价值的信息。网上讨论说，此处的信息发布是否需要更透明。这一点个人是赞成的，但市场发展是个过程，要分阶段来做。

第三步的交易申报分两个阶段。起步阶段报量不报价，第二阶段报量也报价。报量报价是最终目标，但当前选择不报价，是因为，市场设计达到最优解需要有时间，市场出清的时间成本和工作量成本使得当前选择了不报价的方式，当前虽然市场效率不高，但还是要一步步来，我们当前先把这个市场转起来，然后再一步步达到最优解。(另一方面，)报量不报价的方式下，市场出清不用所报的量、而用负荷预测出清。这个设计的背景是，当前电力市场计划与市场并轨，其中三分之二的用户都是非市场用户，报价就将涉及到，非市场用户是否需要电网公司代理其预测负荷并进行申报的形式。此外，节点的计量也不分非市场电量和市场电量，因此报量报价就要求售电公司申报到某个节点的价格，这跟市场意识和决策意识的问题有关。从出清流程的角度来说，日前市场的量价是与报价策略有关的，直接采用日前市场报的量价进行出清得到的发电计划是不够可靠的，所以还要做可靠性机组组合的环节来得到第二天运行真正的机组组合。

第四步的市场出清中有一个特殊的情况。A类机组和联络线的计划不作为优化的对象，直接作为边际条件。A类机组上网点的处理将作为负的负荷，而日前市场优化出清模型是不会调整A类机组和联络线的计划的。两者的调整手段不在出清中做，而是在出清前或出清中间发现问题了后，再做调整。

(出清算法中，)SCUC是根据启停成本、能量报价等决定机组的启停，其中要考虑所有机组的容量是足够的，这样子下一步的调频出清才能从开机的机组里面选择调频机组并预留调频容量。当我们需要深度调峰时，深度调峰在调频之后进行。对需要把出力压到最低技术出力以下的机组，也选择出来固定出力。这会限制一部分机组的可调度范围，我们将针对剩下的范围进行出清。经过安全潮流安全校核后，出清就完成了。

日前市场的优化目标是总成本最低，包括运行成本、空载成本、启动成本、线路约束罚函数和断面约束罚函数。考虑的机组约束包括出力上下限约束、爬坡速率约束、最小连续开停时间约束、最大启停次数约束;考虑的系统约束包括负荷平衡约束、系统正备用约束、系统负备用约束、系统旋转备用约束;考虑的网络约束包括线路潮流约束和断面传输极限约束。

出清模型中，SCED的模型跟SCUC模型的区别在于，把SCUC中带证书的约束去掉就是SCED，但会根据调峰等对出力上下限进行修改。

先算SCUC再算SCED，这跟数学机理有关系，因为混合整数模型的SCUC没办法得到电价，跟拉格朗日乘子的特性有关系。其实SCUC已经把所有要算的都基本算完了，但还需要SCED算节点电价。

我们的节点电价包括三个分量，系统能量价格、阻塞价格和网损价格。这里没有考虑网损的分量，其实是没有考虑负荷的增加减少所引起的网损变化量，没有考虑的是边际网损，但网损平衡本身在平衡约束中有考虑。有的专家认为，这里没有网损，会不会令负荷不平衡，这里解释一下，这里没有平衡分量只是没有边际网损。

系统能量价格等于前面模型中的系统负荷平衡约束的影子价格，阻塞价格则是安全约束的影子价格和相应的节点对安全约束潮流灵敏度的成乘积之和，反映的是节点增加一单位负荷为了维持全系统潮流不越限所带来的成本。

日前市场每15分钟出清一次，每小时内4个15分钟的节点电价的算术平均值为该节点每小时的平均节点电价;发电侧结算电价为所在物理节点的节点电价;用户侧采用统一的加权平均电价(等于各负荷节点按节点负荷加权的平均值)进行结算。

需要讨论的是，我们市场出清的粒度，美国是一天24个点，我们是15分钟为最小颗粒，一天96个点。但我们在调试中遇到了计算困难的问题，时段的密度可能是其中较大的原因。美国只用24个点而我们96个点，是跟我们的电源结构有关系的。我们燃煤机为主，调节速率是短缺的，按照一个小时来出清，反映不了15分钟内负荷的急剧变化，尤其是广东早高峰爬坡和中午时段午休的下降段，负荷曲线陡峭。

日前市场出清后，是日内滚动发电计划。日前和日内是比较接近的，区别在于优化范围，日前24小时，日内4小时，长时间的优化已经没有意义了;日内不对燃煤机组进行启停的优化。而实时跟日前的区别是，调频在日内进行正式出清。

接下来是出清算法的关键技术。

出清算法最重要的是安全性、高效性和稳定性。安全性是基础，算法一定要考虑到系统需要的安全约束。在这之上，高效性和稳定性都是目标。稳定性是，无论遇到什么情况，数据可能拿到的是错的，但什么情况下都要能算出结果，即便没有结果也要知道出错的地方。高效性是要在指定时间内算出结果。

稳定性是要进行柔性建模和约束松弛。模型的约束都不是硬约束，或者说即便实际上是硬约束，也要做约束松弛，这是为了保证算法能算出结果。比如说某个地方负荷预测大，这个地方的断面就是会越限。而这个结果将会告诉运行人员，这个断面会产生很高的价格信号。其实多数情况下是数据出错导致的，我们要看是那些数据出错，为何数据没能真实反映到模型中。我们要帮助运行人员定位并解决这些问题，实在不行才能体现在价格信号中去，用价格信号告诉市场成员这里的电价就是很高。

高效性的保证，有两个思路。第一是，把问题的模型减小，把决策变量、约束条件的数量减少。可以通过一定逻辑实现判定提前能确定状态的变量，比如机组的出力上下限等数据，可以锁定某些机组的启停状态。约束条件也可以进行预处理的计算，可以体现哪些断面不会越限;也可以结合历史数据来把哪些不会越限的断面从约束中排除。这样就可以降低模型复杂度，提高运算效率。第二是，同样的模型如何确定最好的寻优方向。如果我们能先对模型进行预处理，先找到次优解，再基于次优解进行进一步寻优，就能提高运算效率。这些方法我们都有相关论文，这些方法都不会影响最后的计算结果，只是会提高计算效率。

专家赖晓文：

第二部分要讲中长期阻塞合同的费用到底是什么，要如何管理中长期合同。

现货规则中，结算细则的结算公式是“日前全电量结算+中长期差价结算”。这听起来不错，能锁定价格。我们看细一点，结算中的交割节点并不是节点所在的节点，阻塞存在的情况下两个节点价格是不一样的。

这个结算公式换一种方式表达是“中长期合同结算+日前偏差电量结算”，公式中会多一项节点电价与交割节点价格之差，即自己所在节点与交割节点的价格差，这就是阻塞费用。

阻塞费用的本质是低价电因为网络阻塞的原因不能送出去，因此只能调用高价电，这个过程所产生的额外成本就是阻塞费用。举个例子，机组和用户约定了用200MWh的电，用户也的确用了这么多的电。但由于线路阻塞，现货市场中机组并不能发200，少发的电由高价的另一个机组发了，导致用户的购电成本上涨。

阻塞费用和阻塞盈余的存在是客观的，现货节点电价的差异也是客观存在的，这也需要有人买单。这个差异可以通过结算参考点来落实，提前签合同商量好的。这也可以用商品交易中的离岸价和到岸价来解释，如果谈的是到岸价，那么是发货方负担运费或者收益。这个风险是一定要有人承担的，目前是发电侧承担，这是因为，考虑到发电主体对电网运行特性更了解，更能评估风险情况。

阻塞风险要怎么处理呢?可选方法不多，输电权是彻底的解决办法。买了输电权就意味着把运货的车也定了，这就能完美锁定价格。但当前输电权的建设需要过程，当前只能鼓励发电企业量化了解市场情况和运行情况。电价低的发电厂就是要亏一点，这是市场决定的，不是中长期合同决定的，发电厂要认识到这一点。

中长期合同价格波动的风险包括电能波动的风险和阻塞波动的风险，我们主要评估阻塞导致的波动风险。

建议二是阻塞盈余想办法分摊，阻塞盈余本身就是节点电价产生的。用阻塞盈余来补贴电厂的搁浅成本。建议三是发展输电权，中长期合同的修订。