中國儲能網(wǎng)訊：2022年7月，覆蓋廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)的南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場啟動試運(yùn)行，一年多的試運(yùn)行為南方區(qū)域電力市場進(jìn)入正式運(yùn)行階段積累了豐富經(jīng)驗(yàn)。本文對南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場試運(yùn)行期間出現(xiàn)的幾個典型案例開展復(fù)盤分析和仿真測試，為合理解釋現(xiàn)貨市場的“特殊現(xiàn)象”提供一些分析思路。
部分機(jī)組報價與出清結(jié)果不匹配
南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場試運(yùn)行期間，部分火電機(jī)組，如A電廠#2機(jī)，其報價高于平均水平，但仍能在全時段中標(biāo)；另外部分火電機(jī)組，如B電廠#1機(jī)，報零價，仍無法中標(biāo)。
圖1：不同機(jī)組報價和中標(biāo)出力
經(jīng)分析，現(xiàn)貨市場機(jī)組報價與出清結(jié)果不匹配主要有以下幾類原因：
（1）機(jī)組出力受限。電力現(xiàn)貨市場出清過程本質(zhì)上是尋找滿足各種運(yùn)行約束下發(fā)電成本最小的機(jī)組出力計(jì)劃。機(jī)組報價越低發(fā)電成本越小，但其前提是要滿足機(jī)組自身運(yùn)行約束，這些約束條件會對機(jī)組中標(biāo)出力造成限制，即機(jī)組出力受限，從而導(dǎo)致報低價無法中標(biāo)或者報高價反而中標(biāo)的情形。機(jī)組出力受限的因素很多，例如爬坡速率受限、最小供熱負(fù)荷出力限值、最小連續(xù)停機(jī)時間限制、電量受限等。
以圖2所示機(jī)組爬坡受限為例進(jìn)行說明，雖然發(fā)電機(jī)組G1報價比發(fā)電機(jī)組G2低，但由于G1爬坡速率受限，9:15時刻G1只能出力340MW，導(dǎo)致高價機(jī)組G2中標(biāo)。也就是說系統(tǒng)負(fù)荷急速爬升時段，若低價機(jī)組的調(diào)節(jié)速率無法滿足需求，高價機(jī)組就可能中標(biāo)開機(jī)。
圖2：機(jī)組爬坡受限
（2）系統(tǒng)運(yùn)行約束。類似第一種情形，當(dāng)存在系統(tǒng)運(yùn)行約束限值時（例如系統(tǒng)備用能力不足、系統(tǒng)輸電阻塞等），機(jī)組出力安排會優(yōu)先滿足系統(tǒng)約束要求，可能導(dǎo)致低價機(jī)組無法中標(biāo)或者高價機(jī)組中標(biāo)的情形。以線路阻塞導(dǎo)致報低價無法中標(biāo)的仿真案例來進(jìn)行說明。如圖3所示，線路L1傳輸極限為400MW，線路L2傳輸極限為1000MW。其中，光伏電站A預(yù)測出力如圖4所示，報價為0元/MWh，火電廠B有兩臺裝機(jī)為150MW的機(jī)組，最小技術(shù)出力為70MW，報價為600元/MWh。在中午時段，光伏大發(fā)，但因?yàn)長1送出受阻，剩余的電力需求由報價較高的火電廠B提供。
圖3：局部拓?fù)渚W(wǎng)架示意圖
圖4：L1阻塞情況下各電廠中標(biāo)出力
（3）機(jī)組其他運(yùn)行成本影響。機(jī)組報價只反映了系統(tǒng)的總電能量成本，除此之外，出清模型的目標(biāo)函數(shù)還考慮了機(jī)組的啟動費(fèi)用和最小穩(wěn)定技術(shù)出力費(fèi)用，如果機(jī)組申報的啟動費(fèi)用、最小穩(wěn)定技術(shù)出力費(fèi)用偏高，導(dǎo)致機(jī)組發(fā)電總成本偏高，也可能會出現(xiàn)即使其電能量報價較低也無法中標(biāo)的情形。以兩機(jī)組系統(tǒng)為例進(jìn)行說明，A和B機(jī)組的各項(xiàng)參數(shù)見下表所示。
當(dāng)系統(tǒng)平衡需要300MW出力、機(jī)組開機(jī)時間為6小時：
A總成本：
6+25×2×0.5+25×6+0.1203×300×6=397.54萬元
B總成本：
8+30×3×0.5+30×6+0.1×300×6=413萬元
雖然A機(jī)組電能量報價較高，但因其啟動費(fèi)用和最小穩(wěn)定技術(shù)出力費(fèi)用較低，綜合成本低于B機(jī)組，故A機(jī)組優(yōu)先中標(biāo)。
水電出力頻繁波動
在初期的調(diào)電試運(yùn)行過程中，多家水電廠反映其現(xiàn)貨中標(biāo)出力曲線呈現(xiàn)“鋸齒狀”，造成機(jī)組多次出現(xiàn)頻繁穿越振動區(qū)、頻繁開停機(jī)情況，水電廠在部分時間段完全退出AGC功能，無法執(zhí)行調(diào)頻輔助服務(wù)。
圖5：某水電廠“鋸齒狀”發(fā)電計(jì)劃曲線
經(jīng)分析，出現(xiàn)上述現(xiàn)象的原因在于某些相近時段系統(tǒng)負(fù)荷值變化不明顯，但由于接線位置相近的多個機(jī)組采用相等的報價，其中標(biāo)出力值可能產(chǎn)生“多解”情況，同時水電機(jī)組由于爬坡速率較快，容易在相鄰時段內(nèi)形成頻繁波動的出力曲線。為避免水電機(jī)組出力頻繁波動，發(fā)電側(cè)主體除了調(diào)整自身爬坡速率等申報參數(shù)之外，還可以從報價策略上進(jìn)行改進(jìn)，例如采用多段報價策略，合理設(shè)置水電機(jī)組的啟動費(fèi)用報價，將水電機(jī)組穿越振動區(qū)的成本反映在報價中等。
利用南方電網(wǎng)科學(xué)研究院自主研發(fā)的電力市場仿真模擬軟件仿真分析可以發(fā)現(xiàn)，通過調(diào)整水電機(jī)組的爬坡速率等措施，可有效平滑水電機(jī)組的出力曲線，避免水電機(jī)組頻繁變換出力。
圖6：仿真模擬環(huán)境下水電廠機(jī)組的出力曲線變化
多種報價策略下水電中標(biāo)結(jié)果差異不大
南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場調(diào)電試運(yùn)行期間，某水電廠采用最低價、頂價、近期節(jié)點(diǎn)電價附近等多種報價策略，出清電量均相差不大，如圖7所示。
圖7：調(diào)電期間某水電廠的中標(biāo)情況
經(jīng)分析，出現(xiàn)這種現(xiàn)象主要是因?yàn)樗娦枰獫M足中長期水位調(diào)度目標(biāo)，每天的中標(biāo)電量需要在給定范圍內(nèi)。利用電力市場仿真模擬軟件進(jìn)行仿真測算可以發(fā)現(xiàn)：當(dāng)日電量范圍設(shè)置較?。娏可舷逓?0000MWh，下限為18000MWh），該電廠分別報低價（0元/MWh）和報高價（1000元/MWh），中標(biāo)電力曲線如下圖8所示。反之，當(dāng)日電量范圍設(shè)置較大（電量上限為20000MWh，下限為10000MWh），該電廠分別報低價（0元/MWh）和報高價（1000元/MWh），中標(biāo)電力曲線如下圖9所示，電量范圍設(shè)置調(diào)整后不同報價下機(jī)組中標(biāo)情況有較大變化。
圖8：電量范圍較小時，電廠不同報價的中標(biāo)情況對比
圖9：電量范圍較大時，電廠不同報價的中標(biāo)情況對比
零電價和負(fù)電價現(xiàn)象
南方區(qū)域現(xiàn)貨市場調(diào)電試運(yùn)行期間，部分地區(qū)出現(xiàn)了局部時段現(xiàn)貨電價為零的情況，如圖10所示；國內(nèi)某省的現(xiàn)貨市場也曾于2019年在日前市場出清中出現(xiàn)-40元/MWh的負(fù)電價，在2023年“五一”假期實(shí)時市場出清中出現(xiàn)長達(dá)21小時的負(fù)電價。
圖10：2023年調(diào)電試運(yùn)行期間某地區(qū)火電出力與日前現(xiàn)貨價格
利用電力市場仿真模擬軟件對南方區(qū)域電力市場進(jìn)行仿真預(yù)測可發(fā)現(xiàn)，部分場景下，局部時段、局部低負(fù)荷地區(qū)也會出現(xiàn)零電價、負(fù)電價情況，如圖11所示。
圖11：仿真方案下2024年12月某日某地區(qū)系統(tǒng)負(fù)荷及價格情況
零電價和負(fù)電價從本質(zhì)上看是電力市場環(huán)境下電力系統(tǒng)供需不平衡時的一種突出表現(xiàn)，一是過剩的發(fā)電能力申報零電價或者負(fù)電價并成為邊際機(jī)組，二是受電網(wǎng)安全約束限制，如果某節(jié)點(diǎn)增加單位發(fā)電出力可以緩解線路、斷面阻塞，使得其他節(jié)點(diǎn)相對低報價的機(jī)組可以增發(fā)以減少系統(tǒng)總發(fā)電成本，則該節(jié)點(diǎn)也可能產(chǎn)生負(fù)電價，以三節(jié)點(diǎn)輸電網(wǎng)絡(luò)為例進(jìn)行說明，具體參數(shù)如下圖所示，假設(shè)各線路電抗值X均為=1，線路2-3（節(jié)點(diǎn)2到節(jié)點(diǎn)3之間的線路）輸電極限為2000MW。
圖12：三節(jié)點(diǎn)輸電網(wǎng)絡(luò)
經(jīng)仿真計(jì)算，為滿足節(jié)點(diǎn)3的7500MW負(fù)荷，最優(yōu)做法是：發(fā)電機(jī)1出力6000MW, 發(fā)電機(jī)3出力1500MW。此時的輸電網(wǎng)絡(luò)電力潮流如圖13所示。
圖13：線路2-3阻塞下三節(jié)點(diǎn)輸電網(wǎng)絡(luò)電力潮流
若此時節(jié)點(diǎn)2再增加1MW負(fù)荷，最優(yōu)的方案是其新增的負(fù)荷由節(jié)點(diǎn)1增加2MW出力和節(jié)點(diǎn)3減少1MW出力來實(shí)現(xiàn)，此時新增1MW負(fù)荷反而使系統(tǒng)的總成本下降，下降的量為：160×2+400×(- 1)=-80(元/MWh)，因此節(jié)點(diǎn)2的節(jié)點(diǎn)電價為-80元。
總結(jié)與展望
南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的建設(shè)和運(yùn)營是一項(xiàng)復(fù)雜的系統(tǒng)工程，市場建設(shè)初期，由于現(xiàn)貨市場運(yùn)行邊界的復(fù)雜性和部分出清約束的特殊性，會有一些“特殊現(xiàn)象”出現(xiàn)，通過直觀判斷難以理解產(chǎn)生這類現(xiàn)象的本質(zhì)原因，利用仿真系統(tǒng)開展“特殊現(xiàn)象”的復(fù)現(xiàn)，有助于分析原因并優(yōu)化交易策略。
