中國儲能網訊：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)域電力現貨市場啟動試運行，一年多的試運行為南方區(qū)域電力市場進入正式運行階段積累了豐富經驗。本文對南方區(qū)域電力現貨市場試運行期間出現的幾個典型案例開展復盤分析和仿真測試，為合理解釋現貨市場的“特殊現象”提供一些分析思路。
部分機組報價與出清結果不匹配
南方區(qū)域電力現貨市場試運行期間，部分火電機組，如A電廠#2機，其報價高于平均水平，但仍能在全時段中標；另外部分火電機組，如B電廠#1機，報零價，仍無法中標。
圖1：不同機組報價和中標出力
經分析，現貨市場機組報價與出清結果不匹配主要有以下幾類原因：
（1）機組出力受限。電力現貨市場出清過程本質上是尋找滿足各種運行約束下發(fā)電成本最小的機組出力計劃。機組報價越低發(fā)電成本越小，但其前提是要滿足機組自身運行約束，這些約束條件會對機組中標出力造成限制，即機組出力受限，從而導致報低價無法中標或者報高價反而中標的情形。機組出力受限的因素很多，例如爬坡速率受限、最小供熱負荷出力限值、最小連續(xù)停機時間限制、電量受限等。
以圖2所示機組爬坡受限為例進行說明，雖然發(fā)電機組G1報價比發(fā)電機組G2低，但由于G1爬坡速率受限，9:15時刻G1只能出力340MW，導致高價機組G2中標。也就是說系統(tǒng)負荷急速爬升時段，若低價機組的調節(jié)速率無法滿足需求，高價機組就可能中標開機。
圖2：機組爬坡受限
（2）系統(tǒng)運行約束。類似第一種情形，當存在系統(tǒng)運行約束限值時（例如系統(tǒng)備用能力不足、系統(tǒng)輸電阻塞等），機組出力安排會優(yōu)先滿足系統(tǒng)約束要求，可能導致低價機組無法中標或者高價機組中標的情形。以線路阻塞導致報低價無法中標的仿真案例來進行說明。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預測出力如圖4所示，報價為0元/MWh，火電廠B有兩臺裝機為150MW的機組，最小技術出力為70MW，報價為600元/MWh。在中午時段，光伏大發(fā)，但因為L1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：局部拓撲網架示意圖
圖4：L1阻塞情況下各電廠中標出力
（3）機組其他運行成本影響。機組報價只反映了系統(tǒng)的總電能量成本，除此之外，出清模型的目標函數還考慮了機組的啟動費用和最小穩(wěn)定技術出力費用，如果機組申報的啟動費用、最小穩(wěn)定技術出力費用偏高，導致機組發(fā)電總成本偏高，也可能會出現即使其電能量報價較低也無法中標的情形。以兩機組系統(tǒng)為例進行說明，A和B機組的各項參數見下表所示。
當系統(tǒng)平衡需要300MW出力、機組開機時間為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機組電能量報價較高，但因其啟動費用和最小穩(wěn)定技術出力費用較低，綜合成本低于B機組，故A機組優(yōu)先中標。
水電出力頻繁波動
在初期的調電試運行過程中，多家水電廠反映其現貨中標出力曲線呈現“鋸齒狀”，造成機組多次出現頻繁穿越振動區(qū)、頻繁開停機情況，水電廠在部分時間段完全退出AGC功能，無法執(zhí)行調頻輔助服務。
圖5：某水電廠“鋸齒狀”發(fā)電計劃曲線
經分析，出現上述現象的原因在于某些相近時段系統(tǒng)負荷值變化不明顯，但由于接線位置相近的多個機組采用相等的報價，其中標出力值可能產生“多解”情況，同時水電機組由于爬坡速率較快，容易在相鄰時段內形成頻繁波動的出力曲線。為避免水電機組出力頻繁波動，發(fā)電側主體除了調整自身爬坡速率等申報參數之外，還可以從報價策略上進行改進，例如采用多段報價策略，合理設置水電機組的啟動費用報價，將水電機組穿越振動區(qū)的成本反映在報價中等。
利用南方電網科學研究院自主研發(fā)的電力市場仿真模擬軟件仿真分析可以發(fā)現，通過調整水電機組的爬坡速率等措施，可有效平滑水電機組的出力曲線，避免水電機組頻繁變換出力。
圖6：仿真模擬環(huán)境下水電廠機組的出力曲線變化
多種報價策略下水電中標結果差異不大
南方區(qū)域電力現貨市場調電試運行期間，某水電廠采用最低價、頂價、近期節(jié)點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：調電期間某水電廠的中標情況
經分析，出現這種現象主要是因為水電需要滿足中長期水位調度目標，每天的中標電量需要在給定范圍內。利用電力市場仿真模擬軟件進行仿真測算可以發(fā)現：當日電量范圍設置較?。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），中標電力曲線如下圖8所示。反之，當日電量范圍設置較大（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），中標電力曲線如下圖9所示，電量范圍設置調整后不同報價下機組中標情況有較大變化。
圖8：電量范圍較小時，電廠不同報價的中標情況對比
圖9：電量范圍較大時，電廠不同報價的中標情況對比
零電價和負電價現象
南方區(qū)域現貨市場調電試運行期間，部分地區(qū)出現了局部時段現貨電價為零的情況，如圖10所示；國內某省的現貨市場也曾于2019年在日前市場出清中出現-40元/MWh的負電價，在2023年“五一”假期實時市場出清中出現長達21小時的負電價。
圖10：2023年調電試運行期間某地區(qū)火電出力與日前現貨價格
利用電力市場仿真模擬軟件對南方區(qū)域電力市場進行仿真預測可發(fā)現，部分場景下，局部時段、局部低負荷地區(qū)也會出現零電價、負電價情況，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)負荷及價格情況
零電價和負電價從本質上看是電力市場環(huán)境下電力系統(tǒng)供需不平衡時的一種突出表現，一是過剩的發(fā)電能力申報零電價或者負電價并成為邊際機組，二是受電網安全約束限制，如果某節(jié)點增加單位發(fā)電出力可以緩解線路、斷面阻塞，使得其他節(jié)點相對低報價的機組可以增發(fā)以減少系統(tǒng)總發(fā)電成本，則該節(jié)點也可能產生負電價，以三節(jié)點輸電網絡為例進行說明，具體參數如下圖所示，假設各線路電抗值X均為=1，線路2-3（節(jié)點2到節(jié)點3之間的線路）輸電極限為2000MW。
圖12：三節(jié)點輸電網絡
經仿真計算，為滿足節(jié)點3的7500MW負荷，最優(yōu)做法是：發(fā)電機1出力6000MW, 發(fā)電機3出力1500MW。此時的輸電網絡電力潮流如圖13所示。
圖13：線路2-3阻塞下三節(jié)點輸電網絡電力潮流
若此時節(jié)點2再增加1MW負荷，最優(yōu)的方案是其新增的負荷由節(jié)點1增加2MW出力和節(jié)點3減少1MW出力來實現，此時新增1MW負荷反而使系統(tǒng)的總成本下降，下降的量為：160×2+400×(- 1)=-80(元/MWh)，因此節(jié)點2的節(jié)點電價為-80元。
總結與展望
南方區(qū)域電力現貨市場的建設和運營是一項復雜的系統(tǒng)工程，市場建設初期，由于現貨市場運行邊界的復雜性和部分出清約束的特殊性，會有一些“特殊現象”出現，通過直觀判斷難以理解產生這類現象的本質原因，利用仿真系統(tǒng)開展“特殊現象”的復現，有助于分析原因并優(yōu)化交易策略。
