中国储能网讯：2022年7月，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的南方区域电力现货市场启动试运行，一年多的试运行为南方区域电力市场进入正式运行阶段积累了丰富经验。本文对南方区域电力现货市场试运行期间出现的几个典型案例开展复盘分析和仿真测试，为合理解释现货市场的“特殊现象”提供一些分析思路。

部分机组报价与出清结果不匹配

  南方区域电力现货市场试运行期间，部分火电机组，如A电厂#2机，其报价高于平均水平，但仍能在全时段中标；另外部分火电机组，如B电厂#1机，报零价，仍无法中标。

图1：不同机组报价和中标出力

  经分析，现货市场机组报价与出清结果不匹配主要有以下几类原因：

  （1）机组出力受限。电力现货市场出清过程本质上是寻找满足各种运行约束下发电成本最小的机组出力计划。机组报价越低发电成本越小，但其前提是要满足机组自身运行约束，这些约束条件会对机组中标出力造成限制，即机组出力受限，从而导致报低价无法中标或者报高价反而中标的情形。机组出力受限的因素很多，例如爬坡速率受限、最小供热负荷出力限值、最小连续停机时间限制、电量受限等。

  以图2所示机组爬坡受限为例进行说明，虽然发电机组G1报价比发电机组G2低，但由于G1爬坡速率受限，9:15时刻G1只能出力340MW，导致高价机组G2中标。也就是说系统负荷急速爬升时段，若低价机组的调节速率无法满足需求，高价机组就可能中标开机。

图2：机组爬坡受限

  （2）系统运行约束。类似第一种情形，当存在系统运行约束限值时（例如系统备用能力不足、系统输电阻塞等），机组出力安排会优先满足系统约束要求，可能导致低价机组无法中标或者高价机组中标的情形。以线路阻塞导致报低价无法中标的仿真案例来进行说明。如图3所示，线路L1传输极限为400MW，线路L2传输极限为1000MW。其中，光伏电站A预测出力如图4所示，报价为0元/MWh，火电厂B有两台装机为150MW的机组，最小技术出力为70MW，报价为600元/MWh。在中午时段，光伏大发，但因为L1送出受阻，剩余的电力需求由报价较高的火电厂B提供。

图3：局部拓扑网架示意图

图4：L1阻塞情况下各电厂中标出力

  （3）机组其他运行成本影响。机组报价只反映了系统的总电能量成本，除此之外，出清模型的目标函数还考虑了机组的启动费用和最小稳定技术出力费用，如果机组申报的启动费用、最小稳定技术出力费用偏高，导致机组发电总成本偏高，也可能会出现即使其电能量报价较低也无法中标的情形。以两机组系统为例进行说明，A和B机组的各项参数见下表所示。

  当系统平衡需要300MW出力、机组开机时间为6小时：

  A总成本：

  6+25×2×0.5+25×6+0.1203×300×6=397.54万元

  B总成本：

  8+30×3×0.5+30×6+0.1×300×6=413万元

  虽然A机组电能量报价较高，但因其启动费用和最小稳定技术出力费用较低，综合成本低于B机组，故A机组优先中标。

水电出力频繁波动

  在初期的调电试运行过程中，多家水电厂反映其现货中标出力曲线呈现“锯齿状”，造成机组多次出现频繁穿越振动区、频繁开停机情况，水电厂在部分时间段完全退出AGC功能，无法执行调频辅助服务。

图5：某水电厂“锯齿状”发电计划曲线

  经分析，出现上述现象的原因在于某些相近时段系统负荷值变化不明显，但由于接线位置相近的多个机组采用相等的报价，其中标出力值可能产生“多解”情况，同时水电机组由于爬坡速率较快，容易在相邻时段内形成频繁波动的出力曲线。为避免水电机组出力频繁波动，发电侧主体除了调整自身爬坡速率等申报参数之外，还可以从报价策略上进行改进，例如采用多段报价策略，合理设置水电机组的启动费用报价，将水电机组穿越振动区的成本反映在报价中等。

  利用南方电网科学研究院自主研发的电力市场仿真模拟软件仿真分析可以发现，通过调整水电机组的爬坡速率等措施，可有效平滑水电机组的出力曲线，避免水电机组频繁变换出力。

图6：仿真模拟环境下水电厂机组的出力曲线变化

多种报价策略下水电中标结果差异不大

  南方区域电力现货市场调电试运行期间，某水电厂采用最低价、顶价、近期节点电价附近等多种报价策略，出清电量均相差不大，如图7所示。

图7：调电期间某水电厂的中标情况

  经分析，出现这种现象主要是因为水电需要满足中长期水位调度目标，每天的中标电量需要在给定范围内。利用电力市场仿真模拟软件进行仿真测算可以发现：当日电量范围设置较小（电量上限为20000MWh，下限为18000MWh），该电厂分别报低价（0元/MWh）和报高价（1000元/MWh），中标电力曲线如下图8所示。反之，当日电量范围设置较大（电量上限为20000MWh，下限为10000MWh），该电厂分别报低价（0元/MWh）和报高价（1000元/MWh），中标电力曲线如下图9所示，电量范围设置调整后不同报价下机组中标情况有较大变化。

图8：电量范围较小时，电厂不同报价的中标情况对比

图9：电量范围较大时，电厂不同报价的中标情况对比

零电价和负电价现象

  南方区域现货市场调电试运行期间，部分地区出现了局部时段现货电价为零的情况，如图10所示；国内某省的现货市场也曾于2019年在日前市场出清中出现-40元/MWh的负电价，在2023年“五一”假期实时市场出清中出现长达21小时的负电价。

图10：2023年调电试运行期间某地区火电出力与日前现货价格

  利用电力市场仿真模拟软件对南方区域电力市场进行仿真预测可发现，部分场景下，局部时段、局部低负荷地区也会出现零电价、负电价情况，如图11所示。

图11：仿真方案下2024年12月某日某地区系统负荷及价格情况

  零电价和负电价从本质上看是电力市场环境下电力系统供需不平衡时的一种突出表现，一是过剩的发电能力申报零电价或者负电价并成为边际机组，二是受电网安全约束限制，如果某节点增加单位发电出力可以缓解线路、断面阻塞，使得其他节点相对低报价的机组可以增发以减少系统总发电成本，则该节点也可能产生负电价，以三节点输电网络为例进行说明，具体参数如下图所示，假设各线路电抗值X均为=1，线路2-3（节点2到节点3之间的线路）输电极限为2000MW。

图12：三节点输电网络

  经仿真计算，为满足节点3的7500MW负荷，最优做法是：发电机1出力6000MW, 发电机3出力1500MW。此时的输电网络电力潮流如图13所示。

图13：线路2-3阻塞下三节点输电网络电力潮流

  若此时节点2再增加1MW负荷，最优的方案是其新增的负荷由节点1增加2MW出力和节点3减少1MW出力来实现，此时新增1MW负荷反而使系统的总成本下降，下降的量为：160×2+400×(- 1)=-80(元/MWh)，因此节点2的节点电价为-80元。

总结与展望

  南方区域电力现货市场的建设和运营是一项复杂的系统工程，市场建设初期，由于现货市场运行边界的复杂性和部分出清约束的特殊性，会有一些“特殊现象”出现，通过直观判断难以理解产生这类现象的本质原因，利用仿真系统开展“特殊现象”的复现，有助于分析原因并优化交易策略。