（广东电网有限责任公司电力调度控制中心 广东广州 510600）
摘要：《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发【2015】9号）的发布，掀开了我国新一轮电力体制改革的帷幕。
目前，广东电力市场直接交易已进行了多次年度双边协商交易和月度集中竞争交易，电力市场改革的红利初步显现的同时，也为广东电网系统运行带来了新的挑战。本文首先阐述国外主要电力市场模式，分析其中模式区别，其次对2016年广东电力市场开展发电企业与大用户直接交易进行概况。最后，详述在本次广东电力体制改革中发用电改革对广东电力系统调度运行的影响分析。
关键词：发用电改革；电力市场；直接交易；电力系统
一、引言
当前，广东电力市场设置两种交易品种——年度双边协商交易和月度集中竞争交易。发电企业直接交易电量不纳入政府基数电量分配，以鼓励发电企业积极参与直接交易市场。年度双边协商交易由发电企业和电力用户双边协商，自行签订购售电合约，不设置集中交易环节。月度集中竞争交易采用价格传导制，电力用户申报与现行目录电价的价差，发电企业申报与其上网电价的价差。
本文首先阐述国外主要电力市场模式，分析其中模式区别，其次对2016年广东电力市场开展发电企业与大用户直接交易进行概况。最后，详述在本次广东电力体制改革中发用电改革对广东电力系统调度运行的影响分析。
二、国外主要电力市场的区别分析
英国电力市场以分散式的交易模式为主，美国PJM电力市场以集中式的交易模式为主，而北欧电力市场的交易模式则介于分散式与集中式之间。
分散式的电力市场模式下，调度主要负责严格物理执行市场成员所签订的中长期双边合约，市场成员需对自己所签订的合同负全责。调度机构和交易机构实际上并不关心社会总成本是否实现了最优化，市场交易的各个阶段都只是部分电量竞争，没有统一的集中优化环节。英国电力市场适应其电网网架结构简单，线路阻塞较少且相对稳定、电源与负荷分布均衡、潮流变化不大的特点，采用了以双边交易为基础，辅以平衡机制的市场模式，是一种市场成员分散决策机制，因此日前能量现货交易与电网调度业务相分离，市场采用引导性方式，通过发布电网信息，引导用户调整交易合同，减少电网安全问题。
集中式的电力市场模式下，市场成员先期所签订的中长期双边合约仅具有金融结算的意义，可自由选择是否物理执行。调度和交易机构则以社会福利最大化或发电成本最小化为目标实施全电量优化，电力资源优化配置的效果最好。美国PJM电力市场高度适应其电网结构复杂、安全约束多、运行要求高的特点，采用以节点边际电价（LMP）理论为基础的市场模式，使能量现货市场（日前、实时）与电网调度运行业务高度耦合、密不可分，在确保电网安全运行的前提下，实现了市场的高效运营。
三、广东电力市场直接交易概况和基本规则
当前，广东电力市场设置两种交易品种——年度双边协商交易和月度集中竞争交易。发电企业直接交易电量不纳入政府基数电量分配，以鼓励发电企业积极参与直接交易市场。年度双边协商交易由发电企业和电力用户双边协商，自行签订购售电合约，不设置集中交易环节。月度集中竞争交易采用价格传导制，电力用户申报与现行目录电价的价差，发电企业申报与其上网电价的价差。其中：电价下浮为负，电价上浮为正。过网费保持不变。
每月下旬，广东电力交易中心（以下简称“交易中心”）发布次月集中竞争交易的交易公告。交易公告包括：次月集中竞争交易电量规模、发电企业和电力用户可申报的电量和价差等交易约束信息，供市场成员报价决策参考。
交易公告发布后，交易中心通过广东电力市场交易系统（以下简称“交易系统”）收集所有获得市场准入的发电企业和电力用户的交易意向，包括意向交易电量及对应的意向申报价差。
信息收集完毕后，交易中心发布次月集中竞争交易的市场供需情况。随后，发电企业和电力用户根据自身交易意向和市场供需情况，在交易中心规定的时间内在交易系统中正式申报其交易电量及对应的价差（发电企业申报与其上网电价的价差，电力用户申报与其目录电价的价差）。发电企业申报电量上限按竞争直购利用小时数的1.25倍申报，单个电力用户单月申报总电量上限也将根据每月总竞争电量制定。交易规则允许每家发电企业和电力用户最多正式申报三段交易电量及对应的价差。该规则是为了降低市场成员的竞价风险，提高市场的有序性。
市场成员正式申报结束后，交易系统将检测所有报价，根据市场规则剔除不合理报价，形成发电企业和电力用户的最终报价序列。交易系统将根据最终报价序列，开展撮合交易。规则规定撮合交易电量总额不得超过月度发布的竞争交易电量规模。申报价差相同时，按申报段相应电量比例确定中标电量。撮合交易结束后，形成无约束交易结果。
该无约束交易结果送广东电网调度机构进行安全校核后，形成有约束交易结果，经国家能源局南方能监局监管和广东省经济与信息化委员会见证后，由交易中心对外发布。
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所有成交电量的总降价电费差按照一定的比例K分给电力用户，其余部分（1-K）按照成交各电厂降价意愿费用等比例原则返还给电厂。广东月度集中竞争交易初期，K值系数设为0，即价差电费全部返还给发电企业，中标撮合交易对的成交价格为电力用户报价。自2015年6月起，K值系数调整为0.25，即价差电费75%返还给发电企业，25%返还给电力用户。
四、市场化改革对广东电力系统运行的影响
《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发【2015】9号）及其配套文件已经下发，首先对改革文件中与发用电计划改革重点相关的要求梳理如下：
9号文：发用电计划改革主要有两个方向，一方面是有序缩减发用电计划即市场交易规模逐步扩大，但另一方面政府还是会保留必要的公益性调节性发用电计划；鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同，建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制；建立用户参与的辅助服务分担共享机制，提升需求侧管理水平。
《关于有序放开发用电计划的实施意见》：建立优先发电权制度，通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障；电力电量平衡从以计划手段为主过渡到以市场手段为主；坚持电力系统安全和供需平衡的原则。
《关于推进电力市场建设的实施意见》：市场出清应考虑全网安全约束，电力调度机构负责安全校核；电力调度机构通过市场机制进行必要的阻塞管理；系统发生紧急事故时，电力调度机构应按安全第一的原则处理事故，无须考虑经济性。
《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》：调度机构基于交易机构提供的交易计划，进行安全校核，形成调度计划并执行，公布实际执行结果，并向市场主体说明产生偏差的原因。交易机构通过事后结算实现经济责任分担。
基于以上改革思路，从以下几方面全年分析对系统运行的影响，包括：
（一）电力电量平衡机制发生变化
改革前，电力电量平衡主要以计划手段为主。政府计划电量为主，中长期直接交易为辅，调度通过同进度执行政府计划来应对平衡偏差，保证供需平衡。
改革后，电力电量平衡主要以市场化手段为主。政府仅保留少量的公益性调节性发用电计划，主要为保障居民用电等普遍服务，要求全额执行，不再作为平衡调节的主要手段，偏差平衡主要由市场承担，在原有中长期交易的基础上新增了日前、实时等现货市场交易，保证供需平衡。
（二）对安全校核提出更高要求
广东目前的网架结构下，电源窝电和供电“卡脖子”等局部受限问题突出，而随着发用电计划的逐步放开，电厂的出力特性、用户的用电特性等均会呈现较大的不确定性，改革对调度机构安全校核提出更高要求。一是对稳定限额计算的透明度要求更高，稳定极限的安全裕度将有所降低；二是交易的不确定性决定了电网运行方式调整更为频繁，对稳定限额计算的频度要求更高，安全校核的工作量大幅上升；三是交易结果的执行可能涉及到主网到配网各电压等级、跨不同区域，原有的稳定分析模式不能完全满足对交易结果进行安全校核的需要。
（三）要求需求侧资源参与系统平衡
系统目前主要通过一次调频、AGC等自动控制手段，实时调控供应侧发电机组出力满足需求侧电力负荷的随机波动，对需求侧的调控和管理还非常欠缺，需求侧的可控性还比较差。而改革文件明确提出要推进需求侧资源积极参与调峰调频，形成占最大用电负荷一定比例的需求侧机动调峰能力。故未来的实时平衡机制，一方面需要供应侧发电出力能够跟踪需求侧负荷的变化，另一方面还要求需求侧的电力用户能够响应系统的运行状况。现有调度控制理论和技术不能完全满足未来供需双侧调控的需要。此外，对负荷预测的准确性也提出了更高要求。
（四）系统调峰调频模式发生变化
现阶段，省内所有中调及以上发电企业按照“两个细则”要求参与系统调峰调频，并获取相应的补偿或考核费用。
发用电计划逐步放开后，一方面，随着直接交易规模的扩大，常规机组调峰调频能力一定程度上被削弱，另一方面，改革配套文件中明确风能、太阳能等出力随机性大的清洁能源享有优先发电权，此类机组大规模并网运行将进一步加剧系统调峰调频压力。
存在的问题：发电企业参与调峰调频的现有机制已不能完全满足电网运行需要，需要建立必要的辅助服务市场，通过市场化的手段引导市场主体积极参与系统调峰调频。
（五）对输变电设备管理提出更高要求
各市场参与主体希望最大限度地利用电网输送能力，多发多用。同时，电网公司从提高经营效益的角度出发，也需要提升电网使用效率。这将给系统运行管理和风险管控提出更高的要求：电网压极限运行可能成为常态，安全稳定风险高；设备长期高负载率运行，故障率高；为保障设备健康运行、减少停运时间和强迫停运率，对设备运维、调度管理等提出了更高要求；停复电操作的时间与计划安排时间不能有太大的偏差，对调度机构设备停复电操作提出了更高要求。
五、结束语
当前，由于直接交易规模较小，对调度工作影响不大。在确保少量直接交易合同完成的前提下，通过年内动态调整，基本能够保证电厂年度发电计划均衡完成；而交易部门负责的月度计划仅是指导性的，在实际执行中不做强制要求。这种以安全为基础，以年度均衡为目标，滚动调整的计划、交易体系，保证了电网运行安全裕度，给调度预留了必要的调整空间，大致保证了发电企业利益的均衡性，基本能够适应当前电力生产组织要求。随着直接交易电量占比逐步提高，交易品种逐渐增多，交易频度不断上升，交易范围不断扩大，计划电与市场电并存的问题突出，由于过渡期市场结构不完整，缺乏市场化的电力平衡机制，现有以年度均衡、滚动调整为核心的调度方式将难以适应市场化要求，调度工作面临诸多问题。
电力体制改革打破调度机构职责和权利的平衡，承担的责任和拥有的资源可能出现不匹配，保障电网安全、优质、经济运行的保障不足，现有管理流程、人员配置、技术装备、保障体系不能满足要求。市场化改革对电网安全保障、系统有序运行、对外协调协作、调度规范性、清洁能源消纳等方面都有着很大的影响。市场化改革后，市场交易规模和交易电量将不断增加，市场化运行的不确定性将导致电网运行安排和潮流分布复杂多变，而现有的技术装备缺乏与之相适应的监视、分析和控制手段。
论文作者:陈梓煜
论文发表刊物:《电力设备》2016年第22期
论文发表时间:2017/1/20
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