作者：
荆朝霞，华南理工大学教授，博士生导师
【导引】电力市场与其他市场的一个最主要的区别是电不易储存，需要保持实时平衡，因此如何保持实时的供需平衡、如何对平衡进行定价、结算也是电力市场设计的核心内容之一。本系列文章中前面的文章对电力市场中对平衡的处理方法进行了讨论。电力市场中与实时供需平衡相关的另外一个特点是：对进行电力生产的发电机组，有一些类型（很多市场中是很大一部分）具有较长的启停时间、较大的启停成本，具有最大、最小出力及爬坡速度等约束。在需要保持实时供需平衡的电力市场中，如何对这些因素进行考虑，也是电力市场设计的核心内容之一。以美国PJM为代表的“集中”式电力市场和以英国、欧洲为代表的“分散”式电力市场，之间的一个主要的、本质的区别就在于对机组的启停等约束的处理不同。本文从经济学角度对电力市场竞价规则中对发电机组相关约束的处理方法进行讨论。
一、发电机组的成本与技术约束
1、发电机组的成本分析
企业在进行产品的生产时有不同类型的成本，这里以发电为例进行简要分析。
1）电厂建设成本。包括购买或征用土地、购买相关设备、施工、调试等的成本。
2）启停成本。发电机组从停机到启动或者从运行到停机都需要一定的时间，也需要消耗一定的成本。特别对于火电等，启、停时间一般较长，启停成本较大。
3）空载成本。在一些情况下，为了保证系统备用等需求，需要一些机组空载运行，这种情况下，虽然没有发出电力，但是机组仍然具有一些运行成本。
4）发电变动成本（微增成本）。是指由于实际发电而产生的增量的成本。对于火电机组，主要是燃料成本，对于核电、水电、风电、光伏等，变动成本几乎为零。
2、发电机组运行的技术约束
电力系统运行中，必须考虑发电机组的一些技术约束，最典型的是最小启停时间和最大爬坡速率。
1）最小启、停时间。发电机组从停机到启动、从运行到停机都需要一定的时间，包括热启动时间、冷启动时间、停机时间等。
2）爬坡速率。发电机组的发电功率的变化有一定的限制，包括向上爬坡速率和向下爬坡速率。
二、电力市场中对发电机组技术约束的考虑方法
电力市场中，对发电机组的各种技术约束，有两大类处理的方法。
1、由市场运营者考虑
1）方法描述
这种方法下，要求发电机组在报价时，申报多个方面的参数和价格，包括：启停时间及成本、爬坡速率、空载成本、微增发电成本等。市场运营者在市场出清时将相关技术参数作为出清模型的约束，保证出清结果在技术上的可行。
这种方法下，每个时段、每个位置的LMP（Locational Marginal Price）是根据经济学中的边际成本概念计算出来的价格，即在该时段、该位置增加单位负荷时系统增加的成本。对该时段的发电和负荷，都按照其所在位置的LMP结算。
由于市场出清价LMP一般会高于市场成员申报的微增发电成本，因此其通过LMP得到的收益除了补偿其燃料等可变成本，还有多余的收入，可以用来补偿其启停成本。但是，这部分多的收入是不确定的，在一些情况下可能小于其启停成本。这种情况下，系统运营者会通过对发电企业支付另外的补偿来保证其总收益大于总成本。系统运营者对发电企业支付的这部分成本一般以价格上浮（price adder 或 uplift）的形式分摊给市场的用户。
2）方法优点
这种方法的优点包括以下几个方面。
首先，能够保证出清结合的可行性。在市场出清时已经考虑机组的各种技术约束，结果一般是可行的。
其次，对发电商来说，报价策略相对比较简单：根据机组的实际的成本、实际技术参数申报即可。
3）方法存在的问题
这种方法存在的主要问题是，发电机组如果仅仅得到按照LMP计算的收入，很多情况下可能无法补偿其全部成本，特别对启停成本比较大的机组。在系统中风电、光伏等零边际成本的发电比例增加以后，这一问题更加突出。
以几个简单的例子来说明这个问题。
【算例1.1】
第一个例子考虑传统电力系统，没有风电、光伏等可再生能源的情况。假设系统中有两个发电主体，发电商G1拥有一个额定容量为30MW的火电机组，最小出力为15MW；发电商G2拥有一个额定容量为100MW的火电机组，最小出力40MW。G1、G2的微增发电成本分别为0.5元/kWh及0.2元/MWh。假设市场竞争充分，G1、G2的微增发电报价等于其真实的成本。表1给出了几个时段下系统出清的结果。
表1 算例1.1下的出清结果
时段
负荷
MW
G1
MW
G2
MW
出清价
元/kWh
1
60
0
60
0.2
2
110
15
95
0.2
3
115
15
100
0.5
4
120
20
100
0.5
可以看到，时段1下，仅G2发电，市场出清价等于G2的微增成本报价，G2的收益仅能补偿其发电可变成本，无法补偿其启停等成本。
时段2下，G1和G2发电，由于G1最小出力的限制，其出力为15MW，在此情况下增加负荷时应该由G2增加出力，边际成本是0.2元/kWh，因此此时的LMP也为0.2元/kWh。
时段3、4下，G2已经达到了其最大出力，因此如果增加负荷应该由G1增加出力，边际成本是G1的报价0.5元/kWh，因此此时的LMP为0.5元/kWh。这种情况下，G1、G2都按照0.5元/kWh的价格结算。对于G1来说，除了补偿其可变成本，还有0.3元/kWh的额外收益，可以用来补偿其启停等费用。对于G2来说，0.5元/kWh的价格仍然只能补偿其可变成本。
【算例1.2】
第二个例子考虑有风电等可再生能源参与的情况。同样假设系统中有两个发电主体，发电商G1拥有一个额定容量为30MW的火电机组，最小出力为15MW；发电商G3拥有一个风电厂，最大出力10MW。G1、G3在市场中的微增发电报价分别为0.5元/kWh及0元/MWh。表2给出了几个时段下系统出清的结果。
表2 算例1.2下的出清结果
时段
负荷
MW
G1
MW
G2
MW
出清价
元/kWh
１
16
15
1
0
2
20
15
5
0
3
24
15
9
0
4
25
15
10
0.5
5
30
20
10
0.5
从表中看到：当系统负荷在15MW至25MW之间时，G3单独不能满足全部负荷，因此需要G1开机。考虑到G1的最小出力，在系统负荷为16MW、20MW、24MW时，G1的出力均为15MW，G3的出力分别为1MW、5MW及9MW。由于G3仍有剩余容量，在这几种情况下，如果增加负荷，都仍然由G3来增加出力满足负荷的需求，因此系统的微增（边际）成本为零，也就是说，这几个时段的LMP均为零。当负荷达到25MW以后，G3已经满发，新增的负荷应该由G1满足，因此LMP变为G1的报价：0.5元/kWh。
【算例1.3】
第三个例子考虑稍微复杂一些的情况，系统中有三个发电主体，发电商G1、发电商G2以及发电商G3，三个发电商的参数情况与前两个算例相同：G1为30MW的火电，G2为100MW的火电，G3为10MW的风电。表1.3给出了不同负荷水平下的市场出清结果。
表3 算例1.3下的出清结果
时段
负荷
MW
G1
MW
G2
MW
G3
MW
出清价
元/kWh
１
45
0
40
5
0
2
50
0
40
10
0.2
3
80
0
70
10
0.2
4
115
15
90
10
0.2
5
130
20
100
10
0.5
6
60
15
40
5
0
7
68
15
43
10
0.2
从上表看到，多个时段出现了边际电价为零的情况。
时段1负荷为45MW，G2为最小出力40MW，G3出力为5MW，边际机组为G3，LMP为零。
时段2和时段3，G3达到了最大出力，边际机组变为G2，LMP变为0.2元/kWh。
时段4，总负荷为115MW，超过了G2和G3的最大出力之和110MW，因此开启了G1。由于G1出力为最小出力15MW，此时的边际机组为G2，LMP仍为0.2元/kWh。
时段5，总负荷达到了130MW，G2和G3均满发，G1出力大于其最小出力，边际机组为G1，LMP为G3的报价0.5元/kWh。
时段6，负荷降低到60MW，考虑到火电的停机时间约束，G1无法停机，G1和G2的出力都降到最小出力水平，G3出力为5MW。这种情况下边际机组为G3，LMP又变为零。
时段7，系统负荷升到68MW，G3达到最大出力，边际机组又变为G2，LMP相应变为0.2元/kWh。
注：以上时段1-7是为分析方便而设，不对应实际市场中的连续时段。比如，时段5到时段6之间可能对应多个市场出清时段。
从算例1.2、1.3看到，在可再生能源增加的情况下，发电商如果仍然只是得到LMP对应的收入，火电机组的收入缺额会更大。
4）解决问题的方法
从上面的分析看到，这种方法下，对发电商来说，如果仅仅得到基于LMP的收益，在一些情况下无法收回全部的成本。可以通过以下方法解决这个问题。
（1）全成本补偿法（make whole payment）
市场运营者计算发电商通过LMP未能回收的启停、空载等成本，对发电商支付差额成本，并将市场中的这部分成本以附加价格（price adder 或uplift）的形式分摊给市场用户。
在以火电为主的市场中，整体上系统的边际成本会随着负荷的增加而升高，最后的边际机组一般是可变成本比较高的机组，系统的出清价LMP一般也高于大多数发电机组的可变成本，因此大多数机组可以通过LMP收回全部或大部分的启停等成本。比如算例1中，时段3、4情况下，对G1来说，市场出清价远远高于其可变成本，因此可以通过LMP对其启停成本补偿。对于部分无法全部补偿其启停等成本的机组，市场运营者通过对用户收取附加价格对其补偿，以保证总成本的回收。大多数情况下，这部分附加价格不是很高，因此对市场信号的扭曲也不是很大。
但当系统中的可再生能源增多以后，LMP经常会降到非常低的水平，火电机组不仅不能补偿其启停成本，燃料等可变成本可能也无法补偿，需要通过附加价格回收的成本大幅增加，市场价格信号被大大扭曲。
（2）改进定价方法
实际上，可再生能源增多引起的价格变化、火电机组的补偿等问题已经引起了多个研究机构及专家的关注。2017年美国能源部、能源监管委员会、PJM等均就这个问题发布相关报告进行了讨论。
PJM在2017年11月15日发布改进LMP定价方法的报告，主要就是为了解决这个问题。提出的可能的解决方法是让在最小出力水平上的机组也可以定价。具体细节需要进一步的研究。
2、发电商自行考虑
1）方法描述
这种方法中，发电商不需要向市场运营者提交发电机组的启停时间等技术参数，市场运营者在进行市场出清时，也不考虑这些约束，发电商需要通过报价策略的优化保证其机组能够按市场出清的结果进行发电。如果有偏差，需要按照平衡市场或实时市场的价格机制支付相应的费用。
这种方法下，市场运营者在市场出清时，不需要考虑复杂的机组约束和启停成本，中标的发电机组按照相应时段的市场出清价得到单一的能量价格，启停成本不另外补偿。
2）方法优点
这种方法的好处主要是价格信号比较简单、明晰，市场中仅有微增发电的价格，不需要考虑复杂的启停成本。市场出清也相对比较简单。市场成员在报价时，申报的价格需要综合考虑启停、空载及微增燃料成本等。
3）方法存在的问题
这种方法存在的主要问题，是如何保证市场出清结果的可行和电力系统的安全。由于单个市场成员缺乏对整体系统、整体市场的全面了解，很难准确预测未来每个时段的价格，因此在一些情况下，可能导致市场出清的结果不可行。比如，一台30MW的发电机组在7点整这个时段的出清量是15MW，而在7点一刻这个时段出清的结果是30MW，假设其爬坡速率是每分钟2%，则其在7点一刻最多能将出力爬升到24MW，距离市场出清结果有6MW的偏差。这个偏差会引起两个问题：首先，从系统的角度，需要调用其他的资源来弥补这个偏差，增加了系统运行风险；其次，从发电商角度，由于无法按照市场出清的结果出力，偏差电量按照平衡市场或实时市场的价格结算，其经济利益将受到一定影响。
这种方法存在的另外一个问题是发电企业的报价相对比较复杂。在前一种方法中，发电企业根据其实际成本及技术参数申报即可，如果市场出清结果要求其发电，市场会保证其所有成本的回收。但在这个方法中，需要由发电企业通过合理的报价确保其出清结果的物理上可执行、经济上有收益，对发电企业的报价水平的要求相对较高。
4）解决的方式
对这种方法存在的问题，国际上主要有两种解决的方式。
（1）动态发布市场信息和允许动态修改报价
这种方法下，通过尽量多的发布市场相关信息，以及让市场成员可以随时根据市场供需情况的变化修改报价来解决出清结果的可行性问题。
澳大利亚电力市场即采用这种方法。澳大利亚电力市场有以下几个特点：
a. 没有日前市场，仅有实时市场，允许市场成员在每个时段出清前修改报价数据（交易日内不能修改价格信息，能修改每个价格段内的容量）；
b. 在市场正式出清前，滚动进行市场预出清，使市场成员可以及时了解未来若干时段的供需情况和可能的市场价格；
c. 市场的所有信息，包括出清价格信息和市场成员的报价信息，在市场结束后第二天公布，以增加信息的透明；
d. 发电机组不需要提交启停成本等信息，也不会得到启停成本的额外补偿，通过单一的能量价格（还有一部分辅助服务）回收成本；
e. 虽然市场出清价的计算不考虑机组的启停时间等约束，但要求发电机组将相关信息提交交易机构（AEMO），由交易机构定期进行系统充裕度、安全性的评估分析，包括中长期的评估和短期评估，以保证系统的安全性。
从上面看到，澳大利亚市场中，一方面，市场成员可以从多种途径得到比较准确的市场信息：可以通过历史报价信息获知其他市场成员的机组特性和报价习惯，可以通过预出清了解当日的需求和供给情况；另一方面，市场成员可以不断修改自己的报价以适应市场供需、出清价可能的变化。通过这些手段，使得市场成员可以通过适当的报价策略尽量保证其市场出清结果的物理上可执行、经济上有收益。
另外，市场设置的系统充裕性、安全性评估可在一定程度上保证系统运行的安全可靠性。
（2）设计丰富多样的交易品种及市场
这种方法下，一方面，结合机组的技术特性设计针对性的报价方式，以保证出清结果的物理上的可执行性；另一方面，通过市场的设计增加交易的流动性，使得市场成员可以在系统状况及自身状况发生变化时及时通过一些新的交易来应对变化的情况。
以英国、欧洲为代表的市场即采用这种方法。以北欧市场为例，具有以下特点。
a. 发电机组在报价时不需要申报启停时间、成本等信息。
b. 市场中有打包报价、关联报价等特殊形式的报价类型（具体见本公众号之前发表的文章
《英国电力市场的批发市场交易》、
《北欧电力市场简介》及
《欧洲电力现货市场联合出清机制》），以反映不同类型发电机组的运行约束。比如，如果一台机组启动起来至少需要连续运行8个小时，其可以申报连续8个小时的打包报价，要求这8个小时的报价要不全部出清，要不全部不出清，这样就避免了频繁启停的情况。
c. 采用分区定价机制，同一个价格区内的市场出清价相同，统一价格区内交易不需要输电权。
d. 除了日前市场，还建立日间市场，可以不断进行新的交易。
欧洲市场的一个重要特点是设计了打包报价等特殊的报价类型。通过这些特殊的报价，使得市场成员可以很容易的在报价中反映其机组在发电方面的技术约束，以便弥补市场出清中没有显式考虑这些约束的问题。另外，通过分区定价、日前市场等，增加市场的流动性，使得市场成员可以及时根据市场供需的变化通过进行新的交易改变市场策略。
三、电力市场中不同的发电机组技术约束考虑方法的比较
简单的讲，电力市场中处理发电机组约束的方法可以分为两大类：由市场运营者集中考虑和由市场成员自行考虑。其关键的区别是由市场运营者进行机组组合的安排还是由市场成员进行机组组合的安排。由市场成员自行安排机组组合的情况，一般被称为自启停（self-commitment）或自调度机组（self-dispatch）。两种方法可以用集中式和分散式来表达，但这里的集中式和分散式的区别不是合同物理执行还是金融执行的区别，而是集中安排启停和自行安排启停的区别。
英国/欧洲、澳大利亚市场，大多数机组为自调度机组，自行确定启停和出力情况；调度或市场运营机构为了保证系统的安全，也会通过辅助服务等形式与一些机组签订合同，实现对部分机组的集中启停、调度。英国/欧洲市场与澳大利亚市场通过不同的方式解决市场成员自调度造成的结果可行性及系统安全等问题。
以PJM、德州等为代表的美国电力市场中，一般有两类机组，自调度机组和集中调度机组。自调度机组向ISO申报其希望的出力水平及在这个水平上增加出力的报价，其完全通过市场LMP获益，不需要提交启停成本等，也不会得到额外的补偿。集中调度机组需要向ISO提交启停成本、启停时间等信息，ISO保证调度结果的可行性，保证其全成本的回收。
每种方法都有其各自的优缺点。集中式方法与传统电力系统的经济调度方式比较类似，容易实现从计划、垄断模式到市场模式的过渡，能通过交易、调度模型确保交易结果的可行性、系统的安全性；存在的问题主要是市场价格机制复杂，特别是在可再生能源比例增多的情况下，需要由附加价格回收的成本越来越高，市场价格的信号受到扭曲。
分散式方法由市场成员通过报价策略自行保证结果的可行性，市场设计相对比较简单，价格信号清晰，可再生能源比例增加对其影响相对较小。其存在的一个主要问题是该方式与传统计划、垄断调度模式的差别较大，市场初期难以被接受。实际上，通过前述对澳大利亚、欧洲市场的介绍可以看到，其市场设计中都存在保证交易物理可执行性及系统安全性的机制，分散式的市场并没有增加市场的不安全性。
总结
电力市场集中竞价机制设计与一般商品市场交易机制设计的一个重要区别，是电力市场中对发电机组的启停等约束的考虑。本文对机组启停约束的两种处理方法：由交易机构集中统一处理（集中式）和由市场成员自行处理（分散式）结合国际典型市场进行了分析和比较。可以看到，不同的方法都有各自的优缺点，实际市场设计时要结合所在地区具体的社会、经济、技术等情况进行选择。
结合我国实际情况，省级电力市场在建设初期可以采用集中式的机组组合方式，但允许部分机组进行自调度。通过市场机制鼓励自调度，逐渐减少集中调度的机组。在定价方法上，考虑高比例可再生能源情况下传统发电机组成本回收的问题，避免美国电力市场目前在传统发电机组成本回收方面的一些问题。对跨省、跨区市场，欧洲市场是比较好的借鉴对象。
