两部制电价下抽蓄电站调度运用和市场交易建议

       以山西电力现货市场为例，6月1日起采用抽蓄电站“报量不报价”参与现货市场试运行时，多次出现电站日前申报的抽发时段与实际调峰需求时段产生偏差的情况，难以匹配电网实际调峰需求。究其主要原因，一是抽蓄电站对次日电价波动预测不准；二是新能源及负荷的日前预测与实际的偏差导致日内与日前计划调用时段的不同。以9月21日为例，某抽蓄电站日前申报了“一抽一发”的出力曲线，但受新能源预测偏差的影响，实际调用时抽水时间较申报曲线推迟3小时且增加了中午时段抽水。发电时段较申报曲线后移半小时，机组实际出力、启停时段难与日前保持一致（见图1）。

图1 9月21日某抽蓄电站日前计划与日内实际出力

       抽蓄电站日前“报量不报价”曲线难以匹配系统实际调峰需求的情况，以及日内“按需调用”时对火电竞价空间的影响，造成了部分时段日前现货市场和实时现货市场的价差被拉大。

抽蓄电站具备潜在行使市场力的能力

       以某抽蓄电站（4台30万千瓦机组）为例，其“报量不报价”曲线作为日前现货市场出清边界。由于现货市场中火电申报的量价曲线的末段通常存在斜率陡增部分，抽蓄电站最大120万千瓦的出力变化，在某些场景下对现货市场的价格会产生显著影响，具有潜在行使市场力的能力。以4月14日晚高峰19:45～20:30时段为例，当日高峰上旋备紧张，日内调用4台抽蓄机组满发，对应时段的实时市场出清电价为600～999元/兆瓦时。以相同的市场边界进行测算，若日内未调用抽蓄机组，当日相应时段实时市场的出清电价将全部为1500元/兆瓦时，因抽蓄电站开机影响实时市场电价降低了501～900元/兆瓦时（见图2）。可见，大容量抽蓄电站参与现货市场时具有一定行使市场力的能力，若日前“报量不报价”参与现货市场，将使其运用市场力影响电价的潜在能力得到发挥。为保障市场交易公平公正，应当采取防止其行使市场力的措施，同时尽量降低其对现货市场稳定运行的影响。

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