省级电力市场运营模式及其技术支持系统探讨

大狗

尚金成　黄永皓　何南强　张兆峰
摘　要： 省级电力公司商业化运营是中国电力工业市场化进程的重要内容。提出了省级电力市场运营的目标取向和机制要求，并根据当前我国电力工业的实际，设计出3个向目标模式层层推进的电力市场运营模式，并探讨了省级电力市场技术支持系统的功能要求、基本构成和基本操作流程。
关键词： 电力市场； 运营模式； 技术支持系统； 调度决策支持系统
分类号： TM 73； F 123.9
STUDY ON PROVINCIAL ELECTRICITY MARKET OPERATIONAL MODEL
AND TECHNIQUE SUPPORT SYSTEM
Shang Jincheng　Huang Yonghao　He Nanqiang
（He'nan Electric Power Dispatching and Communication Centre, Zhengzhou 450052, China）
Zhang Zhaofeng
（He'nan Electric Power Company, Zhengzhou 450052, China）
Abstract：Commercial operation of provincial electric power company is important during the marketing of Chinese power industry. This paper presents the objective selection and mechanism requirement for electricity market in China. Based on status quo of Chinese power industry, three operational models driving toward the goal model step by step are designed. Then the functions, constitution and operation process of technique support system of provincial electricity market are inquired.
Keywords：electricity market; operational model; technique support system; dispatching and decision-making support system▲
0　引言
　　我国电力工业的健康发展所遵循的基本原则就是公司制改组、商业化运营、法制化管理。建立符合中国国情的电力市场体系和运营机制，是社会主义市场经济体制的客观要求。
　　在社会主义市场经济体系中建立具有中国特色的电力市场，一是要建立起政府宏观调控体系和政府对市场的有效监管体系；二是要建立起维护电力市场健康有序运作的法律法规体系和灵活有序的电力市场运作组织体系；三是要建立起反映电力商品价值规律和市场供求关系的电力价格体系；四是要建立起符合现代企业制度要求的电力企业体系；五是要建立起电力市场运作的物质基础——电力市场技术支持系统。
　　本文仅就省级电力公司商业化运营模式及其技术支持系统进行探讨。
1　省级电力公司商业化运营模式
　　我们认为，近期省级电力公司走向完全垂直独立分开的运营结构的可能性较小，省级电力公司走向完全电网公司的可能性也不大。
　　省级电力公司开展商业化运营，近期实施以现行体制为基础的有限竞争电力市场中的准商业化运营，远期实施完善电力市场中的商业化运营。
　　有限竞争电力市场中的准商业化运营是一种计划与市场相结合的模式，这种模式仅开放发电市场。一般说来，开放发电市场，既有利于在发电市场中引进竞争，同时也较易管理，对电力公司的现有体制不需要做大的变动，是一种比较平稳的做法。
1.1　发电侧有限竞争的准商业化运行——阶段Ⅰ
　　这一模式是运用市场机制、开展商业化运营的最初级阶段。在这一模式下，在省级行政辖区内发电端均成为独立的发电公司，省级电力公司拥有省内500 kV，220 kV及以下电压等级的输配电网及所有变电设备和调度中心的资产经营权。
　　这种模式的基本特点是：网厂分开，现有的发电企业、较大容量的地方发电企业逐步改造成为独立发电公司，分省网、地区网进行有条件的公开竞争，电量日清月结，市场法规、法则及技术支持系统初步建立。这种模式下，实现保证基数电量下的有限竞价上网，保证上网机组完成基数电量，基数电量以内的电量以核定电价结算，剩余电量实行竞价上网。
　　这种模式考虑了历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等。
　　这种模式下，省电力公司将负责省内电网(输、配)的规划、建设、发展和运行，在政府行业监管部门的监督下进行电力电量的销售和传输。公司上端与接网的独立发电公司和经营省际电力电量交换的网级公司相连，下端直接面对用户。省电力公司的销售对象是电的消费者。公司要进行各种市场调查和长、中、短、实时负荷预测，并向上游环节支付购电费来购电。由于省电力公司处于垄断经营地位，其电量销售价格将受政府行业监管部门的控制，但售电价格中应包含合理的输电、配电环节的相关费用，以保证公司资产的合理回报和自我发展需求。
1.2　发电侧完全竞争的准商业化运行——阶段Ⅱ
　　这种模式下，省级辖区内所有发电厂均已变为独立发电公司。独立发电公司公开完全竞争上网，半小时制报价；形成比较完备的市场法规、法则及技术支持系统。阶段Ⅰ在实行一段时间后，必然要过渡到阶段Ⅱ。
　　在这一阶段，要解决一个省电力公司的购电市场问题。网厂分开以后，无论发电企业在性质、规模、所有制成分上有什么不同，为了保证省公司商业化运营秩序，省域内的任何电厂都要参加省公司的发电侧电力市场，取消基数电量，发电公司发电量实行完全竞争发电，在参与市场经济活动时一律平等。
1.3　独立电网公司及其商业化运行——阶段Ⅲ
　　省电力公司所属的供电公司变为独立的供电公司，省级辖区内500 kV输电线路和220 kV线路组成主网架以及相关变电设备和调度中心为省电力公司的经营资产。
　　阶段Ⅲ的目标是形成完全开放、竞争有序的电力市场，是在阶段Ⅰ、阶段Ⅱ的基础上，进一步完善发电侧市场竞争，同时根据国家电力体制改革进程适时进行配电市场的相互竞争，使电价水平有明显降低。其特点是：
　　a.在阶段Ⅰ、阶段Ⅱ的基础上，发电侧实行完全竞价上网，配电市场有序地放开，成立独立的地(市)供电公司。
　　b.如果国家政策允许，一部分大用户可在某区域内直接从独立发电公司购电，通过输电网和配电网进行输送，用户和独立发电公司向输电网和配电网交纳相关费用，如果条件成熟，可允许大用户跨区域选择供电公司，包括直接从独立发电公司购电或与其他供电公司交易。
　　这种模式下，公司要负责专营区的电网规划、建设、运行和发展，主要提供经销/ 输送电力电量的服务，运营方式完全基于发电方的报价，以安全经济调度为准则，可实现完整意义上的商业化运行。为保障公司的正常运行和发展，公司应获得合理的资产回报，这一资产回报机制可通过收取输电费的方法实现。输电费包括接网费和过网费，向接入网架的所有单位(包括发电公司、供电公司、大用户等)按月收取。
　　这是在市场机制完善情况下采取的一种模式。在这种模式下省电力公司已完全转变为电网公司，独家垄断经营输电环节，供电企业和大用户向电力生产企业直接购电，电网公司负责网际功率交换、电网安全运行及电力市场运作，并担负电力的运输职能，收取过网费。其过网费的收取受国家相关公共事业管理机构的监管。
　　电网企业在转变为完全的输电公司、收取过网费以前，可有一定时间的过渡，使部分电力由电网经营企业向发电企业收购后，转售给供电企业和大用户，另一部分电力由供电企业和大用户向发电企业直接购买，电网经营企业收取过网费。
2　省级电网商业化运营技术支持系统［1］
　　省级电网商业化运营技术支持系统是为保证电力市场公平、公正、公开和高效有序地运行，由计算机网络设备及其相应的应用软件组成的一个集成系统。主要包括安装在省调度中心的一组计算机网络系统以及安装在发电企业和供电企业的数据申报工作站。
2.1　省级电网商业化运营技术支持系统的组成2.1.1　能量管理系统
　　能量管理系统（EMS）主要用于保障电网的安全稳定运行，由数据采集和安全监控(SCADA)、自动发电控制（AGC）、网络分析（NA）、调度员培训模拟(DTS)等主要功能模块组成。
2.1.2　电能量计量系统
　　电能量计量系统（tele-meter reading,缩写为TMR）的主要功能是完成分时段电能量数据的自动采集、远传和存储，以支持电费结算和运行考核功能。系统应确保电能量数据的高度可靠性、准确性和安全性。在任何情况下原始计量数据（包括时标）不得丢失和修改。
　　电能量计量系统采集的电能量数据范围应包括所有电厂上网电能量计费关口点和网间交换电能量关口点。独立报价和结算的机组的出口需作为关口点纳入采集范围。
2.1.3　负荷预报系统
　　电力市场的负荷预测就是市场预测，主要用于预测电网未来时间的负荷情况，包括电量、功率、负荷分布等。
　　负荷预报分为长期（1年以上）、中期（1月以上）、短期（1周、1 d）、超短期负荷预测（未来5 min，10 min，30 min，60 min）4类。长期负荷预报主要为电网规划提供决策依据；中期负荷预测主要为期货交易提供决策依据；短期负荷预测主要为现货交易（预调度计划）提供决策依据；超短期负荷预测主要为实时调度提供决策依据。同时长期、中期、短期负荷预测还是系统适应性评估的主要依据。
2.1.4　电力市场适应性评估管理系统
　　系统适应性评估也称系统裕度评估，是一个对电力系统未来中期、短期的系统供应状况进行信息采集及分析的综合程序，目的是使发电公司能够了解未来2年内系统的发、用电计划，检修计划以及网络安全约束条件等信息，以便发电公司在了解系统未来运行信息的基础上进行投资和发电决策。
　　适应性评估包括中期适应性评估和短期适应性评估2种。
　　中期适应性评估程序的计算时间范围是指从未来第8天起到24个月为止的整个时间段，每周滚动计算并公布一次。当市场运行部门认为系统的实际运行状况与预测有较大不同时，可随时运行中期系统适应性评估程序，并将计算结果及时通知各发电公司。
　　短期适应性评估对未来第2天到第8天的系统运行情况进行预测，每天滚动计算并公布一次。当系统运行情况与预测值差别较大时，市场运行部门应随时运行短期系统适应性评估程序，并将计算结果及时通知各发电公司。
2.1.5　合同管理系统
　　合同管理系统（contract management system，缩写为CMS）完成与电力市场运行有关的各类合同和协议的管理，如期货交易合同、辅助服务合同、发电公司上网合同（或协议）等。
2.1.6　电力市场期货交易管理系统
　　期货交易系统包括年度、月度期货交易2种类型。期货交易电量一般占整个电力交易的70%～80%，是保证电价稳定的重要手段。
2.1.7　结算系统
　　结算系统（settlement and billing system，缩写为SBS）的主要功能是根据电能量计量系统的电能数据、调度决策支持系统的电价数据、运行考核纪录及合同管理系统的相关数据，进行电网与发电、供电企业之间的财务结算。
　　参与电力市场结算的实体包括各发电企业、供电企业、电网经营企业、跨省电力电量交易企业。
　　结算的内容包括发电企业上网成交电量电费结算、发电企业经济补偿结算、发电企业容量电费结算、电网经营企业经济补偿结算、电力电量交易成交电量电费结算等。
　　结算系统应能每天给出上一天的电力交易初步结算清单，经结算校验后，通过电力市场运行信息发布系统发给有关市场参与者核对确认，之后完成最终结算清单，并形成财务账单。
　　为了保证电力市场的公平、公正、公开，以便对电力市场运营部门及市场参与者进行考核和监督，应长期保存与交易结算相关的电能数据、购电计划和电价数据、运行环境数据、合同数据等，以便检索，但不得修改。
2.1.8　即时信息系统
　　电力市场相关信息的发布和处理，提供对相关数据的核实功能。即时信息系统是电力市场交易的手段或工具。主要功能包括： 各发电厂、供电局数据申报,向各发电厂、供电局发布调度计划,向各发电厂、供电局发布实时运行信息,向各发电厂、供电局发布经电网调度员修改后的调度计划,发布前一天电力市场运行信息等。
2.1.9　电力市场调度决策支持系统
　　电力市场调度决策支持系统是电力市场技术支持系统的核心，由以下部分组成：电力市场预调度计划管理系统(包括交易管理、安全校核)；电力市场实时调度管理系统(包括实时交易管理、实时安全校核)；电力市场运行记录管理及运行考核系统。
2.1.10　发电公司竞标管理系统
　　在省电网电力市场技术支持系统中，发电竞价管理系统是由发电公司使用的，用于保证省电网电力市场正常运行的配套系统，主要包括机组竞标数据及检修计划申报、市场运行信息查询等基本功能。
　　为了能够进行合理报价，发电公司应配置包括发电成本分析、燃料供应分析、发电能力分析、运行计划、检修计划、资源优化、市场分析、风险分析等功能在内的发电计划辅助决策功能，以增加发电企业在电力市场中的竞争能力。发电能力预测要考虑机组出力、燃料供应、检修计划等多种因素。
2.1.11　地(市)电网商业化运营技术支持系统
　　完整的地区电网电力市场技术支持系统在一定程度上可以参照省网电力市场技术支持系统模型，根据地区电力公司的实际情况，可适当简化，在此不做详细讨论。
2.2　电力市场调度决策支持系统功能
2.2.1　电力市场预调度计划管理系统
　　电力市场预调度计划管理系统是电力市场运营的核心功能之一。它根据电网的短期 (日)负荷预报、发电单位及供电局的数据申报，按报价对机组进行排序，并考虑电网安全因素，制订电网次日预调度计划，然后传给发电厂、供电局和EMS。
　　其目标为：以最小的电网运行成本，满足系统负荷要求，即：在满足系统负荷需求的前提下，总购电成本加上输电成本再加上辅助服务的成本之和为最小；
　　上述目标的约束条件为：机组上网合同电量(基数电量)、上网电价；功率平衡约束，即机组发电功率之和等于负荷预测值加网损；机组最大、最小发电功率约束及机组爬坡速率；网络输送功率的要求；辅助服务的约束，即无功、调峰、调频、黑启动；网络安全约束。
2.2.2　电力市场实时调度管理系统
　　电力市场实时调度管理系统的主要功能是：电网调度员在每个时段初，利用电网负荷预报系统，预报下一时段电网用电负荷；根据系统运营状况、天气状况、机组竞标上网电价，在线制订下一时段的调度计划，并向各发电厂、供电局发布，它决定该时段机组的实际上网电价。
2.2.3　电力市场运行记录管理及考核系统
　　在电网正常运行的情况下，对各发电机组的运行情况进行考核，在电网事故处理过程中、遇到自然灾害或不可抗拒力的情况下，不进行考核；对非调频机组按下达的发电出力计划考核；对供电局按下达的供电计划考核（主要用于控制地方小火电）；调频机组按电网频率和发电机组的实际出力考核；事故备用机组在电网事故和调度命令情况下，按机组的实际执行情况考核； 记录发电机组的运行工况、AGC机组的投运情况、机组的事故支援情况； 记录电力市场运行的全过程。
3　省级电力市场基本操作流程
　　a.每天上午10：00以前，通过电力市场运行信息发布系统，各发电厂向电网调度中心申报第2天的机组上网电价、可调出力、检修申请等，各供电局利用地区电网负荷预报系统预报该地区第2天的用电负荷曲线，并向电网调度中心申报第2天的检修申请、用电负荷曲线等；
　　b.电网负荷预报系统预报第2天的省电网用电负荷曲线；
　　c.电力市场预调度计划管理系统根据上述a,b的数据和网络限制等条件，以特定的优化目标，在电厂完成基数电量的基础上，以竞价上网为原则，制订预调度计划，即第2天(交易日)的调度计划，并于下午16：00前，通过电力市场运行信息发布系统向各发电厂、供电局发布，并传给能量管理系统；
　　d.在交易日的每个运行时段初，电网调度员根据系统运营状况及天气状况，利用电网负荷预报系统，预报下一时段电网用电负荷，并利用电力市场实时调度管理系统，计算出下一时段的调度计划，传给能量管理系统，并向各发电厂、供电局发布调度计划的变动信息；
　　e.在交易日的每个时段，电网调度员利用电力市场运行考核系统，对各发电厂、供电局的发、供电曲线进行考核，对电力市场运行的全过程进行考核；
　　f.各地区电业局接收到电网调度中心的调度计划后，利用地方电厂管理系统按照竞价上网等原则，安排各地方电厂的发电曲线；
　　g.在交易日的次日1:00，电网调度中心将交易日的运行考核记录、电价数据等传送给结算系统。
4　结语
　　省级电力市场技术支持系统应采用目前世界上最先进的技术进行设计，系统中各部分的功能应具有超前性：既要满足近期电网商业化运营的需要，又要满足今后的电网商业化运营需要。■
作者简介：尚金成，男，博士，高级工程师，主要从事电力系统及其自动化、电网优化调度与控制、电力市场及其技术支持系统等方面的研究。
　　　　　黄永皓，男，硕士，高级工程师，主任，主要从事电力系统规划、电力系统生产及管理、电网优化调度与控制、电力市场及其技术支持系统等方面的研究。
　　　　　何南强，男，硕士，教授级高级工程师，总工程师，主要从事电力系统及其自动化、电力市场及其技术支持系统等方面的研究。
作者单位：尚金成（河南电力调度通信中心, 郑州 450052）
　　　　　黄永皓（河南电力调度通信中心, 郑州 450052）
　　　　　何南强（河南电力调度通信中心, 郑州 450052）
　　　　　张兆峰（河南省电力公司政策研究室, 郑州 450052）
参考文献：
［1］黄永皓，尚金成(Huang Yonghao, Shang Jincheng).电力市场运营模式研究及其技术支持系统设计(Study on Electricity Market Operational Model and Technique Support System).北京：科学出版社(Beijing: Science Press),1999
收稿日期： 1999-12-07