摘要：不同于中国其他水电规模占比较小的电力体制改革综合试点电网，中国四川电网存在水电 装机占比高、丰枯水期发电原则差异大、网架复杂约束多、发电调度策略分散等独有特点，故设计丰 枯双期的市场机制以适应四川丰枯水期电力供需形势及电网运行特性差异。首先，从市场设计思 路、市场总体模式、丰枯水期电力现货市场等角度说明四川电力现货市场机制；然后在此基础上，提 出适应四川现货市场机制的功能架构，以及分析四川电力现货市场在丰枯双期市场模式、市场运营 物理空间、水电耦合约束、优化出清流程等方面的特色之处；最后，结合四川丰枯双期电力现货市场的运行实践情况提出若干建议。
（来源：电力系统自动化 作者：路轶 胡晓静 孙毅 张传成 代宇涵 肖畅 邓扶摇 蔡帜 ）
0 引言
随着《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》［1］ 及其配套文件的出台，拉开了 中国新一轮深化电力体制改革的序幕。按照《国家 发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于开展电 力现货市场建设试点工作的通知》［2］ 要求，选择南方 （以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、 甘肃等 8 个地区作为中国电力体制改革综合试点单 位，进一步加快推动了电力市场体系改革建设。
试点省份结合各自网源特色、市场基础条件等 开展各自市场建设［3-13］，但不同于广东、浙江、山东、 蒙西等试点单位以火电为主的能源特点，四川能源 结构以水电为主［14］。截至 2019 年底，四川水电电力 消纳量为 199.1 TW·h，占本省全社会用电量的比重 高达 75.5%［15］。在实际运行中，水电装机占比高、丰 枯水期发电原则差异大、网架输电安全约束多、流域 梯级关系耦合复杂、各市场主体竞争能力差异大 等［16-18］ 给四川电力现货市场建设带来了巨大挑战。
水电作为中国第二大常规能源，在国内电力系 统格局中占有极其重要的地位。通常情况下，国内 以火电为主的电力现货市场中，水电不参与集中竞 价或报零价参与市场。对于水电占比高的地区，其 上下流域关系、水电耦合复杂约束等使得这些处理 方 式 不 再 适 用 。 国 外 水 电 资 源 丰 富 的 地 区 如 巴 西［19-23］、北 欧［24-26］在 水 电 参 与 市 场 方 面 各 有 特 点 。 巴西电力市场由中长期市场和短期市场构成，中长 期合同交易基本覆盖了全电力需求，短期市场实现 的是水力资源经济调度，短期市场不报价，价格也不 由竞争确定，而是每周提前计算下周不同区域、峰平 谷时段的电价水平，因此巴西短期市场并不是严格 意义上的电力现货市场，这在一定程度上限制了市 场主体自主性和交易灵活性。得益于挪威水电具有 优良的调节性能及北欧各国资源互济协调需求等， 北欧电力市场并没有针对水电、火电等不同成本机 组同台竞价进行特殊处理，水电机组可通过“低储高 发”和“丰蓄枯补”获益。同时，北欧金融市场已相对 成熟，可有效管理来水不确定性风险。但四川水电 以径流式为主及送端省份定位、市场成熟度一般等 市场建设环境与挪威不同，不适于直接应用北欧电 力市场模式。因此，巴西、北欧水电参与市场方式在 一定程度上为中国高水电占比市场建设提供了参 考，但仍需结合中国的实际情况，积极稳妥地推进水 电大省的市场建设。
为此，作为全国首批电力现货市场建设试点省 份中唯一的水电大省，四川省以国家电力市场改革 方针政策为纲领，从实际情况出发，结合自身能源特 色，借鉴其他试点省份建设思路，构建了水电大省现 货市场样本，是国内首个采用丰枯分期电力现货市 场建设模式的试点省份。2019 年 6 月 20 日，四川电 力现货市场启动模拟试运行，标志着水电大省电力 市场化改革又迈出了坚实的一步。
本文结合四川源网特点，重点说明适应四川丰 枯水期电力供需形势及电网运行特性差异的电力现 货市场机制设计，以及适应四川现货市场机制的功 能架构和四川电力现货市场的特色之处，并结合四 川电力现货市场建设及运行实践提出了若干建议， 为后续具有类似特点的水电富余省份推进电力现货 市场建设提供了有益参考。
1 四川电网主要特点
不同于其他水电规模占比较小的省份，四川高 水电占比网源结构呈现出其独有的特点。
1 水电装机占比高
截至 2019 年 12 月底，四川电网统调 直 调 装 机 容 量 为 59.14 GW ，其 中 水 电 装 机 41.92 GW，占 比达 70.9%。四川水电以日调节和径流式为主，调 节 性 能 较 差 ，年 调 节 及 以 上 水 电 站 水 电 装 机 仅 3.32 GW，占比不足 8%。风电、光伏、生物质等优先 发电，燃煤火电全年大部分时间保持最小开机方式、 最小出力运行，电力电量平衡任务主要由水电厂承 担。在实际运行中，来水预测困难、流域梯级水力关 系复杂，成为困扰发电调度的主要矛盾之一。
2 丰枯水期发电差异大
四川电网枯期各流域来水不足，最枯水期时来 水仅占丰水期的约 1/3，水电站发电能力直接受制 于来水量和上游水库电站出力，应按照节能调度原 则根据来水量发电（不弃水）。丰水期各流域来水充 足，水电发电能力较强，在当前供大于求矛盾突出、 水电消纳空间有限被迫大量弃水的情况下，应按照 公开、公平、公正的“三公”调度原则根据电量指标 （包括优先和市场电量）安排发电。
3 网架安全约束多
四川电网网架薄弱，“强直弱交”稳定特性突出， 主网架“大而不强、大而不优”特征显著，交直流电网 耦合特性复杂，水电通道运行能力与区外开机、断面 限制因素紧密耦合，在实时运行中控制断面多、控制 难度大。水电通道外送需求与通道输电能力不足的 矛 盾 突 出 ，重 要 通 道 及 断 面 长 期 大 功 率 运 行 。 2019 年丰水期，康甘、攀西等水电通道送出存在不 同程度受限，整体受阻约 6.80 GW，水电通道内的电 厂参与市场受到较大限制。
4 发电调度策略分散
按照消纳范围不同，四川并网发电厂由国家电 网有限公司五级调度机构和地方电网调度机构分别 行使调度管辖权。跨省消纳的大型电站由国家电力 调度控制中心（简称国调中心）、国家电网有限公司 西南分部负责调度，省内消纳的电厂由省调负责调 度，地区内消纳的电厂由地县调（含地方电网调度机 构）负责调度。在实际运行中，跨省消纳电厂按国家 计划发电，地区内消纳电厂按照本地用电需求发电， 全省消纳电厂参与省内中长期市场运营，按发电指 标发电，并按“预招标月平衡”方式处理偏差。
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2 四川电力现货市场机制设计
四川电力现货市场在机制设计时充分考虑水电 大省的省情、网情，采用独有的丰枯双期市场模式， 以保障水电最大化消纳。同时，市场机制在运行实 践的基础上不断迭代完善。
2. 1 设计思路
水电、火电等不同市场主体参与市场程度受丰 枯水期影响较大，呈现出明显的季节特征。丰水期 流域来水充足，供大于求矛盾突出，流域间发电能力 受水力联系制约较弱，径流式水电、库容式水电可公 平参与市场竞价，燃煤火电按最小方式发电；枯水期 流域来水不足，水电站发电能力直接受制于来水量 和上游水库电站出力，水电应保证全额消纳，火电按 需发电。故为实现现货市场建设与现有水电消纳政 策的契合，充分考虑四川水电大省的水情、网情，构 筑符合高水电占比特性的丰枯双期市场模式。若水 火电同台竞价，较低边际成本的水电参与市场引起 市场出清价格偏低，影响火电主体获益；丰水期可能 由于水火竞价因素导致新增弃水；枯水期由于流域 水力关系耦合紧密，难以满足当前径流水电按来水 量发电的原则，径流式水电难以争取到与其流量相 匹配的市场份额，可能导致新增弃水现象。因此，丰 水期仅水电机组参与市场，通过压缩火电开机规模 和发电曲线，全力为水电消纳腾让空间，枯水期仅燃 煤火电机组参与市场，水库电厂按计划有序消纳，径 流式水电以不弃水为原则发电，确保水电全额消 纳。其中，枯水期及丰枯水期交替时期流域上下游 耦合关系复杂，研发了统筹考虑水电耦合约束的优 化调度/出清模型，根据各流域水电的库容、水位、时 滞、流量等水情信息，将流域水力关系与电力网络统 筹考虑，实现水电优化协调与现货市场竞价出清有 机结合，协调利用流域水电最大化保障水电消纳。
断面阻塞较为严重是水电占比高的四川电网在 市场出清中存在的一个现象。断面阻塞在四川通常 影响到若干特定流域的水电厂总发电能力，在出清 过程中通过电网潮流约束进行控制，区域灵敏度相 同的若干机组受限情况下通过按各机组边际报价段 均衡分摊边际电量方式，灵敏度不同情况下在满足 网络约束调整前提下，找到使总发电成本最优的发 电组合，从而实现断面阻塞情况下价格、出力及公平 交易的合理处理。
2. 2 市场总体模式
2. 2. 1 市场模式
考虑到四川电网阻塞较多、灵活调节电源占比 低等特征，四川电力现货市场采取“部分物理执行+ 中长期差价合同”的模式，以中长期差价合同管理市 场风险，配合现货交易发现市场价格。
由于四川丰枯水期电力供需形势及电网运行特 性差异显著，故四川电力现货市场设计为丰水期电 力现货市场和枯水期电力现货市场，二者均包括日 前市场和实时市场。辅助服务市场主要开设自动发 电 控 制（automatic generation control，AGC）调 频 辅 助服务市场。目前，辅助服务市场与电能量市场分 别优化、独立出清。
2. 2. 2 市场交易品种
四川电力现货市场从空间上分为省间市场和省 内市场，时间上分为丰枯水期电力现货市场。省间 市场包括省间中长期市场和省间现货市场：其中，省 间中长期市场由各级交易机构负责组织开展；省间 现货市场由国调中心负责组织开展。省内市场包括 省内中长期市场和省内现货市场：其中，省内中长期 市场由四川交易中心负责组织开展；省内现货市场 由四川省调负责组织开展。各个市场交易品种如图 1 所示。值得说明的是，省内中长期交易除优先电 量外，其余交易电量统称为省内中长期交易电量。
2. 2. 3 市场时序组织流程
设定 D（运行日）为执行日前市场交易计划的自 然日，T 为实时市场实际运行时间。四川电力现货 市场时序组织流程具体如下。①D-1：组织 AGC 调频辅助服务市场交易；②D-1：组织省内日前现 货市场交易；③D-1：参 与 省 间 日 前 现 货 市 场 交 易 ；④T-1：组织实时现货市场交易；⑤T-1：参与 省间日 内 现 货 市 场 交 易 ；⑥T：确 定 秒 级 AGC 调用 ；⑦D+5：根据市场交易情况和实际执行情况，对 电能量市场和辅助服务市场进行结算、考核。
2. 2. 4 价格机制
考虑到按报价支付（pay as bid，PAB）方式会阻 碍发电侧按照自身边际成本进行报价、难以找到报 价合理性评判标准以及市场稳妥起步等原因，四川 省内日前现货市场和实时现货市场均采用系统边际 电价（system marginal price，SMP），集中竞争、统一 优化出清。市场初期，设置市场报价限制，目前的丰 水期市场限价范围为 75~253.72 元/（MW·h），枯水 期市场限价范围为 341.02~441.32 元/（MW·h）。
基于对 AGC 调频辅助服务市场需求的几个特 征考虑，如需要保障发用电平衡、电网安全约束、连 续快速调用等，省内辅助服务市场采用 PAB 方式 出清［27］。
2. 2. 5 市场衔接方式
省间中长期交易电量作为省内现货市场的边界 条件。省间现货交易电量分为省间日前现货交易电 量和省间日内现货交易电量，出清结果均物理执 行。省内富余电量参与省间日前现货市场交易和省 间日内现货市场交易。
市场初期，非水清洁能源（指风、光、垃圾发电、 燃气机组）保障性全额收购，其发电量作为省内现货 市场边界条件，暂不参与现货市场竞价。
2. 3 丰水期电力现货市场机制设计
2. 3. 1 发电侧市场主体
水电机组仅丰水期参与省内现货市场竞价，火 电不参与现货市场，作为市场边界条件按最小方式 安排开机并尽量按最低负荷率安排发电计划，只在 电力紧张时段参与调峰。
2. 3. 2 水电省内现货市场竞价空间
水电机组总体发电需求包括省间中长期交易电 量、省间现货交易电量、省内优先电量和省内中长期 交易电量：其中省间中长期交易电量、省间现货交易 电量和省内优先电量按规则物理执行，作为现货市 场边界条件；省内中长期交易电量即为丰水期电力 现货市场竞价空间，以“差价合约”形式参与现货市 场运营。
燃煤火电均为优先电量，按规则物理执行，作为 现货市场边界条件。
2. 3. 3 丰水期市场申报
在日前市场，水电机组申报信息应包括运行日 的发电量价曲线、最大上网能力等。电力用户、售电 企业申报信息为运行日的电力需求曲线（报量不 报价）。
在实时市场，水电机组在规定的时间之前提交 机组各时段的最大上网能力，申报价格沿用日前市场申报信息。电力用户、售电企业不进行申报。
2. 3. 4 丰水期市场出清
在日前市场，以全网发电成本最小化为目标，除 考虑电网运行、机组运行、电网运行边界条件等约束 外，还考虑水电耦合约束。具体而言，在既定的区间 来水预测下，结合上游动态用水情况，将各级水库的 水位控制在合理范围内，同时保障生态用水要求得 到满足，在此基础上，各水库发电和电力通过耗水率 函数匹配，从而实现电平衡和水平衡的联动考虑。 然后，通过安全约束经济调度程序进行市场出清计 算。在出清时同处边际价格机组根据所处报价段容 量均衡分摊对应电量。计算结果包括 96 点成交电 力及系统边际电价。
在实时市场，获取最新的边界条件，采用与日前 现货市场相同的算法进行出清计算。
2. 3. 5 丰水期市场结算
丰水期电力现货市场发用两侧日清月结。
水电机组省间中长期交易电量、省间现货市场 电量按照省间交易价格结算；省内优先电量按优先 电价结算；省内中长期交易电量在水电竞价现货市 场中按“差价合约”方式结算。火电优先电量按优先 电价结算。
参与省内现货市场的批发电力用户、售电企业 接受现货市场价格，全部中长期合约按“差价合约” 方式结算。
2. 4 枯水期电力现货市场机制设计
2. 4. 1 现货市场竞价空间
单机容量在 100 MW 及以上的燃煤火电机组仅 枯水期参与省内现货市场竞价，水电机组不参与现 货市场，水库电厂按枯水期电量平衡需求有序消落， 全部水电以不弃水为原则安排发电，确保水电全额 消纳。
2. 4. 2 火电省内现货市场竞价空间
在枯水期电力现货市场中，水电机组省间中长 期交易电量、省间现货交易电量、省内优先电量和省 内中长期交易电量按规则物理执行，作为现货市场 边界条件。燃煤火电优先电量按规则物理执行，作 为现货市场边界条件。燃煤火电除优先电量外，还 可在现货市场中竞价获取现货电量。
火电机组总体发电需求扣除火电优先电量即火 电竞价现货市场竞价空间。市场初期，火电竞价现 货 市 场 竞 价 空 间 按 火 电 发 电 需 求 的 5%~10% 控制。
2. 4. 3 枯水期市场申报
在日前市场，火电机组申报信息应包括运行日 的发电量价曲线、最大上网能力等。电力用户、售电 企业不进行申报。
在实时市场，火电机组在规定时间之前提交机 组各时段的最大上网能力，申报价格沿用日前市场 申报信息。电力用户、售电企业不进行申报。
2. 4. 4 枯水期市场出清
在日前市场，以全网发电成本最小化为目标，考 虑电网运行、机组运行、电网运行边界条件等约束， 通过安全约束经济调度程序进行市场出清计算。在 出清时同处边际价格机组根据所处报价段容量均衡 分摊对应电量。计算结果包括 96 点成交电力及系 统边际电价。
在实时市场，获取最新的边界条件，采用与日前 现货市场相同的算法进行出清计算。
2. 4. 5 枯水期市场结算
枯水期电力现货市场发电侧日清月结，用电侧 月清月结。
水电不参与现货，按照中长期交易模式进行结 算。火电优先电量按优先电价结算，现货市场中竞 得的现货电量按现货市场价格结算。
参与省内现货市场的电力用户、售电企业接受 现货市场价格，其中长期合约中配比的火电部分电 量（月电量）按火电购电均价结算，其余中长期合约 电量按中长期合约价格结算并参与偏差考核。
3 适应四川电力现货市场的功能架构
依据四川电力现货市场机制设计，提出适应四川电力现货市场机制的功能架构。
四川电力现货市场功能架构遵循面向服务的设 计原则，采用客户端/服务器+浏览器/服务器（C/ S+B/S）混合架构基础平台，功能模块间采用服务 化访问调用，以实现系统模块间松耦合与可扩展性， 为日前市场、实时市场和辅助服务市场等应用的开 发、运行、维护提供全面的技术支撑。功能设计采用 分层架构设计，从下往上依次是基础平台层、计算服 务层、市场应用层、市场仿真层和用户界面层，如图 2 所示。
3. 1 基础平台层
基础平台层是电力现货市场系统的基础，具有 灵活拓展、稳定高效、全面防护等特点，为各类应用 提供统一的数据、网络通信、人机界面、系统管理以 及分析计算等服务，为各类应用的开发、运行和管理 提供通用的技术支撑，为整个系统的集成和高效可 靠运行提供保障。
3. 2 计算服务层
计算服务层提供电网设备多态管理、安全校核、 核心算法等公共服务，组成市场系统基础计算环 境。其中，电力市场优化出清是市场资源配置的核 心，基于高效的混合整数规划算法，适应多样市场主体、多变市场规则、多种场景设计、多维市场约束等， 实现多时段耦合寻优。
3. 3 市场应用层
市场应用层依赖计算服务层提供的核心算法以 及市场模型，按照市场机制设计实现现货市场主要 功能。考虑四川丰枯双期特性明显不同的特点，具 备日前市场（丰水期/枯水期）、实时市场（丰水期/枯 水期）、调频辅助服务市场、电网设备多态管理、市场 模拟推演、中长期合同管理、市场风险管控、市场评 估分析、市场监管、市场成员管理、数据管理、市场申报、信息发布等多项功能模块。
功能部署立足于现有电网调度控制系统，同时 考虑市场运营的客观需要，系统主要功能部署于安 全Ⅱ区和安全Ⅲ区。其中，日前市场（丰水期/枯水 期）、实时市场（丰水期/枯水期）、调频辅助服务市场 是四川电力现货市场的核心子功能，部署在安全Ⅱ 区，市场成员在相应的时间节点上通过市场申报参 与各电力市场。
3. 4 市场仿真层
基于电力现货市场模型及数据搭建市场模拟推 演平台，实现电网模型模拟推演、市场规则模拟推演 和市场行为模拟推演。
3. 5 综合展示层
借助人机输入与操作、界面展示等可视化技术 实现对电力现货市场出清及分析结果的对外展示及发布。
4 四川电力现货市场建设特色
4. 1 丰枯双期市场模式
丰水期各流域来水充足，水电竞争充分；枯水期 来水较少，水电调度需要考虑梯级流域耦合，市场竞 价出清机制难以保证水电的充分消纳，故构建符合 四川水电占比高且丰枯水期季节特性明显不同特点 的丰枯双期电力现货市场，并制定丰枯双期不同市 场主体参与竞争的市场规则，在发用两侧市场主体、 发电需求、竞价空间、市场申报、市场出清、市场结算 等方面存在差异。四川丰枯双期市场在时间上考虑 季节丰枯特点，在空间上考虑流域水电耦合约束，实 现现货市场建设与现有水电消纳政策的有机契合。
4. 2 构建市场运营物理空间
四川电网网架薄弱、交直流电网耦合特性复杂， 水电通道在实时运行中控制断面多、控制难度大。 因此，需综合应用设备多态工况、上网全路径分析和 智能断面判定等功能，以提升构建未来电网及设备 运行工况的准确性，满足电力现货市场运行过程中 电网安全稳定运行的要求。
利用国调全数文件（QS 文件）、检修计划、母线 接牌方式搭建网络拓扑，将全网设备分为检修、检修 陪停、可用、孤岛可用等状态，实现对电厂申报发电 能力的约束和为交直流灵敏度计算提供网络拓扑。 利用多态计算的未来态网络拓扑及第 1 次优化出清 提供的潮流数据，实现未来断面限额判定，为现货最 终优化出清提供安全约束边界。基于省级调控云和 母线接牌方式完成 110 kV 及以下统调电厂路径搜 索，实现对母线负荷值的还原，并将经地调设备上网 的低电压等级统调电厂纳入安全校核，进一步提升 安全校核计算准确率。
4. 3 水电耦合约束实现
四川电力现货市场依托调控云进行水电耦合约 束构建，实现水-电联动。首先，考虑水库水位、出 入库流量、生态流量等约束，构建水库模型；考虑龙 头水库来水预测、区间来水预测、水库上下游及时滞 关系等，构建流域水拓扑模型。通过上述工作完整 表达了四川各流域水数学模型。然后，结合各水电 厂耗水率曲线构建水电耦合关系。在优化出清模型 中将计划单元发电出力和对应的出库发电流量通过 耗水率结合起来，在出清中既考虑电力平衡、电力设 备运行特性、电力潮流等电力约束，又考虑库容水位 和出库生态流量等水平衡约束，实现出清模型中的 水电耦合约束构建。
通过水电耦合约束构建，在保障优化出清结果的同时满足电力约束和水力约束，为解决四川现货 市场建设中面临的市场平稳运行与清洁能源充分消 纳之间的矛盾提供有力保障。
4. 4 竞价优化出清流程
四川电力现货市场出清流程包括模型数据准 备、基态优化出清、综 合 约 束 校 核 、综 合 约 束 出 清 4 个步骤。具体优化出清流程如下：首先，通过多态 计算完成小电厂上网路径搜索，生成未来态电网拓 扑结构，计算网络灵敏度，整合市场成员申报信息及 运行日市场边界条件，进行基态优化出清；然后，利 用未来态网络拓扑结构以及基态优化出清形成的潮 流数据，完成未来态断面限额判定，根据未来态断面 限额计算交流潮流，基于交流潮流修正母线负荷预 测及联络线潮流。最后，汇集网络拓扑模型、灵敏 度、断面限额、水力等各类约束及市场申报信息等， 构建考虑梯级水电耦合约束的优化出清模型和算 法，依次求解无约束出清模型和有约束出清模型，通 过安全校核后，计算最新交流潮流数据，形成最终出 清结果，完成市场优化出清。竞价优化出清流程如 图 3 所示。
5 高水电占比电力现货市场实践及建议
5. 1 丰枯双期市场实践
四川丰水期及枯水期电力市场结算试运行实践，充分验证了丰水期及枯水期电力现货市场机制 设计和市场功能架构对电力现货市场长周期结算运 行的适应性，是具有高水电占比特色的省份参与电力市场的有益尝试。
5. 1. 1 丰水期市场实践
四川丰水期电力现货市场继 2019 年 9 月 26 日 至 9 月 30 日 第 1 次 连 续 模 拟 结 算 试 运 行 后 ，于 2019 年 10 月 29 日至 30 日连续两日进行了第 2 次模 拟结算试运行。
在第 1 次试运行实践的基础上，四川电网针对 丰水期市场规则在市场限价、申报规则、中标容量分 配等方面进行了调整。其中市场限价的调整内容为将 水电最低限价由0元/（MW·h）提高到13元/（MW·h）； 申报规则由水电可选择 1 至 5 段容量报价改为优 先+外送为第 1 段，剩余容量分为 4 段报价；边际机 组中标容量分配由考虑网损微增率改为按边际报价 段的容量比例进行分配。这样的改变，更加符合市 场规律及丰水期特性。
2019 年 10 月 29 日至 30 日期间，市场限价范围 为 13~316 元/（MW·h），四川水电企业日均报价范 围为 120~124 元/（MW·h）；出清价格相对平稳，日 前市场最高出清价、最低出清价和平均出清价依次 为 316、132.40、275.99 元/（MW·h），实时市场最高 出清价、最低出清价和平均出清价依次为 316、220、 187.22 元/（MW·h）。
2019 年 10 月 29 日，当采取不考虑水电耦合算 法进行出清计算时，共有 18 家水电厂提出 19 次增加 出力申请，其 中 5 次 申 请 理 由 是 来 水 增 加 ；共 有 22 家水电厂提出 36 次降低出力申请，其中 13 次申 请理由是来水不足。10 月 30 日，启动考虑水电耦合 算法进行出清计算，有 4 家水电厂提出 4 次增加出力 申请，其中 1 次申请理由是来水增加；共有 11 家水电 厂提出 12 次降低出力申请，其中 7 次申请理由是来 水不足。应用水电耦合出清算法前后对比如表 1 所 示，当应用考虑水电耦合算法进行出清时，申请总次 数同比下降 71%。
此次连续结算试运行正处于丰平水期交替时 期，水情复杂，极大地增加了各水电厂来水预测的难 度。由表 1 对比可以发现，在硬约束条件下即考虑 水电耦合约束后，电厂申请次数都明显下降，说明上 下游水情不匹配的电厂数量明显下降，验证了在复 杂水情期间四川电力现货市场模式全面适应水电耦合约束的合理性、实用性。
5. 1. 2 枯水期市场实践
四 川 省 于 2019 年 12 月 、2020 年 1 月 初 和 2020 年 3 月下旬，先后组织开展了 3 次枯水期模拟 结算试运行，并于 2020 年 4 月 16 日至 5 月 25 日期间 开展了枯水期现货市场长周期结算试运行。
2020 年 4 月 16 日至 5 月 25 日期间，枯水期日前 现货市场出清价格的最大值、最小值和平均值分别 为 441.0、406、421.84 元/（MW·h）；枯水期实时现货 市场出清价格的最大值、最小值和平均值分别为 441.0、405、422.63 元/（MW·h）。
枯水期长周期试运行期间，四川电力现货市场 保持连续稳定运行，进一步验证了枯水期现货市场 申报、现货空间生成、市场出清计算等核心设计的合理性和可行性。
5. 2 市场建设建议
电力现货市场建设是一项不断完善的复杂工 程，既要符合当前政策要求，又要遵循电力系统物理 特性，同时与经济耦合紧密，还要突破技术层面上的 制约，故结合四川电力现货市场建设经验，提出以下 建议，希望对有高水电占比特点的现货市场建设有 所帮助。
首先，密切结合自身电网实际情况和能源特点， 明确当前电力市场建设的主要目标，从解决当前存 在的主要问题出发，遵循电力商品的技术经济规律， 做到重点突破。例如：四川建设电力现货市场的目 标是在市场建设稳妥起步的同时保证水电等清洁能 源的充分消纳，故构建不同市场主体参与的丰枯双 期市场，并结合不同市场主体的特点，制定符合源网 特点的市场规则，设计符合高水电占比特点的电力 现货市场业务框架，在实现电力现货市场稳定运行 的同时，保障水电最大化消纳。
然后，电力现货市场建设是一个复杂过程，市场 建设中要不断加强要素水平的精细化管理，支撑市 场顺利运行。例如：四川电网运行方式多变，交直流 电网耦合特性复杂，稳定限额随着电网拓扑和潮流 变化较大，为此，采用智能断面限额交互技术，将交 流潮流计算结果与智能断面稳定限额计算进行迭 代，得到所有输电通道的真实输电能力，保证断面限 额的准确性和电网的安全性，提升复杂电网结构下 潮流控制能力和复杂约束处理水平，为电力现货市 场安全稳定运行提供技术保障。
最后，电力现货市场建设是一个不断提高、不断 完善的过程，应充分借鉴国内外电力市场建设经验， 结合电力现货市场运行实践，不断完善自身市场规 则设计和系统建设水平。例如：枯水期市场最初运 行时出现出清无结果的现象，其原因在于参与市场 的火电机组最大出力运行时仍无法满足系统平衡条 件，故后续更改为 3 次出清方式，即第 1 次为考虑平 衡、爬坡约束的正常出清，如果出清成功，则计算流 程正常结束，如果出清失败，则暂时不考虑平衡约 束，进行第 2 次出清（各机组按照其能力和爬坡出力 最大），考虑到报价相同时的负荷均摊，以第 2 次出 清的出力加总作为平衡目标进行第 3 次出清，即为 最终的出清结果。
6 结语
四川电力现货市场是国内首个适应高水电占比 且丰枯双期季节特性显著不同的丰枯分期的电力现 货市场，是贯彻落实新一轮电力现货市场深化改革 的工程实践。
总体来说，四川电力现货市场建设的过程是循 序渐进、因地制宜的过程。在市场设计阶段，考虑丰 枯水期特性明显不同的特点，制定丰枯双期不同市 场主体参与竞争的市场规则，实现电力现货市场与 现有清洁能源消纳政策的有机协调，保障水电最大 化消纳。在市场建设阶段，构建考虑梯级水电耦合 约束的优化出清模型，实现了在出清中考虑上下游 库容耦合和时滞、水-电拓扑关联耦合、库容水位控 制和出库流量控制等特性及要求，初步解决了电力 现货市场中流域梯级水电与火电的联合出清技术问 题，确保电力市场高效出清、清洁能源充分利用和电 网安全稳定运行，并且应用多态计算、低电压等级上 网路径搜索技术、智能断面交互技术等，提升市场约 束管理水平，保障电网安全运行和市场稳定运营。 在市场运行阶段，借鉴国内外电力市场建设经验，解 决电力现货市场运行实践中发现的问题，不断完善 市场规则和系统建设水平。
电力现货市场建设是一个不断发展完善的过 程，后续将结合市场运行情况及市场主体反馈，不断 优化完善市场机制及现货市场功能，积极、稳妥地推 进四川现货市场建设工作。四川电力现货市场机制 设计与实践是具有高水电占比特点的地区参与电力 市场的有益尝试，希望本文能为具有类似特点的水 电富余地区推进电力现货市场建设提供有益参考。
