为何要优化火电最小可调出力费用申报模式

在南方区域电力现货市场2025年5月综合测试期间，进行了火电最小可调出力费用申报模式优化，以解决火电主体反馈的机组最小可调出力费用上下限无法反映机组真实成本，导致小机组开机难的问题。本期“解市”介绍优化后的申报模式在5月的应用测试情况。

机制介绍：

将火电申报参数“最小可调出力费用（元）”调整为“最小可调出力价格（元/兆瓦时）”与“最小可调出力（兆瓦时，如有）”。最小可调出力费用通过“最小可调出力价格×最小可调出力”计算得到。申报参数“最小可调出力费用上限（元）”“最小可调出力费用下限（元）”同步调整为“最小可调出力价格上限（元/兆瓦时）”“最小可调出力价格下限（元/兆瓦时）”，以更好反映南方区域各类机组真实最小可调出力成本。

最小可调出力费用申报模式调整情况

原“最小可调出力费用（元）”模式下，火电机组最小可调出力费用采用“总费用申报”的模式。2024年11月结算试运行期间，区域市场设定的燃气机组不区分装机容量，全容量机组最小可调出力费用申报上、下限分别为260000元、75000元；燃煤机组装机容量为449兆瓦及以下最小可调出力费用申报上、下限分别为175000元、9000元。

该模式对于不同装机容量机组有不同的效果，如表1所示。由于不同容量燃气机组均采用75000元作为最小可调出力费用申报下限，因此随着最小可调出力的减少，费用单价将逐渐增加。例如某容量660兆瓦机组最小可调出力为320兆瓦，其最小可调出力费用单价为234元/兆瓦时；但对于某容量190兆瓦机组最小可调出力为120兆瓦，其最小可调出力费用单价为625元/兆瓦时，这将导致小机组在同样申报下限费用的情况下更难开机。同时，南方区域电力现货市场已在2024年11月改为由市场主体自主申报最小可调出力下限，固定的申报下限导致折算的费用单价进一步增加，无法实现增加下调能力提升开机机会的目的。

事实上，机组最小可调出力费用与装机容量、最小可调出力等技术参数紧密相关，用一个总费用上下限约束所有机组申报价格难以准确反映不同容量机组真实成本。

2025年5月综合测试期间，应用了火电最小可调出力费用“单价申报”模式。市场主体申报“最小可调出力价格（元/兆瓦时）”与“最小可调出力（兆瓦）”两项参数，原“最小可调出力费用”通过“最小可调出力价格×最小可调出力”相乘得到，如表2所示，可以更准确地反映机组真实成本。

同样以气电为例，价格下限为200元/兆瓦时。对于容量660兆瓦机组（最小可调出力320兆瓦），其最小可调出力总费用下限为64000元/小时；但对于容量190兆瓦机组（最小可调出力为120兆瓦），其对应总费用下限为24000元/兆瓦时。调整后的最小可调出力总费用下限随机组最小可调出力动态变化。

机制测试情况

2025年5月10日-19日综合测试期间，现货市场小容量燃气机组（燃气200兆瓦及以下）共开机23台天次，其中22台次申报的“最小可调出力价格申报×最小可调出力”小于“总费用申报”模式（表1）的申报下限，更好体现市场主体报价意愿。

根据测试结果，“单价申报”模式更真实地反映了机组的运行成本，5月10日—19日未发生小机组因最小出力费用下限过高而导致的无法开机情况，有效解决了“总价申报”模式下的小机组开机难问题。

来源：南方能源观察