流域梯级水电是南方区域电力市场中重要的支撑性、调节性电源，在南方区域电力现货市场中，流域梯级水电能充分释放调蓄潜力，有效促进保供电和新能源消纳。

南方区域电力现货市场是目前世界上唯一考虑梯级水电精确水力关系并与电力开展耦合出清的高阶复杂电力现货市场，首次观察到梯级流域水电站之间，为了实现水资源的有效利用，在现货市场出清过程中出现了低价调用和高价不调用情况。

实践发现，水电梯级关系的存在使得上下游之间形成了一种协作关系。为了量化这种协作关系，明确协作关系的权益，保障梯级水电在现货市场中的合理收益，开展了本研究，并基于研究结果提出了一种可行的补偿机制。

梯级流域水力耦合联系及水电运行特性

梯级流域上下游之间的水力耦合联系体现为：上游的发电用水流至下游，影响下游水库水位；下游电站的部分发电能力也来自上游的用水。出于防洪、灌溉等需求，水电站的水库水位必须控制在一定范围内。综上，水电的运行限制包括：（1）由于流域、水库用水限制导致的水电发电出力上下限；（2）发电出力不得位于振动区内；（3）水库水位上下限。

水库水位控制原理体现了水电发电出力、发电流量和水库水位的关系，如图1所示：

图1 水库水位控制原理

图1中，本级电站发电出力乘以耗水率后得到电厂发电流量，叠加本级电站泄洪流量后，形成本级电站的出库流量，考虑本级电站上游入库流量的影响后，得到本级电站的出、入库流量，即可根据水库特征计算得到本级电站的水库水位变化量（水库水位在小范围内变化，水库可视为一个等面积柱体）。梯级水电运行必须时刻满足水库水位控制约束。

可见，本级电站的水位同时受到本级电站出库流量（包括发电、泄洪流量）和上游电站出库流量、区间流量的影响，当本级电站水位即将达到水位上限时，为了避免开闸泄洪，上游电站可以停止发电放水，缓解本级水库水位的上升；当本级电站水位即将达到水位下限时，上游电站可以通过增加发电放水，避免本级水库水位突破下限，“缺水”停机无法发电。

梯级水电在现货市场中低价调用的原因

南方区域电力现货市场中，机组所在节点的节点电价含义为：机组所在节点新增一单位负荷需求引起的系统总成本增加量。一般而言，机组的节点电价应高于其报价，避免机组按节点电价发电面临亏损。但当下游电站的水位达下界时，本级电站的节点电价可能降低，甚至低于其报价，原理如图2所示：

图2 梯级水电低价调用原理

图2中，本级水电站发电报价较高，为500元/兆瓦时；下游水电站发电报价较低，为100元/兆瓦时，两级电站位于相邻节点，且节点间线路无阻塞。

按照现货市场以全系统发电成本最小为目标进行出清，应优先调用下游电站发电来平衡本级电站和下游电站节点的新增负荷，但下游电站水位已达下限，无水可发。此时，通过增加高价的本级电站发电出力，向下游电站补水，使得下游电站恢复发电能力，全系统发电成本最小。例如，为平衡节点新增的1兆瓦负荷，本级电站和下游电站均增发0.5兆瓦，因此本级电站和下游电站节点电价均为：0.5×100+0.5×500=300元/兆瓦时。

对于本级电站，按300元/兆瓦时的电价发电将面临亏损；对于下游电站，虽然节点电价高于其报价，但其部分发电能力来源于本级电站的补水，节点电价并非完全由其报价形成。造成这一类梯级水电低价调用的本质原因是：现货市场出清程序将本级电站和下游电站“整合”成了同一台机组，根据这台机组的综合发电报价（300元/兆瓦时）确定了节点电价，但节点电价无法反映本级电站向下游补水的贡献。为此，南方区域电力市场运营团队提出了面向梯级水电的现货市场收益补偿方案，合理反映各级电站发电用水、平衡负荷的贡献，确保梯级水电按现货价格发电不会面临亏损。

梯级水电参与南方区域电力现货市场的实践过程中，还发现了其他水力方面约束生效，引起水电节点电价量价不匹配的情况。

梯级水电现货市场收益补偿方案

对于因下游水位达下界而面临低价调用的本级电站，其补偿费用的计算需要确定2个关键数值：应补偿电价和应补偿电量。

（1）应补偿电价

计算应补偿电价的关键是厘清下游水库水位达界对本级电站节点电价产生的影响。下游水库水位下限约束影子价格的内涵是：放宽一单位的水位下限约束，能节省的系统总成本量，这恰恰反映了水位下限约束对本级电站节点电价的影响量。因此，首先根据本级电站耗水率和下游水库水面面积，计算下游水位下限约束的影子价格对本级电站节点电价的影响量：

影响量=下游水位下限约束影子价格×本级电站耗水率÷下游水库水面面积

然后，计算本级电站调整后的节点电价：

本级电站调整后节点电价=本级电站原节点电价+影响量

需要说明的是，本级电站调整后的节点电价可能仍低于发电报价，即还存在其他系统约束导致低价调用的因素。但所述梯级水电的现货市场收益补偿方案目的是反映上下游之间的水力联系和补水贡献，因此除下游水位达下界外的低价调用因素在此不予考虑，如图3所示。

图3 梯级水电的“不补偿电价”

图3中，考虑下游水位下限约束影响，计算得到的调整后节点电价仍低于发电报价，其差值为“不补偿电价”，应补偿电价为图3中红色矩形的宽值。应补偿电价反映了本级电站按节点电价发电面临的“单位亏损”，因此还需要计算本级电站的“应补偿电量”，得到下游电站向本级电站返还的电费。

（2）应补偿电量

首先，将不补偿电价和原节点电价相加，得到含不补偿分量的节点电价：

含不补偿分量的节点电价=原节点电价+不补偿电价

然后，根据含不补偿分量的节点电价确定应补偿的出力，如图4所示：

图4 确定本级电站应补偿出力的原理

图4中，本级电站的报价共分为4段，其中含不补偿分量的节点电价高于报价3但低于报价4，因此报价3的最大出力为不补偿出力，应补偿出力计算公式如下：

应补偿出力=实际出力-不补偿出力

最后，根据单时段发电出力和电量的数量转换关系计算得到应补偿电量，并计算下游电站向本级电站返还的应补偿电费：

应补偿电费=应补偿电价×应补偿电量

应补偿电费如图4中红色矩形面积所示，通过梯级上下游之间的收益补偿，能确保在下游水位达下界时，本级电站按现货出清电价发电利益不会受损，提升了梯级水电参与现货市场优化出清的积极性。

结语

梯级水电参与现货市场出清需考虑梯级流域上下游间的水力耦合联系，下游水库的水位运行特性将影响上游电站的出清电量和电价。现货市场节点边际电价虽然准确反映了不同位置新增负荷造成的总成本增量，但无法反映梯级水电上下游间的发电补水和收益的关系，需要通过设计市场外的补偿结算机制加以完善，保障现货市场的公平性。

但也可以看到，上述的补偿机制设计复杂、理解困难，并且电力系统实际运行过程中，存在电力、水力等多重约束同时生效的情况，需要在电力现货市场设计、运营过程中，结合新能源渗透率日益增加的实际情况，研究建立符合梯级水电特性的现货市场运行补偿机制，促进实现市场机制的激励相容性和个体理性。

（本文根据《现货市场环境下梯级水电收益补偿的场内联营机制》（吴冕等，电力系统自动化）论文所述结论整理而成）