近年来，全球各大经济体相继启动能源结构转型战略，我国在第75届联合国大会上提出“要在2030年前碳达峰，2060年实现碳中和”的“双碳目标”，欧盟、日本澳大利亚等国家和地区也推出了各自的能源转型和碳减排规划。

1.高比例水电电力市场是我国有代表性的市场类别

双碳实现路径涉及机制侧市场化、供给侧清洁化、消费侧电气化等多重革新，对电力产业结构和运营模式提出了新要求和新挑战。

市场机制是实现双碳目标的重要驱动力，在能源系统中引入市场机制，让能源的价值通过价格反映出来，可自发激励清洁能源的建设、升级和优化配置。电力是清洁能源最主要的利用形式，电力市场化是能源市场化的重要一环。

2014年，清洁能源富集的云南和内蒙古率先成为市场化改革试点地区，2015年，以“电力9号文”为标志的全国新一轮电力市场化改革正式开始。新电改以“放开两边，抓住中间”为主要内容，在发电侧和配电侧引入竞争，在输电侧改革经营模式。

七年来，我国电力市场持续发展，现已建立33个省级交易中心和2个区域交易中心，2021年市场化交易电量达到3.78万亿kWh，占全社会用电量的45.5%，云南更是超过了63%，电力市场化成果显著。

发展清洁能源是实现双碳目标的重要任务。近年来，我国清洁能源电站不断建设投产，发电量持续提高，预计到2030年，清洁能源发电装机占比达到59%，2050年达到86%。水电是我国乃至全世界装机容量最大的清洁能源。我国拥有十三大水电基地，总装机3.7亿kW，每年为全社会提供1.3万亿kWh的清洁能源。

水电兼具经济、安全、可调度、可再生等诸多优点：水电调节性能优良，机组响应快速、调度灵活，是电网调峰调频的主力能源，能为消纳风电、光电等间歇性能源提供调节备用；水电生产没有原料开采和加工成本，发电边际成本几乎为零；梯级水电联合运行还为全社会提供防洪、灌溉、通航等民生保障。水电以其独特优势成为双碳目标实现路径中不可忽视的重要能源。

我国水资源丰富，水电装机规模和总发电量均居世界首位。我国70%水电装机集中在西南地区，尤其是云南、四川两省，截止2020年底，云南、四川水电装机容量分别达到7556万kW和7892万kW，分别占本省总装机的73%和78%，合计占全国水电装机的42%，是全球水电装机排名第二的巴西的1.4倍之多。西南地区水电富集的自然禀赋和市场化改革进程相结合，形成了极富特色的高比例水电电力市场。

高比例水电电力市场以水电为主要电源，数据显示，到2020年底，云南、四川电力市场中水电市场主体装机占比分别达到70%和72%，成交占比分别达到76%和81%，如此大规模、高比例水电参与的电力市场，在全世界并不多见。相比而言，水电高占比的巴西电力市场中水电发电量占比仅为66%，北欧电力市场为56%高比例水电电力市场成为我国具有代表性的市场类别。

高比例水电电力市场显著不同于以火电为主的市场。火电计划安排主要考虑自身燃料供应，不依赖其他电厂，独立进行市场决策。而水电则严重依赖于时空分布不均的强随机的径流，梯级水电需要在长期、中期、短期协调不同调节性能的水电站将入库重新分配和有序利用，上述水电运行方式具有强烈的季节性，并伴随着大规模跨季、跨年的能量转移。

不仅如此，水电站出力、水头、出库存在紧密的时段间耦合，梯级上下游又存在紧密的水力、电力联系，使得水电调度中存在紧密的水力、电力时空耦合关系。此外，水电运行还需要满足水资源的综合利用要求，包括发电、防洪、供水通航、生态保护等。上述工程特点综合作用，给高比例水电电力市场机制设计、运营及市场主体参与都带来重大挑战。

面对这些挑战，各电力市场因地制宜地采取了应对措施。巴西采用了基于集中调度的市场机制，这些措施可以有效避免由市场竞争引起的缺电或弃水风险，但牺牲了梯级水电的灵活性和市场竞争性。

北欧市场则通过跨国跨区电力交换、完善的现货市场和丰富的金融市场予以应对，这一方案需要在电力产业各个环节实现高度市场化，短期内并不符合我国国情。为了推进水电富集地区电力市场化改革，云南、四川等省借鉴上述国家和地区经验，在实践中摸索出了符合水电特点的中长期交易机制。

高比例水电电力市场机制通过设置不同市场尺度的交易市场、引入多种交易方式等措施规避水电竞价的不确定性和履约偏差，为水电参与市场提供了有力的机制保障。

然而，新兴的复杂环境也改变了水电运行的传统外部环境，给水电站参与市场带来了新问题和新挑战，如何适应电力市场条件下的调度运行模式，如何理解并应对与其他电站间的复杂关系，如何找到市场运行的规律，成为亟需解决的工程问题。以云南电力市场为工程背景，旨在结合中国电力市场特点，解决新市场环境下水电面临的上述问题。

2.高比例水电电力市场带来新变化和新问题

电力市场给梯级电站带来的变化根源在于外部运行环境的转变。市场环境引入了耦合市场规则、多边竞争关系、复杂电价规律等新要素，也带来了新挑战。

在传统（市场化之前的）水电调度问题中，其核心问题是如何提高生产效率、节省发电成本，制定发电计划的重点是应对随机来水和平衡多目标需求，难点在于如何充分利用水电的物理特性。电站之间的协调、电网发-输-配-用各部分之间的协调，则由流域调度（集控中心）和电网调度负责，电站发电运行的计划性强、发电计划的执行性强执行过程中协调性强，水电企业本身的调度运行难度相对简单。

从集中调度环境到市场环境，水电站的运行模式和工作内容发生了巨大转变：原来的调度问题转变为新的竞价问题，在原有的应对随机来水、满足水资源综合利用要求考虑复杂运行特性的同时，还需要考虑市场规则、竞争对手行为、复杂电价规律等新的外部信息；原来的以发电效率最大或者生产成本最小为目标变为了以收益最大、风险最小为目标；

原来重点关注的不确定性主要来自于天然径流的随机性，新环境下电价的随机性、竞争对手的发电行为成为新的不确定性来源，且其影响程度远超天然径流；原来的多电站之间的相互协调的基础（集中调度）不再存在，取而代之的由决策者自己探索市场规则和电价规律。

新的外部环境要素和本就复杂的水电运行方式共同作用，给水电参与电力市场带来了新挑战，如何应对耦合市场规则、如何应对竞争关系、如何把握复杂电价规律，是梯级水电在新市场化环境下亟需解决的问题，具体表现在如下方面：

（1）多尺度耦合市场下的梯级水电竞价问题

市场环境下，梯级水电面向调度部门的发电计划转变为面向市场的竞价计划，如何制定竞价计划成为各大发电站面临的核心问题。市场竞价问题是指在考虑市场规则和电价信号等因素的条件下，确定市场申报量价的决策问题，其目的是竞争获得相应市场的标的物（如相应大小的电能量）。多尺度市场竞价比单一市场竞价更为复杂。

首先，在多尺度市场中，各级市场逐一开市、同时交割、统一结算，形成了紧密耦合的市场序列。该序列市场中，由于市场周期不同，交割期一般相重叠，使得市场主体需要在同一时刻对不同市场同时履约，即造成“并行履约”。

这一机制使得发电主体在制定当前市场竞价计划时，必须将整个多尺度市场序列全部考虑进去，才能得到方案。由于并行履约的履约额度需要在结算中认定，因此多尺度耦合市场竞价问题需要同时兼顾市场结构、交易规则和结算规则等因素，还要与自身发电特性、多目标用水需求等统筹考虑。

其次，梯级电站竞价需要关注电价信号，市场价格的不确定性带来的竞价风险将直接影响梯级电站竞价的期望收益和竞价计划的预期效果。如何在多尺度耦合市场中对复合电价风险进行量化并在模型予以回避，也是梯级电站在竞价中必须面对的问题。

最后，多尺度市场竞价问题显著增加了水电调度问题的决策维度，决策变量在传统的水电问题基础上，随市场数量的增加呈指数增长，加剧了问题的规模和求解难度，对模型方案提出了更高要求。

因此，如何将复杂的多尺度市场结构进行数学建模、量化多时段市场风险、建立可快速高效求解的数学模型，成为了水电参与电力市场的一个关键问题。

（2）不同利益主体间的竞价计划不匹配问题

传统电网发电企业由调度中心统一计划、统一调度、统一协调，发电企业主要执行调度指令，无需担心其他企业不配合、调度计划执行偏差等因素。在市场环境下，市场主体从自身利益出发制定竞价计划，各市场主体完全暴露于竞争环境中，全系统电站失去了统一协调调度的机制基础，与其他发电企业的交互和博弈成为了发电企业必不可少的决策考量。

有关市场竞争的探讨常针对具有市场力的市场主体之间，而高比例水电电力市场中则有所不同。水电梯级常涉及多个利益主体。水电上下游之间具有天然的水力联系，无论发电量大小、是否具有市场力，上游电站均可通过发电或出库行为直接影响下游竞价或发电计划的可行性，同时下游电站也可通过蓄水等行为影响上游的发电效率。

在竞争的市场环境下，各主体从自身利益出发制定自利的最优策略，导致上下游的水电站之间竞价计划和发电计划严重不匹配，增大了下游水电竞价计划的不确定性降低了其期望收益。

这一竞争关系是局部的，因而比市场中广泛存在的电量、电价的竞争更直接、影响程度更大、也更具（上下游电站的）个体特征。在这种情况下，水电站获悉竞争对手的行为和策略变得尤为重要，它是后续制定竞争、合作、响应策略的基础。

因此，如何对梯级水电竞争对手的发电行为和策略进行预判和响应，应对竞争环境带来的行动不协调、不匹配，成为高比例水电电力市场环境中又一关键问题。

（3）高比例水电电力市场中的电价预测问题

传统电网模式中发电主体上网价格固定（或分时电价），水电运行重点关注物理条件。市场条件下电价随供求关系变化，显著影响发电企业竞价计划和实施。市场价格作为供求关系的宏观体现，对把握市场动向、了解竞争对手策略、预判市场结果有重要意义。因此，准确预测电价走势是市场竞价等决策问题的重要基础。

我国电力市场中多种交易方式并存，其中双边协商交易应用最广，是中长期交易的重要交易方式，且占据较高市场份额。常见的电价预测方法针对于系统、区域、固定节点电价，其特点是：所研究的对象仅有一个价格（系统统一出清价、区域统一出清价或节点电价）且能形成长期稳定价格序列。相比而言，双边协商交易价格并不具备上述两个条件。

一方面，双边协商交易是分散式交易，双边合约价格由购售双方协商确定，带有较强的个体特征，导致不同合约价格差异明显。与此同时，一个双边协商市场通常具有多个（几百上千个）合约，使得整个市场价格分散而复杂，并非单一的市场价格。

另一方面，双边协商市场价格以购售双方的缔约关系为载体。由于电力商品具有同质性，双边缔约关系通常难以长久维持，表现出较强的随机性和偶然性，从而导致（基于缔约关系考虑的）合约价格很难形成长时间的稳定序列。

在高比例水电电力市场中，水电价值与系统总蓄水量密切相关，不同月份的供需比差异悬殊，导致不同月份市场主体在协商中的态度和策略也会相应转变，这进一步提高了双边协商市场电价的预测难度。

上述特征使得传统的电价预测方法难以适用，合约价格失去了稳定的载体，需要寻找其他间接载体及较为稳定的价格的表达关系。因此，如何对双边协商交易等关键交易方式的价格机理进行解析，找到合适的电价预测方法，成为高比例水电电力市场环境中的再一关键问题。