西北電網(wǎng)調(diào)峰市場與電能量市場耦合運作模式探討

王鵬，任沖，李信，王世杰，姜楠

(1. 國家電網(wǎng)公司西北分部，西安710048；2. 廣東電網(wǎng)有限公司廣州供電局，廣州510060；3. 陜西秦嶺發(fā)電有限公司，陜西 渭南714206)

0 引言

當(dāng)前隨著新能源規(guī)模不斷擴大，電網(wǎng)調(diào)峰矛盾日益突出，調(diào)峰市場構(gòu)建已成為焦點問題。文獻[1 - 4]立足于省級電網(wǎng)，分別從省內(nèi)調(diào)峰需求、機組調(diào)節(jié)性能、考核補償和交易方式等方面進行了探討；文獻[5]立足于省間交易，針對省間低谷調(diào)峰市場，分析了調(diào)峰提供方的調(diào)峰成本和受用方產(chǎn)生的效益；文獻[6]提出多區(qū)域互聯(lián)系統(tǒng)考慮大規(guī)模風(fēng)電接入下的熱電聯(lián)合調(diào)度模型；文獻[7 - 8]結(jié)合東北區(qū)域電網(wǎng)大規(guī)模風(fēng)電消納的實際需求，介紹了東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場的設(shè)計目標(biāo)、基本原理、市場規(guī)則、實踐情況等。上述文獻為深化西北電網(wǎng)調(diào)峰市場建設(shè)提供了有益參考。

當(dāng)前西北電網(wǎng)調(diào)峰市場是傳統(tǒng)意義上的“離線”市場，基本運作原理是以日前預(yù)估的“棄風(fēng)棄光電量”作為需求邊界，火電廠進行單邊報價并排序形成“出清價格”，產(chǎn)生的市場費用由新能源電場按發(fā)電量占比分攤，如圖1所示。

圖1 當(dāng)前西北電網(wǎng)調(diào)峰市場基本運作原理Fig.1 Basic operation principle of current peaking market of Northwest Power Grid

調(diào)峰市場從時間維度上分為日前市場和日內(nèi)市場[9]，日內(nèi)市場是以日前市場為邊界，針對日內(nèi)富裕新能源電量，仍按照上述的報價排序來出清；從地理維度上分為省內(nèi)市場和省間市場，省內(nèi)市場優(yōu)先于省間市場運作，省間市場以省內(nèi)市場為邊界，針對本省無法消納的富裕新能源，由鄰省來進行報價排序并出清。從而形成了完整的“日前+日內(nèi)”、“省內(nèi)+省間”調(diào)峰市場體系。

鑒于“離線”調(diào)峰市場以日前計劃出力(省間市場)或50%額定容量(省內(nèi)市場)作為設(shè)定的補償基準，并不通過實時配置來確定，因此易產(chǎn)生市場補償邊界不清、調(diào)節(jié)資源錯配問題。本文旨在探索調(diào)峰與電能量市場的在線化耦合模式，實時計算調(diào)峰貢獻量，即時反饋調(diào)節(jié)效果，實現(xiàn)各級市場的有序銜接。

1 當(dāng)前“離線”的調(diào)峰市場模式存在問題

1.1 調(diào)峰和電能量市場邊界不清，補償基準混淆

對于省內(nèi)調(diào)峰而言，西北電網(wǎng)“兩個細則”[10]定義了火電機組額定容量50%以上常規(guī)調(diào)節(jié)部分的補償標(biāo)準：以100%額定容量為補償基準，向下調(diào)節(jié)到70%的調(diào)節(jié)部分(圖2左上區(qū)左斜線)為第一檔常規(guī)調(diào)峰貢獻電量；以70%額定容量為補償基準，向下調(diào)節(jié)到50%的調(diào)節(jié)部分(圖2左上區(qū)豎線)為第二檔常規(guī)調(diào)峰貢獻電量。

西北電網(wǎng)省內(nèi)深度調(diào)峰市場[10]則定義了額定容量50%以下的深度調(diào)峰補償標(biāo)準：以額定容量50%為補償基準，向下調(diào)節(jié)到40%的部分(圖2右下區(qū)右斜線)為第一檔深度調(diào)峰貢獻電量；額定容量40%再向下的調(diào)節(jié)部分(圖2右下區(qū)豎線)為第二檔深度調(diào)峰貢獻電量。可以看出，省內(nèi)調(diào)峰市場默認以火電機組額定容量的50%，作為調(diào)峰市場和電能量市場的邊界。

對于西北電網(wǎng)省間調(diào)峰市場[11 - 12]而言，是以日前計劃出力為補償基準，向下調(diào)節(jié)到50%的部分(圖2.2左斜線)為第一檔省間調(diào)峰貢獻電量；以50%額定容量為補償基準，向下調(diào)節(jié)到40%的調(diào)節(jié)部分(見圖3豎線)為第二檔省間調(diào)峰貢獻電量；額定容量40%再向下的調(diào)節(jié)部分(圖3右斜線)為第三檔省間調(diào)峰貢獻電量?？梢钥闯?，省間調(diào)峰市場默認為以火電機組日前計劃出力，作為調(diào)峰市場和電能量市場的邊界。

可見，當(dāng)前無論省內(nèi)還是省間調(diào)峰市場，都是采用提前預(yù)設(shè)的方式確定調(diào)峰市場與電能量市場間的邊界，而并非基于實時計算的基準，因此存在不同程度的“過補償”或“欠補償”現(xiàn)象。省內(nèi)和省間市場在同一調(diào)節(jié)區(qū)間還可能存在補償“重疊”的情況。

圖2 西北“兩個細則”和“省內(nèi)深度調(diào)峰市場”火電補償基準示意圖Fig.2 Schematic diagram of Northwest “Two Rules” and “Deep Peaking Market in the province”thermal power compensation benchmark

1.2 將全部新能源視作“負荷”承擔(dān)付費，未體現(xiàn)其“電源”屬性

從系統(tǒng)平衡角度講，新能源預(yù)測出力實質(zhì)上承擔(dān)了“電源”的作用。只有新能源實際出力較預(yù)測偏小，才起到反向“負荷”的作用。而當(dāng)前調(diào)峰市場由全部新能源承擔(dān)付費[13]，未區(qū)分新能源不同部分所對應(yīng)的不同屬性，因此有失偏頗。

1.3 純“下調(diào)”市場，未體現(xiàn)“上調(diào)”市場價值

當(dāng)前“離線”調(diào)峰市場默認只在棄風(fēng)棄光情況下啟動，所以只有火電給新能源提供“向下調(diào)節(jié)”的單一品種，未體現(xiàn)系統(tǒng)正平衡不足時火電“向上調(diào)節(jié)”的市場價值[14]。

1.4 當(dāng)前模式結(jié)算效率低，市場反饋慢

當(dāng)前調(diào)峰市場采取的是“日前出清、日內(nèi)執(zhí)行、月后結(jié)算”的模式，結(jié)算結(jié)果一般到月后才能公布，發(fā)電主體對參與調(diào)峰市場調(diào)節(jié)的“感知”遲緩，不利于形成改良調(diào)節(jié)效果的有效反饋。

由此可見，上述問題根源在于當(dāng)前調(diào)峰市場采用“離線”模式，使得調(diào)峰市場和電能量市場間界限模糊，未能實現(xiàn)協(xié)調(diào)運轉(zhuǎn)。所以解決問題的關(guān)鍵在于清晰梳理調(diào)峰和電能量兩級市場的邊界，統(tǒng)一補償基準，實現(xiàn)“在線”耦合運作。

2 調(diào)峰市場和電能量市場的供需關(guān)系梳理

在新能源預(yù)測邊界下，火電用于平衡實時用電負荷和聯(lián)絡(luò)線計劃的出力，應(yīng)作為滿足電能量市場的火電基準出力。于是，新能源預(yù)測出力和火電基準出力就作為電能量市場的供應(yīng)方，實際用電負荷及聯(lián)絡(luò)線計劃作為電能量市場的需求方。

火電在基準出力上的再調(diào)節(jié)(大概率是深度調(diào)峰)，就體現(xiàn)為對新能源偏差部分承擔(dān)的調(diào)節(jié)[15]。因此火電在基準出力上的再調(diào)節(jié)部分作為供應(yīng)方，新能源實際較預(yù)測的偏差部分作為需求方，納入到調(diào)峰市場范疇。詳見表1。

表1 電能量和調(diào)峰兩級市場的供需方關(guān)系Tab.1 Relationship between supply and demand in the two-level market of electric energy and peaking

對于新能源偏差有2種情況。

1)實際高于預(yù)測的正偏差。此時新能源預(yù)測出力全部參與電能量市場的平衡；而實發(fā)高于預(yù)測的正偏差部分，則需要啟動向下調(diào)節(jié)的“負調(diào)峰市場”來平衡，如圖4所示。

圖4 新能源正偏差情況下的兩級市場對應(yīng)關(guān)系Fig.4 Correspondence relationship between the two levels of market under the condition of new energy positive deviation

2)實際低于預(yù)測的負偏差。此時新能源實發(fā)出力全部參與電能量市場平衡；而實發(fā)低于預(yù)測的負偏差部分，則需要啟動向上調(diào)節(jié)的“正調(diào)峰市場”來平衡，如圖5所示[16]?？梢钥闯?，正調(diào)峰市場(或稱“備用市場”)彌補了當(dāng)前模式只有“下調(diào)”市場的不足，充分反映了“上調(diào)”市場的價值。

圖5 新能源負偏差情況下兩級市場對應(yīng)關(guān)系Fig.5 Correspondence relationship between the two levels of market under the negative bias of new energy

3 對當(dāng)前“離線”調(diào)峰市場模式改進的思路

需要說明的是，對當(dāng)前“離線”調(diào)峰市場的改進，并不是要改變?nèi)涨?、日?nèi)報價出清的操作流程。當(dāng)前日前報價排序出清決定日前中標(biāo)主體，日內(nèi)報價排序出清決定實時中標(biāo)主體的做法仍然保留。需要改進的只是在實時層面對火電機組基準出力的確定、對調(diào)節(jié)貢獻量的實時計算和結(jié)算反饋，這樣才能實現(xiàn)調(diào)峰市場與電能量市場的在線耦合和有序銜接。

3.1 火電機組基準出力由“日前計劃確定”改為“實時在線配置”

如上所述，火電機組調(diào)峰基準不應(yīng)按日前計劃提前設(shè)定，而應(yīng)在實時邊界下在線配置。

對于日前調(diào)峰市場而言，火電機組計劃出力就是滿足電能量市場后、進入調(diào)峰市場前的基準出力。如圖6所示。

圖6 日前調(diào)峰市場的火電基準出力示意圖Fig.6 Schematic diagram of the benchmark power output of the peaking market a few days ago

到了實時層面，保持新能源預(yù)測值和聯(lián)絡(luò)線計劃不變，只將“日前預(yù)測負荷”更新“實時負荷”，并根據(jù)AGC預(yù)定策略重新分配火電機組出力，即得到各火電機組在實時層面承擔(dān)電能量市場后、進入調(diào)峰市場前的基準出力，如圖7所示。這個基準出力就作為各層級調(diào)峰市場的唯一基準，解決了當(dāng)前模式下基準不統(tǒng)一的問題。

圖7 實時調(diào)峰市場的火電基準出力示意圖Fig.7 Schematic diagram of thermal power benchmark output in real-time peaking market

將火電機組基準出力由“日前計劃確定”改為“實時在線配置”有2個優(yōu)點：1)找準了反映實時調(diào)峰和電能量市場的真實邊界，解決了采取機組50%額定容量或日前計劃出力為基準的“過補償”或“欠補償”問題；2)統(tǒng)一了省內(nèi)、省間市場的補償基準，實現(xiàn)兩級市場的無縫銜接，解決了“重疊補償”的問題。

3.2 火電機組調(diào)峰貢獻電量由“出清目標(biāo)認定”改為“實時積分計算”

當(dāng)前“離線”調(diào)峰市場執(zhí)行的是“日前出清目標(biāo)認定”法，即默認日前計劃出力這個基準未變，機組最終出力與目標(biāo)出力的差額即為少調(diào)節(jié)的量。其根本問題仍是默認日前計劃基準在實時不會發(fā)生變化。

按照上述思路，基準出力改為“實時在線配置”后，“日前出清目標(biāo)認定”法就不再適用，必須實時計算火電機組積分貢獻電量。具體操作如下。

在確定實時基準出力的基礎(chǔ)上，再將“日前新能源預(yù)測出力”更新為“實時新能源出力”。此時火電機組較基準出力產(chǎn)生的積分電量，即為對新能源偏差部分的調(diào)節(jié)貢獻，納入到調(diào)峰市場范疇，如圖8所示。

圖8 進入實時調(diào)峰市場后的火電機組調(diào)節(jié)貢獻示意圖Fig.8 Thermal power unit adjustment after entering the real-time peaking market contribution diagram

火電機組調(diào)峰貢獻電量改為“實時積分計算”的優(yōu)點有：一是能夠精確反映火電的實際調(diào)節(jié)貢獻效果；二是針對新能源正負偏差，能清晰區(qū)分出向上和向下兩個方向的調(diào)峰品種，從而解決了當(dāng)前模式只有“純下調(diào)”品種的局限性。如圖9所示。

圖9 火電在調(diào)峰市場中的向上、向下雙向調(diào)節(jié)示意圖Fig.9 Schematic diagram of up down bidirectional adjustment of thermal power in the peaking market

首先需要說明的是，由“日前出清目標(biāo)認定”向“實時積分計算”的轉(zhuǎn)變，并非取消日前和日內(nèi)調(diào)峰市場出清，因為日前和日內(nèi)調(diào)峰市場的中標(biāo)主體仍需要通過報價排序來確定，只不過日前、日內(nèi)中標(biāo)主體的具體貢獻都要通過“實時積分計算”而非“日前出清目標(biāo)認定”來確定。

3.3 調(diào)峰市場模式由“事前出清+事后結(jié)算”向“實時計算+事中反饋”轉(zhuǎn)變

當(dāng)前調(diào)峰市場模式的基本流程是發(fā)電主體日前報價、排序出清，日內(nèi)執(zhí)行、月后結(jié)算。操作流程繁瑣，周期長，結(jié)算效率低，對市場主體反饋慢。為提高調(diào)峰市場運作效率，應(yīng)改為“實時計算+事中反饋”的新模式，使發(fā)電主體靈敏地“感受”自身調(diào)節(jié)效果[17]，促進良性調(diào)節(jié)。

4 實現(xiàn)調(diào)峰市場和電能量市場耦合運作的具體操作方法

4.1 實時計算火電機組基準出力并積分調(diào)峰電量

如上所述，用“實際用電負荷”替代“預(yù)測用電負荷”，即可得到火電滿足電能量市場后、進入調(diào)峰市場前的實時基準出力。如式(1)—(2)所示。

P計劃火電總基準出力=P預(yù)測用電負荷+P聯(lián)絡(luò)線計劃-
P預(yù)測新能源-P水電

(1)

P實時火電總基準出力=P實際用電負荷+P聯(lián)絡(luò)線計劃-
P預(yù)測新能源-P水電

(2)

在水電出力不發(fā)生變化時，可得出火電總基準出力的變化量如式(3)所示。

ΔP火電總基準出力=P實際火電總基準出力-P計劃火電總基準出力
=P實際負荷-P預(yù)測負荷

(3)

將這個變化量按系統(tǒng)預(yù)定的AGC策略分配到每臺機組(為敘述方便，本文采取平均分配方式)，即得到每臺火電機組進入到調(diào)峰市場前的基準出力曲線，如式(4)—(5)所示。

ΔP火電機組i=ΔP火電總基準出力/n

(4)

P火電機組i調(diào)峰基準=P火電機組i計劃+ΔP火電機組i

(5)

于是該機組實際出力與基準出力之間形成的積分量，即為該機組在調(diào)峰市場的貢獻電量。用Q代表積分電量，t代表統(tǒng)計周期，機組為i，對應(yīng)所在的控制區(qū)內(nèi)有n臺機組。于是正調(diào)峰市場電量計算如(6)所示。

(6)

相應(yīng)地，負調(diào)峰市場電量計算如式(7)所示。

(7)

4.2 向省內(nèi)深調(diào)市場和省間調(diào)峰市場的同步傳遞

以電能量市場為樞紐，向下調(diào)節(jié)延伸到“負調(diào)峰市場”，向上調(diào)節(jié)延伸到“正調(diào)峰市場”，就形成了“負調(diào)峰市場-電能量市場-正調(diào)峰市場”的各層級完整市場體系[17]，如圖10所示。

圖10 各層級調(diào)峰市場邊界及傳遞觸發(fā)圖Fig.10 Peaking market boundary of all levels and delivery trigger map

當(dāng)省內(nèi)負調(diào)峰能力用盡仍無法滿足負調(diào)峰市場需求(新能源消納)時，則啟動“省內(nèi)深調(diào)市場”和“省間負調(diào)峰市場”；當(dāng)省內(nèi)正調(diào)峰能力用盡仍不能滿足正調(diào)峰市場需求(電力平衡)時，則啟動“省間正調(diào)峰市場”。

對于提供“省間負調(diào)峰”的省而言，不僅要計算滿足自身電能量市場的第一級基準出力(負荷變化)，還要計算滿足自身調(diào)峰市場的第二級基準出力(新能源變化)。機組在第二級基準上再開展的“下調(diào)”服務(wù)，才應(yīng)納入到省間負調(diào)峰市場的范疇。

為與第一級基準出力的變化量ΔP火總區(qū)分開來，采用ΔP′火總代表第二級基準出力的變化量。ΔP′火總相較ΔP火總而言，不僅考慮實際負荷偏差的影響，同時也要考慮實際新能源偏差的影響。將ΔP′火總按照AGC預(yù)定策略分解到機組，得到每臺機組的ΔP′火i， 也就得到了每臺機組負調(diào)峰市場的基準出力。具體如式(8)—(9)所示。

ΔP′火總=P實際負荷-P預(yù)測負荷+
P預(yù)測新能源-P實際新能源

(8)

ΔP′火i=ΔP′火總/n

(9)

當(dāng)ΔP′火總<0時，對應(yīng)為啟動省間負調(diào)峰市場。積分電量計算公式如式(10)—(11)所示。

P火電機組i省間負調(diào)峰市場基準=(P火電機組i計劃+ΔP′火i)<
P火電機組i計劃

(10)

(11)

當(dāng)ΔP′火總>0時，對應(yīng)啟動省間正調(diào)峰市場。積分電量計算公式如式(12)—(13)所示.

P火電機組i省間正調(diào)峰市場基準=(P火電機組i計劃+ΔP′火i)>
P火電機組i計劃

(12)

(13)

4.3 實時計算調(diào)峰市場價格并反饋給調(diào)節(jié)主體

設(shè)B代表額度。需求省機組為i，共有n臺。提供省間調(diào)節(jié)的機組為j，共有v臺參與。假設(shè)需求省第一級基準出力在[70%，100%]之間，按照“兩個細則”對應(yīng)補償標(biāo)準為0.007 元/kWh；提供省間負調(diào)峰省的第二級基準出力在[50%，70%]之間，按照“兩個細則”對應(yīng)補償標(biāo)準為0.035 元/kWh。設(shè)省內(nèi)深度調(diào)峰市場在[40%，50%]部分的調(diào)峰出清價格為SN1，40%以下的調(diào)峰價格定為SN2。省間調(diào)峰市場在50%以上的價格定為SJ1，[40%，50%]的價格定為SJ2，40%以下的調(diào)峰價格取為SJ3。則考慮省內(nèi)常規(guī)、省內(nèi)深調(diào)和省間調(diào)峰的負調(diào)峰市場總額度如式(14)所示。

(14)

用該額度除以新能源正偏差總電量，即得到新能源正偏電量承擔(dān)負調(diào)峰市場付費的度電成本[18]。如式(15)所示。

(15)

考慮到新能源波動性較強，正偏差總量應(yīng)按照統(tǒng)計周期內(nèi)，每個產(chǎn)生正偏差的新能源電場的偏差量比例來分攤到個體。用l代表本省的新能源電場，共有w個。每個新能源電場的付費計算如式(16)所示。

(16)

對于正調(diào)峰的情況，仍設(shè)本省的第一級基準出力在[70%，100%]之間，對應(yīng)補償標(biāo)準為0.007元/kWh；提供省間正調(diào)峰省的第二級基準出力在[50%，70%]之間，對應(yīng)補償標(biāo)準為0.035元/kWh。如式(17)所示。

(17)

這樣該額度除以新能源的負偏差電量，即得到新能源承擔(dān)正調(diào)峰市場付費的度電成本。如式(18)所示。

(18)

正調(diào)峰市場對應(yīng)于新能源負偏差電量。即應(yīng)按照統(tǒng)計周期內(nèi)，每個產(chǎn)生負偏差的新能源電場的偏差量比例來分攤到個體[19]。設(shè)l代表新能源電場，共有w個。每個新能源電場的付費計算如式(19)所示。

(19)

這樣就形成了基于正、負調(diào)峰市場付費度電成本的價格信號并即時反饋主體，達到了實時形成需求、實時計算貢獻量、實時反饋價格引導(dǎo)、實時配置資源的成熟市場目標(biāo)。

5 算例

設(shè)某系統(tǒng)由X1—X5 5個風(fēng)電場和H1—H5 5臺火電機組組成(火電機組均為容量300 MW，最小技術(shù)出力150 MW)。按新能源“整體正偏”、“整體負偏”兩種情況，以及“本省提供深調(diào)”、“臨省提供負調(diào)峰”和“臨省提供正調(diào)峰”5種典型情況進行分析。

5.1 情況一：新能源整體正偏

由于實際負荷較計劃增加50 MW，于是第一級基準出力就是每臺火電計劃出力各增加10 MW，達到260 MW。考慮到新能源實際出力較預(yù)測增加100 MW，每臺火電目標(biāo)出力應(yīng)達到240 MW，于是新模式下調(diào)峰市場貢獻量相應(yīng)為(24-26)×10=-20 MWh，負值代表負調(diào)峰貢獻。而原模式以機組額定容量作為起補基準，計算每臺機組調(diào)峰貢獻量為(24-30)×10=-60 MWh?？梢姡Ｊ酱嬖诿黠@“過補償”的情況。

新能源整體正偏情況詳見附表1。

5.2 情況二：新能源整體負偏

由于實際負荷較計劃增加50 MW，第一級基準出力仍為260 MW。但考慮新能源實際出力較計劃減少50 MW，這樣每臺火電的目標(biāo)出力達到270 MW，于是新模式下調(diào)峰市場貢獻量為(27-26)×10=10 MWh，正值代表正調(diào)峰貢獻。而原模式下仍以火電機組額定容量作為起補基準，對應(yīng)每臺機組的調(diào)峰貢獻量為(27-30)×10=-30 MWh，體現(xiàn)的卻是負調(diào)峰貢獻，存在不對應(yīng)性問題。

新能源整體負偏情況詳見附表2。

5.3 情況三：深度調(diào)峰市場

由于實際負荷較計劃增加50 WW，于是第一級基準出力達到190 MW?？紤]到新能源電場實際出力較計劃共增加250 MW，這樣每臺火電的目標(biāo)目標(biāo)出力就達到140 MW，低于最小技術(shù)出力150 MW。于是新模式下從190 MW基準減到150 MW的部分，就是常規(guī)負調(diào)節(jié)市場貢獻量，即(15-19)×10=-40 MWh；而深度調(diào)峰市場貢獻量為(14-15)×10=-10 MWh。原模式下雖然也以150 MW作為機組深度調(diào)峰的起補基準，但對于常規(guī)負調(diào)峰市場貢獻量的計算，卻是以額定容量作為起補基準，這樣每臺機組常規(guī)負調(diào)峰市場貢獻量為(15-30)×10=-150 MWh，存在明顯過補償現(xiàn)象。

深度調(diào)峰市場情況詳見附表3。

5.4 情況四：提供省的負調(diào)峰提供情況(詳見附表4)

若提供省自身未開展深調(diào)，則相應(yīng)省間調(diào)峰需求可傳遞到該省。這樣需求省下調(diào)50 MW的需求通過聯(lián)絡(luò)線傳遞到提供省，使得提供省的聯(lián)絡(luò)線計劃值由原來的-100 MW疊加到-150 MW。

設(shè)提供省的也由5個風(fēng)電場和5臺300 MW火電機組組成。由于實際負荷較計劃增加100 MW，于是第一級基準出力仍是在5臺火電機組平均計劃值上各增加20 MW，達到190 MW?？紤]到提供省自身新能源電場實際出力較計劃共增加50 MW，這樣每臺火電的第二級基準出力達到180 MW。最后考慮聯(lián)絡(luò)線計劃下調(diào)至-150 MW后，各機組平均目標(biāo)出力應(yīng)為170 MW，每臺機組恰好較第二級基準出力下調(diào)了-10 MW，實現(xiàn)了下調(diào)需求的傳遞和分解。

而若按原模式運作，火電調(diào)峰基準為日前計劃值170 MW，低于新模式下的第二級基準值180 MW，因此原模式存在“欠補償”現(xiàn)象。

提供省的負調(diào)峰提供情況詳見附表4。

5.5 情況五：鄰省提供省間正調(diào)峰市場

對于發(fā)生正調(diào)峰的需求省而言，由于實際風(fēng)電全部為0，普遍低于預(yù)測，導(dǎo)致火電理論出力均高于額定容量，每臺機組超出30 MW，共有150 MW的上調(diào)量需求，要通過聯(lián)絡(luò)線傳遞到提供省，使得提供省的聯(lián)絡(luò)線計劃值由原來的100 MW疊加為250 MW。

設(shè)提供省的情況也由5個風(fēng)電場和5臺300 MW火電機組組成。由于實際負荷較計劃增加50 MW，于是提供省第一級基準出力是在5臺火電機組計劃值上平均各增加10 MW，達到240 MW。考慮到提供省自身新能源電場實際出力較計劃共增加50 MW，這樣每臺火電的第二級基準出力為230 MW。最后考慮聯(lián)絡(luò)線計劃上調(diào)50 MW至250 MW后，各機組平均出力應(yīng)為260 MW，每臺機組恰好較第二級基準出力下調(diào)了30 MW，從而實現(xiàn)了上調(diào)需求的傳遞和分解。

鄰省提供省間正調(diào)峰市場中需求省的正調(diào)峰需求情況見附表5，提供省的正調(diào)峰提供情況見附表6。

6 結(jié)語

本文旨在構(gòu)建調(diào)峰與電能量市場的在線耦合模式：通過在線分割調(diào)峰和電能量市場邊界，形成火電統(tǒng)一基準出力；即時計算積分貢獻量和調(diào)峰市場價格直觀反饋收益，促進發(fā)電主體改善調(diào)節(jié)效率；通過理清“省內(nèi)調(diào)峰市場”和“省間調(diào)峰市場”的邊界和啟動傳遞條件，實現(xiàn)有序銜接。最后通過分析5種典型市場情況，驗證了基于電能量和調(diào)峰市場耦合運作的新模式，在準確體現(xiàn)市場價值、提升調(diào)節(jié)效率和促進主體調(diào)節(jié)積極性方面具備的優(yōu)越性。