新型電力系統(tǒng)中促進新能源消納的電力現(xiàn)貨市場交易機制研究

陳藝華，張 煒，張成剛，張 耀，烏鵬濤

（1.國網(wǎng)陜西省電力有限公司調(diào)控中心，陜西 西安 710048；2.西安交通大學電氣工程學院，陜西 西安 710049）

0 引言

非化石能源主要通過轉(zhuǎn)化為電能加以利用，我國于2020 年9 月22 日在聯(lián)合國大會上提出“雙碳”目標，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是電力行業(yè)落實“雙碳”目標的重要舉措。截止2021年底，我國新能源裝機總量為5.92×108kW，占發(fā)電裝機總量的25.52%。預計到2030 年，我國新能源裝機總量將達到1.2×109kW 以上，較2020 年翻一翻還多。新能源裝機總量的增加必然帶來巨大的消納壓力，市場化成為必然選擇。現(xiàn)貨市場是我國電力市場化改革的重點，設計合理的現(xiàn)貨市場交易機制，體現(xiàn)責權對等原則，引導市場主體理性參與，平衡各主體利益分配，實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲協(xié)同高效互動，是促進高比例新能源消納的重要發(fā)展方向[1-4]。

針對新能源消納及現(xiàn)貨市場建設問題，眾多學者做了大量研究。文獻[5-16]總結(jié)國外新能源的市場交易模式，對國內(nèi)現(xiàn)貨市場建設情況及可再生能源消納政策進行介紹，對未來發(fā)展方向進行探討和展望。文獻[17]總結(jié)競爭性電力市場環(huán)境下促進可再生能源消納的典型價格體系，并探討各體系的適用性。文獻[18-20]總結(jié)我國新能源消納情況，分析影響棄風棄光問題的關鍵因素，系統(tǒng)性的提出新能源消納問題的解決措施。文獻[21]設計新能源場站參與電力市場的偏差結(jié)算機制，提出替代利益補償辦法。文獻[22-24]研究富余可再生能源跨區(qū)現(xiàn)貨交易的市場模式、機制以及技術支持系統(tǒng)。文獻[25]針對現(xiàn)貨市場的增量優(yōu)化與全電量優(yōu)化模式進行比較。文獻[26-27]研究不同場景下新能源參與現(xiàn)貨市場對市場價格的影響。文獻[28-33]對省級電力市場中的差價合約、優(yōu)化策略等問題進行分析。文獻[5-33]從不同角度對新能源消納方式及現(xiàn)貨市場機制設計提供有益參考，但對我國新能源保障性消納、現(xiàn)貨市場雙重目標的統(tǒng)籌協(xié)調(diào)等問題研究的仍不夠深入，缺乏實用可行的解決方案。

綜上所述，本文結(jié)合我國新能源保障性消納原則和現(xiàn)貨市場運行特性，提出改進的含新能源參與的現(xiàn)貨市場交易機制。建立了發(fā)電替代機制，在保障市場參與者權益的前提下提升新能源的消納率，對新能源不當報價行為通過增加其獲取市場份額成本的方式予以規(guī)范引導。并構(gòu)建仿真算例驗證所提交易機制對新能源消納的促進作用，為我國高比例新能源現(xiàn)貨市場機制設計提供參考。

1 新能源消納的現(xiàn)貨市場交易機制

1.1 新能源消納機制

國外通常以固定上網(wǎng)電價、配額制、碳排放交易等機制促進新能源消納，而我國一般通過輔助服務來促進新能源的消納。2017 年8 月，我國新一輪電力市場改革確定以廣東、山西等8 個地區(qū)作為第一批試點開展省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場建設。

各試點地區(qū)在機制設計時，整體遵循新能源優(yōu)先消納的思路，新能源不參與市場競價[2]。此方法雖可最大程度保障新能源消納，卻無法承擔電力平衡責任，導致新能源無序發(fā)展、常規(guī)能源與新能源比例失衡，影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。隨著各地區(qū)新能源裝機總量的快速增長，將進一步擠占市場競價機組的發(fā)電空間，造成現(xiàn)貨價格扭曲，不利于現(xiàn)貨市場的健康發(fā)展。此外，一些地區(qū)安排新能源場站部分電量參與現(xiàn)貨競價，雖在一定程度上推進了新能源參與市場化，但由于交易電量較少，存在新能源場站重視程度不夠、報價混亂等問題，所產(chǎn)生的出清價格無法真實反映電網(wǎng)的供需情況，導致現(xiàn)貨市場的價格信號作用失效。隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，不論是將新能源作為邊界條件還是使其部分電量參與現(xiàn)貨市場，均無法適應形勢需要，必須建立火電與新能源全電量同臺競價的現(xiàn)貨市場體系，形成完整充分、統(tǒng)一協(xié)調(diào)的市場運作模式。

1.2 現(xiàn)貨市場交易機制設計原則

基于新能源保障性消納和電力現(xiàn)貨市場建設雙重目標，針對市場競價過程中因客觀預測偏差或主觀報價不合理導致市場出清結(jié)果未能最大化消納新能源的情況，本文提出改進的含新能源參與的現(xiàn)貨市場交易機制設計的核心原則如下：

1）落實新能源保障性消納政策。如果出清結(jié)果中存在未中標新能源且同時火電機組有下調(diào)空間，組織新能源購買火電發(fā)電指標進行替代交易。

2）替代交易不改變系統(tǒng)出清節(jié)點電價。替代交易核心目的是引導新能源合理報價，如再次組織報價出清則造成市場為其不當報價承擔后果，不能體現(xiàn)責權對等原則，也難以促其改進報價策略。

3）最大程度減少替代交易對出清結(jié)果的影響。替代交易應先在節(jié)點內(nèi)開展再在節(jié)點間開展，根據(jù)電源與負荷的匹配情況將節(jié)點分類，設置配套的電價因子，確保不因替代交易導致節(jié)點電價波動過大。

4）替代交易按照價差最大原則匹配。進行發(fā)電替代時，出于鼓勵新能源合理報價的目的，給予報價低的新能源優(yōu)先出清權。

1.3 市場運行流程

電力現(xiàn)貨市場按照時間周期可分為日前、日內(nèi)、實時3 種市場。市場運行流程如圖1 所示，虛線內(nèi)為本文所提發(fā)電替代機制。

圖1 市場運行流程Fig.1 Process of market operation

本文以日前市場為例分析現(xiàn)貨市場運行流程，日內(nèi)及實時市場與日前市場類同，不再重復贅述。市場交易的參與者為火電機組與新能源場站，水電通常作為電網(wǎng)調(diào)頻資源，本文暫不考慮其參與市場交易。此外，節(jié)點電價作為一種能夠有效反映不同時刻、不同位置電能價值的短期邊際成本定價法已被多數(shù)國家采納，因此本文基于采用節(jié)點電價的現(xiàn)貨市場交易機制進行研究。

由圖1 可知，交易開始前由市場參與者申報其分段報價曲線，市場運營者以購電成本最小為目標計算市場預出清結(jié)果。如未出現(xiàn)新能源棄電情況，則該結(jié)果作為最終出清結(jié)果向參與者發(fā)布；如出現(xiàn)新能源棄電，則啟動發(fā)電替代機制：按照價差最大匹配原則，對中標火電機與棄電新能源進行發(fā)電替代，直至棄電電量全部替代或火電機組全部減至最小基礎出力。如替代后仍存在棄電情況，依據(jù)預出清結(jié)果中火電機組開機方式不改變的原則，對無法消納部分不再進行替代。

進行發(fā)電替代時，為避免大量的跨節(jié)點替代對節(jié)點電價影響過大，按照先節(jié)點內(nèi)、后節(jié)點間開展發(fā)電替代（考慮區(qū)域電價與節(jié)點電價原理相同，文中對節(jié)點電價分析同樣適用于區(qū)域電價機制）。組織節(jié)點間發(fā)電替代時，按照保障性消納原則，將新能源場站作為邊界條件計算最大消納情況下市場出清結(jié)果。將節(jié)點內(nèi)發(fā)電替代后形成的初次替代結(jié)果與最大消納出清結(jié)果進行對比，如果仍存在可替代電力，則繼續(xù)開展節(jié)點間發(fā)電替代。按照價差最大匹配原則，完成節(jié)點間的二次替代，形成最終的發(fā)電替代結(jié)果。

1.4 市場結(jié)算機制

市場出清后，可得到由各機組原始申報信息產(chǎn)生的節(jié)點邊際出清價格。如未啟動發(fā)電替代，則按照出清結(jié)果對各中標機組直接進行結(jié)算；如啟動發(fā)電替代，則在結(jié)算時對進行了發(fā)電替代的棄電新能源場站處以一定罰款，并作為補償返還給出讓發(fā)電空間的火電機組，以保障其市場權益。發(fā)電替代的機會成本由實時價格決定而非固定費用，在此基礎上引入補償修正系數(shù)可直接計算補償費用。具體結(jié)算流程如下：

1）計算火電機組和新能源場站發(fā)電結(jié)算電量及費用。結(jié)算價格為市場出清時各節(jié)點的出清電價，結(jié)算電量為進行發(fā)電替代后各機組實際發(fā)出的電量。

2）計算替代交易電量及補償費用。節(jié)點內(nèi)發(fā)電替代中替代雙方機組的結(jié)算價格相同，在出清價格基礎上按照補償修正系數(shù)計算繳納補償費用。節(jié)點間發(fā)電替代中各節(jié)點出清價格不同，結(jié)算時選取配對雙方節(jié)點電價高者作為補償費用的計算電價。

3）匯總以上兩個流程計算結(jié)果形成電費結(jié)算單，將補償費用結(jié)算給被替代的火電機組。

此結(jié)算流程符合激勵相容原則，棄電機組最終的結(jié)算價格低于市場出清價格，可以抑制其非理性博弈高價。將價差費用補償給出讓發(fā)電權的火電機組，可激勵其出讓發(fā)電空間。發(fā)電替代過程中，市場運營機構(gòu)維持中立不發(fā)生費用盈虧，現(xiàn)貨市場不會由此產(chǎn)生不平衡費用，具備較強的實用性。

2 現(xiàn)貨市場出清模型

現(xiàn)貨市場參與者包含火電機組和新能源場站，以購電成本最小為目標，考慮斷面約束及機組性能約束構(gòu)建統(tǒng)一出清模型。

2.1 市場出清模型

2.1.1 目標函數(shù)

本文以市場總購電成本最小為目標函數(shù)，報價低的機組優(yōu)先中標，具體數(shù)學模型如式（1）所示：

式中：N，M分別為參與現(xiàn)貨市場的火電機組和新能源場站數(shù)量；T為總時段數(shù)；S為機組報價總段數(shù)；為火電機組i在t時段第s段的中標出力；為新能源場站j在t時段第s段的中標出力；分別為火電機組i和新能源場站j申報的第s段對應的價格。

2.1.2 約束條件

1）負荷平衡約束。

每個交易時段系統(tǒng)負荷供需平衡約束為：

式中：Dt為t時段系統(tǒng)負荷。

2）機組運行約束。

發(fā)電機組最大最小技術出力約束為：

式中：Ii,t為t時段火電機組i開停機狀態(tài)；分別為火電機組i、新能源場站j在t時段中標出力；分別為火電機組i的最小和最大技術出力；為新能源場站j在t時段預測最大出力。

3）火電機組爬坡率約束。

火電機組在一個時段內(nèi)的出力增減量需要滿足機組的技術爬坡速率約束。即：

4）系統(tǒng)備用容量約束。

各個時段的開機機組出力必須根據(jù)一定的備用比例滿足系統(tǒng)的正負備用容量約束。即：

式中：OUt，ODt分別為系統(tǒng)預留上、下備用系數(shù)。

5）傳輸斷面約束。

對時段t，在斷面f上流過的有功潮流應不大于該斷面穩(wěn)定限額的上限值，不小于斷面穩(wěn)定限額的下限值，其傳輸斷面約束如式（6）所示：

式中：L為負荷節(jié)點數(shù)量，DLoad,l,t為負荷節(jié)點l在t時段的負荷；Gk-f為節(jié)點k對于斷面f的功率轉(zhuǎn)移因子；為斷面f的計劃潮流；qmax,f，qmin,f為斷面f的最大和最小穩(wěn)定限值。

2.2 節(jié)點電價模型

根據(jù)市場出清模型，得到各時段系統(tǒng)負荷平衡約束和斷面潮流約束的拉格朗日乘子，則節(jié)點k在時段t的節(jié)點電價為：

式中：LMPk,t為節(jié)點k在t時段節(jié)點電價；λt為t時段系統(tǒng)負荷平衡約束的拉格朗日乘子；為斷面f最大正向潮流約束的拉格朗日乘子；為斷面f最大反向潮流約束的拉格朗日乘子；F為系統(tǒng)斷面總數(shù)。

2.3 發(fā)電替代機制

2.3.1 目標函數(shù)

節(jié)點內(nèi)市場出清價格不變，可直接進行替換。節(jié)點間發(fā)電替代模型的目標函數(shù)為參與替代的火電機組與新能源場站價差最大。即：

2.3.2 約束條件

火電機組與新能源場站可替代的出力應分別滿足可出讓發(fā)電空間及棄電電力約束，即：

2.4 結(jié)算機制

觸發(fā)發(fā)電替代后，參與替代的火電機組與新能源場站最終出清的機組出力為：

根據(jù)本文所提機制，首先進行節(jié)點內(nèi)發(fā)電替代?；痣姍C組和新能源場站的補償費用與懲罰費用為：

本節(jié)所建立市場出清模型、節(jié)點電價模型用以形成市場出清結(jié)果并計算各節(jié)點電價，發(fā)電替代模型用以在開展發(fā)電替代時計算節(jié)點內(nèi)及節(jié)點間新能源場站與火電機組的替代量，結(jié)算模型用以在結(jié)算環(huán)節(jié)對參與發(fā)電替代各場站的補償與懲罰費用進行計算。

3 算例分析

3.1 算例系統(tǒng)

本文采用IEEE39 節(jié)點系統(tǒng)模擬現(xiàn)貨市場交易驗證所提機制的有效性，IEEE39 節(jié)點系統(tǒng)如圖2 所示。

圖2 IEEE39節(jié)點系統(tǒng)Fig.2 IEEE 39-node system

圖2 中G1-G10 表示發(fā)電機組，1-38 為系統(tǒng)節(jié)點。算例采用高比例新能源系統(tǒng)，設置4 臺火電機組裝機容量2 700 MW，占總裝機55.1%；3 個風電場裝機容量1 200 MW，占總裝機22.49%；3 個光伏電站裝機容量1 000 MW，占總裝機20.41%。

考慮系統(tǒng)中節(jié)點內(nèi)發(fā)電機組單一，為保證節(jié)點內(nèi)發(fā)電替代有效實施，結(jié)合我國電網(wǎng)實際運行情況，將系統(tǒng)分為3 個價格區(qū)域，采用分區(qū)電價形式，系統(tǒng)電源的裝機情況如表1 所示。各類機組均參與市場競價，分段報價區(qū)間150～550 元/MWh。

表1 系統(tǒng)電源裝機情況Table 1 Locations and capacities of generation units

為驗證不同機制下市場交易價格與新能源消納效果差異，本文選取實際運行中目前較多采用的2 種市場機制方案作為對照場景，以對比分析所提機制（場景3）的有效性，具體場景設計如表2 所示。

表2 場景設計Table 2 Scene design

3.2 系統(tǒng)出清情況

不同場景風電及光伏中標出力曲線如圖3 所示，各場景棄電情況如表3 所示。

圖3 不同場景風電及光伏中標出力曲線Fig.3 Wind power and photovoltaic output curves of winning bid under different scenarios

表3 各場景棄電情況Table 3 Electricity abandonment of each scenario MWh

結(jié)合圖3 與表3 可知，在部分夜間及午間低谷時段，新能源消納困難，存在棄電情況。分析系統(tǒng)總體棄電情況，場景2 由于完全采用市場競價，不考慮新能源保障性消納，系統(tǒng)整體消納空間有限時，存在新能源因報價較高而部分出力無法中標的情況，產(chǎn)生額外棄電。場景2 較場景1、場景3 風電棄電增加22.8%，光伏棄電增加31.08%，由于中午時段新能源消納壓力最大，因此光伏棄電增加量高于風電。而場景3 由于采用發(fā)電替代機制實現(xiàn)新能源保障性消納，因此棄電情況與場景1 相同。

不同場景市場出清電價如圖4 所示。

圖4 不同場景市場出清電價Fig.4 Market clearing price under different scenarios

由圖4 可知，場景3 采用本文所提市場機制，在發(fā)生棄電時觸發(fā)發(fā)電替代機制促進新能源消納，但發(fā)電替代機制不改變出清的市場價格，因此場景3計算所得到的市場平均出清電價與場景2 相同。市場出清價格整體隨負荷變化一同波動，負荷早高峰與晚高峰期間，出清價格較高。而早高峰期間由于光伏出力快速增長，發(fā)電側(cè)競爭加劇，因此出清價格低于晚高峰期間。與圖3 對比可知，在新能源參與市場競價而產(chǎn)生增量棄電的時段，由于新能源棄電部分的出力由火電機組發(fā)出，增加了火電機組整體出力，因此場景2、場景3 的出清價格均高于場景1。

場景2、場景3 各區(qū)域市場出清電價如圖5 所示。

圖5 各區(qū)域市場出清價格Fig.5 Market clearing price under different regions

由圖5 可知，部分時段中系統(tǒng)存在阻塞時，各區(qū)域間出清價格存在差異。其中區(qū)域1 發(fā)電單元較多，屬于發(fā)電富余區(qū)域，整體電價偏低；區(qū)域2 負荷較少，發(fā)電單元中僅包含火電和光伏，在夜間光伏無出力時，該區(qū)域?qū)儆谪摵尚枨蟠笥诎l(fā)電出力，因此夜間時段電價較高。日間時段該區(qū)域發(fā)電富余，電價較低。晚高峰時段，區(qū)域2 的外送通道無阻塞，因此與區(qū)域1 價格相同。區(qū)域3 負荷較大，整體電價高于其他兩個區(qū)域。區(qū)域內(nèi)新能源裝機相對占比高，在日間新能源整體出力高時，其市場出清電價與其他區(qū)域接近，而在晚高峰期間，電價高于其他區(qū)域。

3.3 市場結(jié)算情況

各機組不同場景下市場交易平均結(jié)算電價及補償費用如表4 所示。

表4 平均結(jié)算電價及補償費用Table 4 Average settlement price and compensation cost

由表4 可知，火電機組的平均結(jié)算價格要高于風電和光伏?；痣姍C組出力與負荷趨勢相符，在負荷低谷電價低時出力少，負荷高峰電價高時出力多，因此整體平均價格最高。光伏主要出力時段在午間，該時段電價為1 d 中低谷，因此平均結(jié)算價格最低。與場景2、場景3 相比，場景1 平均結(jié)算價格最低，與圖4 中現(xiàn)貨市場出清價格趨勢一致。場景3 中市場出清價格與場景2 相同，但在啟動發(fā)電替代后，相較于場景2、場景3 中火電機組的平均結(jié)算價格將增加，新能源場站有所減少。對比表4 中各機組間發(fā)電替代產(chǎn)生的補償費用，可見區(qū)內(nèi)補償費用總體高于區(qū)外補償費用。機組間的發(fā)電替代主要在區(qū)內(nèi)開展，因不同價區(qū)間存在線路阻塞，發(fā)電替代的方向應與阻塞線路的潮流方向相反才可實現(xiàn)，故可替換量較少。

通過上述對比可見補償機制的設計，使火電機組在出力空間讓渡給清潔能源的同時獲得一定收益，即減少煤炭資源損耗、降低社會碳排放，一定程度上保障了企業(yè)收益。此外，對新能源場站征收的補償費用也可以遏制其在市場的不合理報價，促進現(xiàn)貨市場健康穩(wěn)定運行。

4 結(jié)語

隨著我國新能源裝機的快速增長，消納任務愈發(fā)艱巨。電力市場建設也需要結(jié)合電網(wǎng)發(fā)展特點，尋找高比例新能源背景下的市場模式。本文結(jié)合我國當前現(xiàn)貨市場交易機制，提出了新能源與常規(guī)機組共同參與市場競價情況下促進新能源消納的市場出清模型。設計了發(fā)電替代機制用以解決因市場競價產(chǎn)生的新能源增量棄電問題，并根據(jù)現(xiàn)貨市場統(tǒng)一電價和節(jié)點電價機制提出了針對性的實施方案。所提機制在保障市場參與者各方權益的同時，實現(xiàn)新能源的最大化消納，對我國“雙碳”目標下促進新能源消納的電力現(xiàn)貨市場機制設計有參考和指導意義。