考慮高比例新能源消納和火電機組調(diào)峰補償?shù)碾娏ΜF(xiàn)貨市場交易機制設(shè)計

摘 要：針對新能源參與市場競爭和保障性消納的矛盾，設(shè)計高比例新能源電力系統(tǒng)現(xiàn)貨市場交易機制。首先，考慮到新能源的市場性消納，對電力現(xiàn)貨市場現(xiàn)有出清機制進行改進，在新能源和火電機組共同參與市場競價的交易環(huán)境下建立出現(xiàn)棄風棄光時觸發(fā)的發(fā)電替代模型，調(diào)動火電機組調(diào)峰能力，由新能源替代火電進行發(fā)電；其次，提出激勵相容的結(jié)算機制，由新增消納空間的新能源給予火電機組調(diào)峰補償；最后，對不同調(diào)度場景進行仿真計算，結(jié)果表明所提機制能夠在電力現(xiàn)貨市場中實現(xiàn)調(diào)峰資源的供需匹配，促進新能源市場化消納的同時補償火電機組調(diào)峰費用，保證市場主體競爭公平、收益合理。

關(guān)鍵詞：可再生能源；電力市場；機制設(shè)計；發(fā)電替代；消納；調(diào)峰

中圖分類號：F407.61 文獻標志碼：A

DOI：10.19912/j.0254-0096.tynxb.2023-0585

文章編號：0254-0096（2024）08-0164-10

華北電力大學 新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，保定 071003

0 引 言

發(fā)展新能源是支撐新型能源體系建設(shè)和構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、助力實現(xiàn)碳達峰碳中和的重要途徑［1-3］。近年來，以風電、光伏為代表的新能源裝機容量逐年增加，但新能源發(fā)電的反調(diào)峰特性給新能源的消納帶來了嚴峻挑戰(zhàn)［4］。在現(xiàn)貨市場建立前，為了激勵火電機組主動參與深度調(diào)峰，中國部分地區(qū)單獨設(shè)立了調(diào)峰輔助服務市場［5］，而在現(xiàn)貨市場建立后，現(xiàn)貨市場可實現(xiàn)全電量優(yōu)化機組出力，調(diào)峰輔助服務市場無需再單獨作為一個市場存在［6］，所以如何實現(xiàn)現(xiàn)貨市場與調(diào)峰輔助服務市場的融合、在現(xiàn)貨市場中補償火電機組調(diào)峰費用，是電力現(xiàn)貨市場機制必須解決的問題。

為了給新能源預留足夠的優(yōu)先發(fā)電空間，目前國內(nèi)電力現(xiàn)貨試點大多采用新能源優(yōu)先消納或者報量不報價參與市場的方式［7-8］，這雖然可最大程度保障新能源消納，但新能源因無償“搭車”火電機組的調(diào)峰能力獲得超額上網(wǎng)電量和利潤空間，有失市場公平性［9］；而在市場環(huán)境下，供電主體的上網(wǎng)電量由競價和供需關(guān)系決定，新能源完全參與市場后存在新增棄風棄光的風險，因此如何在新能源參與市場競爭的前提下保證其消納水平，成為中國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)面臨的新挑戰(zhàn)［10］。

目前國內(nèi)外學者在現(xiàn)貨市場機制建設(shè)、競價策略、出清模型以及收益結(jié)算等方面進行了探索和研究。文獻［11-12］梳理分析了國外典型電力市場模式和原理，并提出適合中國電力現(xiàn)貨市場發(fā)展的建議；文獻［13］深入分析了國內(nèi)外促進新能源消納的市場機制；文獻［14］提出通過修正棄電機組報價實現(xiàn)新能源保障性消納的二次出清機制；文獻［15］構(gòu)建了可實現(xiàn)提前多日優(yōu)化機組開機組合的日前調(diào)度出清模型；文獻［16］指出美國PJM區(qū)域是依靠大量燃氣機組實現(xiàn)的靈活調(diào)峰；文獻［17］設(shè)計的機制可推動省間、省內(nèi)多個市場的有序銜接，促進調(diào)峰資源的有效利用；文獻［18］針對中國現(xiàn)貨市場全面建成前的過渡期，設(shè)計了考慮可再生能源參與的調(diào)峰市場交易機制，激勵各類資源提供調(diào)峰服務。但上述研究未能在現(xiàn)貨市場中實現(xiàn)調(diào)峰補償，也未能統(tǒng)籌協(xié)調(diào)新能源市場競爭和保障性消納這一雙重目標。

基于上述分析，本文設(shè)計考慮新能源消納和調(diào)峰補償?shù)碾娏ΜF(xiàn)貨市場交易機制，建立在出現(xiàn)棄風棄光時觸發(fā)的發(fā)電替代模型，提出激勵相容的結(jié)算機制，由新增消納空間的新能源給予火電機組調(diào)峰補償。最后進行算例分析，驗證所提機制的有效性。

1 機制設(shè)計原則和流程

1.1 機制設(shè)計原則

1）新能源報量報價參與市場。新能源優(yōu)先消納或者報量不報價參與市場的方式不利于新能源場站培養(yǎng)參與市場競爭的意識，也不利于市場發(fā)現(xiàn)電能量的真實價格。在高比例新能源電力系統(tǒng)中，新能源成為主體電源，理應承擔起維護市場主體公平競價的責任以保證市場公平有序發(fā)展，所以新能源應該報量報價參與市場，與火電機組同臺競價、統(tǒng)一出清。

2）保障新能源消納水平和補償火電機組調(diào)峰費用。如果出現(xiàn)新能源因報高價而無法中標產(chǎn)生棄電的行為，觸發(fā)發(fā)電替代機制，調(diào)動火電機組下調(diào)出力，為棄電的新能源出讓發(fā)電空間以保障新能源消納水平，同時要求新增消納空間的新能源補償調(diào)峰機組的調(diào)峰費用，體現(xiàn)“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的市場化原則。

3）保證市場運營機構(gòu)收支平衡。市場運營機構(gòu)作為非盈利方要保持中立，避免在交易結(jié)算中產(chǎn)生不平衡資金，為此在觸發(fā)發(fā)電替代機制后，調(diào)峰補償費用應完全由新增消納空間的新能源承擔。

1.2 市場機制運行流程

基于以上設(shè)計原則，以日前市場為例描述現(xiàn)貨市場的運行流程，如圖1所示。

1.2.1 申報機制

為了實現(xiàn)調(diào)峰輔助服務市場和現(xiàn)貨市場融合，不再對調(diào)峰輔助服務市場進行獨立的報價和出清，而是在現(xiàn)貨市場中進行全電量出清，各類型機組同臺競價，申報一條遞增的發(fā)電量價階梯曲線：機組可自由選擇機組發(fā)電容量劃分段數(shù)，申報每段的出力區(qū)間起點（MW）、出力區(qū)間終點（MW）以及該區(qū)間的能量價格（元/MWh）。需要注意的是火電機組最小申報出力不再限制為額定容量的50%，而是由機組自主申報運行下限。

1.2.2 出清機制

市場運營機構(gòu)在收集申報信息后，采用安全約束機組組合模型（security-constrained unit commitment，SCUC）和經(jīng)濟調(diào)度模型（economical dispatch，ED）進行預出清，得到機組啟停計劃、出力發(fā)電曲線以及系統(tǒng)邊際電價。

1.2.3 發(fā)電替代機制

如果預出清中未出現(xiàn)新能源棄電，預出清結(jié)果即為最終的發(fā)電計劃；如果出現(xiàn)棄電，在不改變機組啟停計劃的前提下觸發(fā)發(fā)電替代機制：原則是用最少的調(diào)峰費用最大程度調(diào)用調(diào)峰資源減少新能源棄電，體現(xiàn)價格選擇的市場屬性，同時保障新能源消納水平。

沿用調(diào)峰輔助服務市場根據(jù)調(diào)峰深度分段補償?shù)乃悸?，利用預出清的出清電價和現(xiàn)貨電能量市場的階梯報價以補償不同調(diào)峰階段中因調(diào)峰而失去的現(xiàn)貨市場收益，即經(jīng)濟學中的機會成本。常規(guī)調(diào)峰階段機組的機會成本就是電能量市場收益，故以調(diào)峰時刻的出清電價作為單位調(diào)峰電能補償價格；不投油調(diào)峰和投油調(diào)峰階段機組損耗大幅增加，機會成本也隨之增大，應加大補償力度，分別以機組在現(xiàn)貨電能量市場的次高檔、最高檔報價作為投油調(diào)峰和投油調(diào)峰階段的單位調(diào)峰電能補償價格。

發(fā)電替代后，按預出清中棄電新能源的發(fā)電比例給新能源分配新增消納空間。

1.2.4 結(jié)算機制

1） 火電機組結(jié)算?；痣姍C組的收益包括電能量收益和調(diào)峰補償收益兩部分：電能量收益按照發(fā)電替代后實際發(fā)出的電量和現(xiàn)貨出清電價結(jié)算；調(diào)峰補償收益等于實際調(diào)用的各檔調(diào)峰補償費用之和。

2） 新能源結(jié)算。調(diào)峰補償費用應完全由新增消納空間的新能源承擔。新能源的最終收益等于電能量收益減去按分攤系數(shù)分攤的調(diào)峰費用，電能量收益結(jié)算規(guī)則同火電機組。

這種結(jié)算機制不會給市場運營機構(gòu)帶來新的不平衡資金，可執(zhí)行性強。

2 電力現(xiàn)貨市場出清模型

2.1 考慮新能源競價的現(xiàn)貨市場預出清模型

2.1.1 目標函數(shù)

以購電成本最小化為該模型的目標函數(shù)，包括火電機組發(fā)電成本、啟停成本和新能源發(fā)電成本。

[minm=1Mt=1Ti=1NgC gi，mΔtP gi，t，m+t=1Ti=1NgC oni，t+m=1Mt=1Tj=1NwC wj，mΔtP wj，t，m] （1）

式中：[M]——機組申報的報價分段數(shù)；[Ng]、[Nw]——火電機組、新能源機組臺數(shù)；[T]——調(diào)度的總時段數(shù)；[Δt]——優(yōu)化時段[t]的時間間隔，h；[Cgi，m]、[Cwj，m]——火電機組[i]、新能源機組[j]第[m]段出力區(qū)間的能量報價，元/MWh；[Pgi，t，m]、[Pwj，t，m]——火電機組[i]、新能源機組[j]在時段[t]第[m]段出力區(qū)間的中標出力，MW；[Coni，t]——火電機組[i]在時段[t]的啟停機費用，元。

2.1.2 系統(tǒng)負荷平衡約束

[i=1NgPgi，t+j=1NwPwj，t=Dt] （2）

式中：[Pgi，t]、[Pwj，t]——火電機組[i]、新能源機組[j]在時段[t]的出力，MW；[Dt]——時段[t]的系統(tǒng)負荷，MW。

2.1.3 系統(tǒng)備用約束

[i=1Ngui，tPg，maxi+j=1NwPw，maxj，t≥Dt+Rupt] （3）

[i=1Ngui，tPg，mini+j=1NwPw，minj，t≤Dt-Rdnt] （4）

式中：[ui，t]——火電機組[i]在時段[t]的啟停狀態(tài)，[ui，t=0]表示機組處于關(guān)機狀態(tài)，[ui，t=1]表示機組處于開機狀態(tài)；[Pg，maxi]、[Pg，mini]——火電機組[i]最大、最小出力，MW；[Pw，maxj，t]、[Pw，minj，t]——新能源機組[j]在時段[t]的預測出力、最小出力，MW；[Rupt]、[Rdnt]——系統(tǒng)在時段[t]的上調(diào)、下調(diào)備用要求，MW。

2.1.4 機組出力上下限約束

火電機組出力約束：

[ui，tPg，mini≤Pgi，t≤ui，tPg，maxi] （5）

新能源機組出力約束：

[Pw，minj，t≤Pwj，t≤Pw，maxj，t] （6）

2.1.5 機組爬坡約束

[-ΔPdni≤Pgi，t-Pgi，t-1≤ΔPupi] （7）

式中：[ΔPupi]、[ΔPdni]——火電機組[i]的爬坡功率上限值、下限值，MW/h。

2.1.6 機組最小開機和最小停運時間約束

[ugi，t-1-ugi，tTgon，i，t-1-Tgon，i≥0] （8）

[ugi，t-ugi，t-1Tgoff，i，t-1-Tgoff，i≥0] （9）

式中：[Tgon，i，t-1]、[Tgoff，i，t-1]——[t-1]時刻火電機組[i]的連續(xù)運行時長、連續(xù)停機時長，h；[Tgon，i]、[Tgoff，i]——機組[i]允許的最小連續(xù)運行時長、最小連續(xù)停機時長，h。

2.1.7 線路潮流約束

[-Pmaxl≤i=1NgGl，iPgi，t+j=1NwGl，jPwj，t- s=1SGl，sDs，t≤Pmaxl] （10）

式中：[Pmaxl]——線路[Gl，j]的潮流傳輸極限，MW；[Gl，i]、[Gl，j]——火電機組[i]、新能源機組[j]所在節(jié)點對線路[l]的發(fā)電機輸出功率轉(zhuǎn)移分布因子；[Gl，s]——負荷所在節(jié)點對線路[l]的轉(zhuǎn)移分布因子；[S]——系統(tǒng)的節(jié)點數(shù)量；[Ds，t]——節(jié)點[s]在時段[t]的母線負荷值，MW。

2.2 發(fā)電替代模型

在市場環(huán)境下，可能出現(xiàn)新能源非理性報高價導致無法中標而棄風棄光的現(xiàn)象，為了保障新能源消納水平，當上述預出清模型的出清結(jié)果存在新能源棄電時，在不改變機組啟停計劃的前提下觸發(fā)發(fā)電替代機制，調(diào)動火電機組下調(diào)出力，由新能源替代火電機組發(fā)電，修正預出清中各機組的出力。

2.2.1 目標函數(shù)

發(fā)電替代模型的目標是用最少的調(diào)峰費用最大程度上減少新能源棄電，基于此得到發(fā)電替代模型的目標函數(shù)：

[mink=1Kt=1Ti=1Ngλi，t，kΔtΔPgi，t，k+αt=1TΔtPabant-ΔtΔPabant] （11）

式中：[K]——調(diào)峰深度分段數(shù)，第一檔是常規(guī)調(diào)峰，第二檔是不投油調(diào)峰，第三檔是投油調(diào)峰；[ΔPgi，t，k]——火電機組[i]在時段[t]第[k]段調(diào)峰區(qū)間的中標調(diào)峰電力，MW；[α]——新能源單位棄電懲罰費用，元/MWh；[Pabant]——預出清結(jié)果中時段[t]的棄風棄光量，MW；[ΔPabant]——時段[t]的棄風棄光減少量，MW；[λi，t，k]——火電機組[i]在時段[t]的第[k]段單位調(diào)峰電能補償價格，元/MWh，按照前文所述，[λi，t，k]滿足：

[λi，t，1=Jtλi，t，2=Cgi，M-1λi，t，3=Cgi，M] （12）

式中：[Jt]——時段[t]的預出清系統(tǒng)邊際電價，元/MWh。

目標函數(shù)第一項是調(diào)峰費用，第二項是棄電懲罰成本，[α]數(shù)值很大使棄電懲罰成本具有優(yōu)先確定性，優(yōu)化過程中會盡量減少棄電懲罰成本，這種處理將調(diào)峰費用最小和最大程度減少棄風棄光兩個目標統(tǒng)一，使得系統(tǒng)優(yōu)先調(diào)用調(diào)峰資源盡最大可能減少預出清中的棄風棄光。

2.2.2 替代電力平衡約束

每個時刻火電機組下調(diào)出力和新能源棄電減少量相等。

[k=1Ki=1NgΔPgi，t，k=ΔPabant] （13）

2.2.3 棄電減少量上下限約束

棄風棄光減少量應小于預出清結(jié)果中的棄風棄光量。

[0≤ΔPabant≤Pabant] （14）

2.2.4 機組出力上下限約束

火電機組出力約束：火電機組每段中標調(diào)峰電力應處于最大最小出力范圍之內(nèi)，替代后的總出力不低于最小出力。

[0≤ΔPgi，t，k≤ΔPg，maxi，t，k] （15）

[ui，tPg，mini≤Pgi，t-k=1KΔPgi，t，k] （16）

式中：[ΔPg，maxi，t，k]——火電機組[i]時段[t]的第[k]段調(diào)峰空間，MW。

新能源機組出力約束：替代后新能源機組的出力應不超過最大出力。

[Pwj，t+ΔPabanj，t≤Pw，maxj，t] （17）

式中：[ΔPabanj，t]——新能源機組[j]時段[t]的棄電減少量，MW，由時段[t]總的棄風棄光量按新能源機組的棄電比例分配得到，即：

[ΔPabanj，t=βj，tΔPabantβj，t=Pabanj，tPabant] （18）

式中：[βj，t]——新能源機組[j]時段[t]的棄電比例；[Pabanj，t]——新能源機組[j]時段[t]的棄電量，MW。

2.2.5 機組爬坡約束

替代后火電機組在每個時段內(nèi)的出力增減量仍需滿足機組的技術(shù)爬坡速率約束。

[-ΔPdni≤Pgi，t-k=1KΔPgi，t，k-Pgi，t-1-k=1KΔPgi，t-1，k≤ΔPupi] （19）

2.2.6 線路潮流約束

替代后系統(tǒng)也應滿足線路潮流約束。

[-Pmaxl≤i=1NgGl，iPgi，t-k=1KΔPgi，t，k+" " " " " " "j=1NwGl，jPwj，t+ΔPabanj，t-s=1SGl，sDs，t≤Pmaxl] （20）

3 結(jié)算機制

3.1 火電機組結(jié)算

根據(jù)前文所述，得到發(fā)電替代后火電機組[i]在時段[t]的調(diào)峰補償收益[Mgi，t]和總收益[Rgi]分別為：

[Mgi，t=k=1Kλi，t，kΔPgi，t，k] （21）

[Rgi=t=1TJt?Pgi，t-k=1KΔPgi，t，k+Mgi，t] （22）

3.2 新能源機組結(jié)算

新能源在新增消納空間的同時應按新增消納空間比例分攤調(diào)峰費用，在此基礎(chǔ)上，本文綜合考慮新能源-負荷波形相似度、非理性報價兩種因素量化新能源棄電原因以修正新增消納空間比例分攤系數(shù)。

3.2.1 新能源-負荷波形相似度因素

新能源預測出力曲線與負荷曲線相似時，新能源出力隨負荷同趨勢增減將減輕系統(tǒng)調(diào)峰壓力［19］，反之將增大調(diào)峰壓力產(chǎn)生棄電。因此，本文考慮利用新能源-負荷波形相似度修正調(diào)峰費用分攤系數(shù)：首先采用等電量-順負荷法［20］將新能源預測出力曲線變換為一條與負荷波動性相同的等效出力曲線，比較兩條出力曲線的波形相似度，從而評估新能源預測出力對調(diào)峰的影響，并引入波形相似度指標修正分攤系數(shù)。

新能源等效出力曲線求解公式為：

[t=1TPw，maxj，t=t=1TPw′j，tPw′j，t-Pw′j，t-1Pw′j，t-1=Dt-Dt-1Dt-1] （23）

式中：[Pw′j，t]——新能源機組[j]在時段[t]的等效出力，MW。

用余弦相似度衡量波形相似度，新能源機組[j]余弦相似度[Sj]為：

[Sj=t=1TPw，maxj，tPw′j，tt=1TPw，maxj，t2t=1TPw′j，t2] （24）

對[Sj]歸一化處理得到預出清中棄電新能源機組[j]的波形相似度指標[Sj]：

[Sj，t=Sjj=1NabantSj] （25）

式中：[Nabant]——時段[t]產(chǎn)生棄電的新能源機組數(shù)目。

3.2.2 非理性報價因素

新能源發(fā)電成本遠遠低于火電機組，有天然的競價優(yōu)勢，但如果新能源機組非理性報高價導致無法中標產(chǎn)生棄電，理應為其非理性報價行為承擔后果，故本文考慮非理性報價指標修正分攤系數(shù)。

預出清中棄電新能源機組[j]時段[t]非理性報價指標[Cj，t]為：

[Cj，t=Cwj，t，abanj=1NabantCwj，t，aban] （26）

式中：[Cwj，t，aban]——預出清中棄電新能源機組[j]在時段[t]出力對應的棄電報價，元/MWh。

基于以上分析，得到新能源機組[j]在時段[t]的分攤系數(shù)[ωj，t]、調(diào)峰費用[Mwj，t]以及總收益[Rwj]：

[ωj，t=σSj，t+υCj，t+γβj，t] （27）

[Mwj，t=ωj，ti=1NgMgi，t] （28）

[Rwj=t=1TJt?Pwj，t+ΔPabanj，t-Mwj，t] （29）

式中：[σ]、[υ]、[γ]——波形相似度指標、非理性報價指標、新增消納空間比例的權(quán)重，[σ+υ+γ=1]，各權(quán)重大小取決于相應因素對費用分攤的經(jīng)濟意義，可利用層次分析法（analytic hierarchy process，AHP）確定。

4 算例分析

4.1 系統(tǒng)數(shù)據(jù)

為了驗證本文所提機制的有效性，采用改進的IEEE 30節(jié)點系統(tǒng)進行算例分析，如圖2所示。算例共設(shè)置5臺火電機組、2臺裝機容量分別為750、950 MVA的風電機組、2臺裝機容量分別為400、200 MVA的光伏機組，其中火電機組相關(guān)參數(shù)見表1?？傃b機容量為5260 MVA，其中火電裝機容量為2960 MVA，風電裝機容量為1700 MVA，光伏發(fā)電裝機容量為600 MVA，新能源裝機占比達到43.7%。各類機組均參與市場競價，新能源分段報價區(qū)間為150～550 元/MWh，火電機組分段報價區(qū)間為200～950 元/MWh。本文新能源預測出力、負荷數(shù)據(jù)取自中國某省份電網(wǎng)實測歷史數(shù)據(jù)。

本文通過MATLAB調(diào)用YALMIP構(gòu)建調(diào)度模型，并采用CPLEX進行求解，系統(tǒng)調(diào)度周期為24 h，以15 min為調(diào)度時段進行分析。本文設(shè)置表2中的3種場景，對比分析調(diào)度結(jié)果。

4.2 新能源消納情況

對上述3種調(diào)度場景進行優(yōu)化，得到3種場景下的新能源消納情況如表3所示，同時得到各新能源機組的中標出力曲線如圖3所示。

總體來看，3種調(diào)度場景下，12：00—15：00時段消納困難，中標出力低于預測出力，這是由于中午光伏發(fā)電量增加，火電機組在預留備用后已處于最低出力，系統(tǒng)調(diào)峰資源不足所導致，其余時段基本能實現(xiàn)全額消納。

對比3種調(diào)度場景，場景1最大程度上實現(xiàn)了新能源消納，這是因為當新能源作為邊界條件進行出清時，系統(tǒng)將新能源作為優(yōu)先發(fā)電機組，然后進行市場化機組購電費用最小化，最大程度利用了系統(tǒng)的調(diào)峰能力；場景2中新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場后，中標電量由自身報價決定，相較于場景1直接作為邊界條件，棄風棄光有一定幅度的增加，增長了30.88%；場景3在場景2的基礎(chǔ)上考慮了發(fā)電替代機制，充分調(diào)動火電機組的調(diào)峰能力，為新能源出讓發(fā)電空間329.22 MW，消納效果和場景1的理論最大值非常接近，這是因為火電機組受到自身爬坡速率的物理約束未達到最大調(diào)峰深度而產(chǎn)生微小差距，所以與場景2相比，場景3更符合國家新能源消納政策要求。

對比風電機組與光伏機組可知，場景2中風電棄電量較場景1有所減少，而光伏機組棄電量大大增加，增幅高達134.32%，這是因為光伏機組報價較高導致無法中標；觸發(fā)替代機制后，風電機組棄電量繼續(xù)減少，場景3中風電消納值達到最大，因為總消納空間有限，場景3中光伏消納值較場景1有所減少。

4.3 出清電價

圖5為3種調(diào)度場景下出清電價的變化情況。

從出清電價曲線的峰谷特征來看，3種場景下的現(xiàn)貨價格與新能源發(fā)電量都有明顯的相關(guān)性。在新能源發(fā)電最多的12：00—15：00期間以及風電發(fā)電最多的03：00—05：00期間電價較低，這兩個時段處于負荷低谷，為了保證系統(tǒng)安全性，必須留有一定備用容量，火電機組基本保持最小技術(shù)出力運行，市場出清價格為邊際機組最低檔報價，達到全天最低價。而在新能源發(fā)電能力較弱的18：00—21：00時段，光伏機組出力降為零且負荷高峰電力平衡緊張，火電機組增加出力頂峰運行，此時市場出清價格達到全天上限。

比較3種調(diào)度場景的出清電價情況，結(jié)合圖3發(fā)現(xiàn)在場景2較場景1新增棄風棄光的時段，場景2、3的出清電價有所提高，比如13：00—15：00時段，場景1中新能源報量不報價參與市場，為了盡可能消納新能源，系統(tǒng)調(diào)峰能力達到極限，限制火電機組保持最小技術(shù)出力運行，出清價格等于火電機組最低檔報價；而場景2、3中，所有機組競價上網(wǎng)，不再限制火電機組保持最小出力運行，邊際機組由所有機組競價決定，新能源報價較高，火電機組中標出力增加，出清價格隨火電機組出力的增加而升高，較火電機組最低檔報價有所提高。

4.4 火電機組收益情況

不同的調(diào)度場景不僅對市場出清電價造成影響，還會影響常規(guī)機組的發(fā)電空間和市場收益。圖5為不同調(diào)度場景下火電機組的市場收益情況，各機組總收益見表4。

對比圖5中3種場景下火電機組的總收益，在觸發(fā)發(fā)電替代機制火電機組下調(diào)出力的時段，場景1的收益最低，場景3的收益最高，這是由于新能源競價參與市場后棄風棄光增加，火電機組出力增加的同時提高了棄風棄光時段的單位電價，火電機組電能量市場收益隨之增加；觸發(fā)替代機制后，火電機組為新能源出讓發(fā)電空間，電能量市場收益下降，但同時得到調(diào)峰補償，在午間11：00—12：00時段下調(diào)出力達到最大，獲得最多的調(diào)峰收益，且調(diào)峰收益高于電能量市場收益減少量，實現(xiàn)了收益補償，從而使場景3的收益最高。

對比5臺火電機組，從圖5可看出機組3、5下調(diào)出力最多，分別達到782.96、498.81 MW，占總下調(diào)出力的56.46%、35.98%，相應地，從表4中得到這兩臺機組獲得的調(diào)峰收益也最多，分別達到50.36、32.87萬元，占總調(diào)峰收益的55.87%、36.47%，同時這兩臺機組較場景2的總收益增加量也最多，分別達到19.65、13.30 萬元，占總收益增量的55.24%、37.39%，可見調(diào)峰收益和總收益都隨下調(diào)出力的增加而增加；而機組2、4調(diào)峰深度都小于50%，只能獲得第一檔調(diào)峰補償價格即調(diào)峰時刻的市場電價，因而調(diào)峰收益和電能量市場收益減少量相抵消，總收益保持不變，考慮到機組下調(diào)出力后節(jié)約了發(fā)電成本，故機組利潤有所上升。

基于以上分析，可看出火電機組得到的補償與實際的調(diào)峰能力緊密相關(guān)，機組下調(diào)出力越多，得到的調(diào)峰收益和總收益增量就越多，說明該機制利用市場手段能有效激勵具有調(diào)節(jié)能力的火電機組釋放調(diào)峰能力。

4.5 新能源機組中標出力和收益情況

圖6為不同調(diào)度場景下新能源的市場收益情況，新能源總收益見表5。

比較表5中3種調(diào)度場景下的新能源收益，每臺機組收益都是在場景1中最少，場景2中最多，這是因為新能源競價參與市場后抬高了平均電價，覆蓋了由于中標出力減少導致的收益減少量；場景3觸發(fā)替代機制后，雖然棄電機組上網(wǎng)電量有所提高，但另一方面機組需分攤調(diào)峰費用，調(diào)峰費用高于增加的電能量收益，最終導致總收益較場景2有所下降，但高于場景1的收益。

圖7中棄電最嚴重的兩個時段11：00—12：00、13：00—14：00的補償費用差距明顯，因為前一時段系統(tǒng)有調(diào)峰能力，觸發(fā)替代機制產(chǎn)生了調(diào)峰費用，而后一時段系統(tǒng)已接近消納極限，調(diào)峰費用很少，場景2、3的收益接近相同。兩個時段中各新能源機組中標出力情況如圖8所示，機組收益情況見表6。

對比圖8的3種調(diào)度場景，光伏、風電在兩個時刻的場景1出力分別達到了最高和最低，這是因為場景2、3中各機組按報價競爭出力空間，風電機組采取較為保守的報價策略，即申報較低的價格競標更高的出力，風電機組因報價低而表現(xiàn)出強大的競爭力，獲得高于場景1中按照預測發(fā)電比例分配的出力空間，甚至在12：00幾乎全量中標；光伏機組則相反，因為報價過高而只能少量中標，未能按棄電比例無償“搭車”場景1中火電機組的調(diào)峰能力，上網(wǎng)電量減少。

調(diào)峰費用由新增消納空間的新能源機組共同分攤，對比表6中4臺機組在11：00—12：00時段的分攤費用，結(jié)合上文分析得知棄風電量少，故風電機組分攤少量費用，場景2、3的收益接近相同，風電機組1甚至全量中標，無需承擔調(diào)峰費用；光伏機組則相反，分攤絕大部分費用，占比達到86.05%，故場景3較場景2收益下降，體現(xiàn)了“誰受益、誰承擔”的市場化原則。

場景3考慮了波形相似度及非理性報價指標修正新增消納空間比例系數(shù)，本文3種因素的權(quán)重[σ]、[υ]和[γ]分別取0.15、0.15、0.7，并與修正前直接按新增消納空間比例分攤的費用做比較，取11：00—12：00時段的比較結(jié)果見表7。

在11：00—12：00時段風電機組全量中標，無需分攤調(diào)峰費用，各項分攤指標為零。風電機組1前兩項指標都低于新增消納空間比例，降低了分攤系數(shù)，所以修正后光伏機組1分攤費用減少；而風電機組2和光伏機組2前兩項指標都高于新增消納空間比例，抬高了分攤系數(shù)，分攤費用隨之上升，其中風電機組在11：00—12：00時段內(nèi)的波形反調(diào)峰性質(zhì)更嚴重，且報高價的目的更強烈，上升幅度達到5.60%，高于光伏機組2.68%的上升幅度。可見，本文分攤策略讓棄電新能源為其利用調(diào)峰資源的程度付費，保證了各機組分攤公平、收益合理。

反調(diào)峰性質(zhì)強的光伏機組波形相似度指標高于風電機組，所以光伏機組如果想要減小分攤系數(shù)，應申報較低價格減小不合理報價指標?？梢姳痉謹倷C制可有效抑制機組博弈高價的沖動，指導機組合理報價從而減少棄電量和分攤費用。

5 結(jié) 論

本文從新能源市場化消納和補償火電機組調(diào)峰費用的角度出發(fā)，在新能源和火電機組共同參與市場競價的交易環(huán)境下提出了出現(xiàn)棄風棄光時觸發(fā)的發(fā)電替代機制：火電機組下調(diào)出力，由新能源替代火電機組出力并給予火電機組調(diào)峰補償費用，并由此構(gòu)建了市場出清、發(fā)電替代、結(jié)算模型，通過研究得到如下結(jié)論：

1）發(fā)電替代機制通過市場化的手段可深度挖掘系統(tǒng)的調(diào)峰潛力，解決了因新能源競價上網(wǎng)帶來的新增棄風棄光問題，保障新能源消納水平。

2）在新能源與火電機組共同參與市場競價的市場交易環(huán)境下，采用激勵相容的調(diào)峰費用分攤規(guī)則可引導新能源合理報價，保證各市場主體競爭公平、收益合理。

3）補償火電機組的調(diào)峰費用，可提高火電機組調(diào)峰的積極性，實現(xiàn)調(diào)峰輔助服務市場和電力現(xiàn)貨市場的融合，為高比例新能源并網(wǎng)提供調(diào)節(jié)資源容量保障。

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DESIGN OF ELECTRICITY SPOT MARKET TRADING MECHANISM CONSIDERING HIGH PROPORTION OF NEW ENERGY

CONSUMPTION AND PEAK LOAD ADJUSTMENT COMPENSATION OF

THERMAL POWER UNITS

Zhao Shuqiang，Song Jinli，Wang Aoer，Liao Yiming，Li Zhiwei

（State Key Laboratory of New Energy Power System， North China Electric Power University， Baoding 071003， China）

Abstract：Aiming at the contradiction between new energy’s participation in market competition and guaranteed absorption， the spot market trading mechanism of high proportion of new energy power system is designed. First of all， considering the market absorption of new energy， the existing clearing mechanism of the spot market of electricity is improved. Under the trading environment of new energy and thermal power units participating in market bidding， a power generation substitution model triggered when wind and light abandonment occurs is established to mobilize the peak regulating capacity of thermal power units and replace thermal power with new energy. Secondly， an incentive compatible settlement mechanism is proposed to compensate thermal power units for peak load balancing by new energy sources with new absorption space. Finally， the simulation calculation of different dispatching scenarios shows that the proposed mechanism can match the supply and demand of peak regulating resources in the power spot market， promote the market consumption of new energy， and compensate the thermal power unit peak regulating costs， so as to ensure fair competition and reasonable income of market players.

Keywords：renewable energy； power market； mechanism； power generation substitution； consumption； peak shaving