發用兩側參與調峰的現貨市場聯合出清模式設計

任景， 周鑫， 薛晨， 馬曉偉， 張小東， 吳春燕

(1. 國家電網有限公司西北分部，陜西 西安 710048；2. 北京清能互聯科技有限公司，北京 100084)

0 引言

新型電力系統核心特征在于新能源占據主導地位，高比例新能源的大規模并網將進一步加劇新能源的消納壓力[1—3]。在“碳達峰、碳中和”目標下，我國新能源裝機容量和占比都將快速增長，2030年風電和太陽能發電總裝機容量預計將超過12億kW[4]。為滿足高比例新能源的并網消納需求、最大程度降低棄風棄光率，迫切需要充分挖掘系統中的靈活性調節資源。發電側由于受到機組出力限制以及機組自身性能的影響，可提供的調峰資源有限，難以為新型電力系統下的新能源消納提供足夠的空間[5]。為此，應積極挖掘電力用戶的調峰潛力[6—7]，建立需求響應市場化交易機制[8]，用市場化手段調動用戶側參與調峰輔助服務的積極性，從而引導用戶側資源公平、有序參與電網靈活互動。目前，相關學者對用戶側參與調峰的優化調度策略[9—11]和發用兩側參與調峰的模式[12—17]進行了研究。

調峰輔助服務市場是在我國尚未建設現貨市場時提出的，本質仍是電能量市場。國外成熟電力市場并沒有調峰這一輔助服務品種，系統調峰問題主要通過現貨市場解決[18]。但是，我國火電機組中可作為靈活調節資源的燃氣機組占比較少，不能頻繁啟停的燃煤機組占比較高，僅通過現貨市場無法解決調峰問題，仍需研究調峰輔助服務市場。如果現貨市場和調峰輔助服務市場先后獨立出清，調峰市場需以現貨市場出清結果為基礎。在調峰市場中，假如機組在某一時段本可調減出力進行調峰，但由于受機組爬坡約束限制，調減出力之后的下一時段可能無法達到現貨出清的設定出力，從而失去該時段的調峰能力。調峰市場和現貨電能量市場聯合優化，統一優化目標和約束條件可獲得更好的優化結果，同時保證出清結果的可行性。

目前，相關學者對調峰市場和現貨市場聯合優化的市場模式進行了相關研究，包括考慮用戶側參與調峰的現貨市場模式[19—20]和考慮發電側參與調峰的現貨市場模式[21]。文獻[19]針對三北地區風電消納問題，在電力用戶與發電企業直接交易的基礎上，設計了電力用戶參與風電消納的日前市場模式，深入挖掘用戶側的調峰潛力，并設計了調峰成本在市場主體間的分攤機制。文獻[20]在安全約束機組組合(security constrained unit commitment，SCUC)模型的基礎上加入了用戶側互動負荷，形成發用電一體化調度計劃模型。文獻[21]設計了考慮火電機組深度調峰和可再生能源避免削減降價的日前市場機制，將可再生能源出讓的發電上網紅利補償給深度調峰的火電機組。

現有研究中，缺乏考慮發電側和用戶側共同參與的調峰市場與現貨市場聯合出清模式。同時在用戶側參與調峰市場的相關研究中，沒有考慮儲能的參與，且對調節不同用戶側調峰資源的能力差異考慮不充分，未能精細且合理地挖掘用戶側調峰潛力。

為此，文中針對新能源大規模并網條件下電網調峰能力不足的問題，根據用戶是否具有跟蹤實時調度指令的能力，將用戶側調峰資源分為靈活調節用戶和非靈活調節用戶，在此基礎上設計了一種發用兩側參與調峰的現貨市場模式，將調峰輔助服務市場、新能源消納與現貨市場相結合，充分發揮常規機組和柔性負荷的調峰能力，提升新能源消納水平。

1 發用兩側參與調峰的現貨市場聯合出清模式設計

1.1 基本原則

發用兩側參與調峰的現貨市場聯合出清模式將現貨市場和調峰輔助服務市場進行聯合出清，并在優化時考慮新能源消納?；痣姍C組、獨立儲能和用戶作為調峰輔助服務提供者，在調峰輔助服務市場中同臺競價。其中，用戶根據其是否具有跟蹤實時調度指令的能力，分為靈活調節用戶和非靈活調節用戶?；痣姍C組、獨立儲能和靈活調節用戶按照實時市場出清結果執行；非靈活調節用戶不參與實時市場，按照日前市場出清結果執行，其日前市場出清結果作為實時市場的邊界條件。

1.2 交易申報

1.2.1 能量申報

火電機組在日前申報“電能量-價格”曲線時，最多可申報n段，每段需申報出力區間起點、出力區間終點以及該區間報價。每段報價均不可超過申報價格的上、下限。最小技術出力不為零的發電機組，第一段出力區間起點為機組的最小技術出力，最后一段出力區間終點為機組的最大技術出力。隨著出力增加，報價曲線必須單調非遞減。每段報價段的長度不能低于[(機組最大技術出力-機組最小技術出力)/n]%，這是為了防止機組進行高價試探，對可申報高價的報價段區間終點和區間起點間的長度設置過長，抬高市場出清價格。

為了促進新能源消納，在文中所設計的現貨市場模式下，風電、光伏采用報量不報價的方式參與市場，按零價在現貨市場中優先出清。

1.2.2 調峰申報

發電側主體和用戶側主體調峰均采用“階梯式”分檔報價，以“調峰貢獻-價格”曲線形式和報量報價方式來參與市場。

火電機組的調峰貢獻是最小技術出力以下的發電電力，日前在最小技術出力的基礎上，采用下調容量比率的形式報價，以k%額定容量作為一個報價區間，直至最小深調出力為止。用戶的調峰貢獻是負荷基準以上的用電負荷，日前在負荷基準的基礎上，采用上調用電負荷的形式報價，由用戶自行確定報價區間分段。獨立儲能采用充電負荷的方式進行調峰貢獻，報價區間分段由獨立儲能自行確定?！罢{峰貢獻-價格”曲線為單調連續非遞減曲線，最多可分為m段，每段曲線包含調峰貢獻起點、終點以及該區間的報價。為了保障市場的穩定運行以及考慮到調峰的經濟性，需對每段報價設置上、下限。

負荷基準是用戶在正常無約束條件下負荷變動習慣的量化數據，是用于衡量用戶參與電力市場程度的基準。為保證用戶側響應的有效性，調度機構應在調峰輔助服務市場開展前對用戶側進行負荷基準測試，以驗證其具有相對穩定的用電規律，并要求用戶側依照測試負荷基準進行市場申報。

1.3 交易組織

1.3.1 日前市場交易組織

(1) 信息發布。日前市場開市前，市場運營機構發布交易的邊界條件、電網調峰需求等信息。

(2) 交易申報?；痣姍C組進行日前現貨市場申報；風電、光伏申報出力預測曲線；有意參與深度調峰的火電機組、獨立儲能和用戶依據自身能力，進行深度調峰交易申報。

(3) 日前市場出清。市場運營機構執行日前市場交易出清，生成交易出清結果，包括次日火電機組出力計劃及出清價格、深度調峰火電機組中標調峰電量、獨立儲能中標調峰電量、靈活調節用戶中標調峰電量、非靈活調節用戶中標調峰電量、深度調峰市場出清價格。

1.3.2 實時市場交易組織

(1) 交易申報。實時市場采用日前市場封存的報價信息進行出清；風電、光伏申報超短期出力預測曲線；非靈活調節用戶不參與實時市場，在日前市場的出清結果作為實時市場的邊界條件。

(2) 實時市場出清。市場運營機構執行實時市場交易出清，生成交易出清結果，包括未來2 h的火電機組出力計劃和出清價格、深度調峰火電機組中標調峰電量、獨立儲能中標調峰電量、靈活調節用戶中標調峰電量、深度調峰市場出清價格。

2 發用兩側參與調峰的現貨市場聯合出清模型

2.1 日前市場出清模型

2.1.1 目標函數

目前市場出清模型的目標函數如式(1)所示。

(1)

上述目標函數有2層，火電機組的發電成本、啟停成本以及靈活調節用戶、非靈活調節用戶、獨立儲能、火電機組的調峰成本為第1層，棄風、棄光懲罰為第2層，第2層的優先級高于第1層的優先級。設置棄風棄光懲罰因子λ，使得優先調用各種資源進行調峰，最大化消納新能源，保障系統棄風棄光電量最小。

2.1.2 約束條件

(1) 系統負荷平衡約束。

(2)

(2) 線路有功潮流約束。

(3)

(3) 火電機組約束。

(4)

式(4)為火電機組約束，當火電機組未參與調峰，則只需滿足最大、最小技術出力約束；當火電機組參與調峰，則要求火電機組的出力中標量和調峰中標量相加要等于機組的最小技術出力，且出力中標量要大于最小深調出力。

(4) 其他約束條件。系統正備用容量約束、系統負備用容量約束、機組爬坡約束等約束條件與常規SCUC模型一致[22]，文中不再贅述。

2.2 實時市場出清模型

2.2.1 目標函數

實時市場出清模型的目標函數如式(5)所示。

(5)

非靈活調節用戶不參加實時市場，實時市場出清模型的目標函數包括火電機組發電成本、靈活調節用戶調峰成本、獨立儲能調峰成本、火電機組深度調峰成本、棄風、棄光懲罰。

2.2.2 約束條件

(1) 系統負荷平衡約束。

(6)

(2) 線路有功潮流約束。

(7)

與系統負荷平衡約束的區別類似，實時市場的線路有功潮流約束與日前市場的區別在于非靈活調節用戶的中標調峰電力不再是決策變量。

(3) 火電機組約束。實時市場中，火電機組的出力上、下限約束條件與日前市場相同。

(4) 其他約束條件。機組爬坡約束等約束條件與常規安全約束經濟調度模型一致[22]，文中不再贅述。

3 發用兩側參與調峰的現貨市場交易結算

3.1 現貨市場結算

火電機組在日前市場的出清電量按照日前市場的出清價格結算，實際執行電量與日前市場出清電量的偏差部分按照實時市場出清價格結算。

(8)

3.2 調峰輔助服務市場結算

3.2.1 調峰輔助服務費用結算

深度調峰采用邊際價格進行結算，計算深度調峰市場每檔中最后一臺中標火電機組/獨立儲能/用戶的報價，得到該檔的市場出清價。深度調峰火電機組和靈活調節用戶按照實時市場出清的中標調峰電量和出清價格進行結算；非靈活調節用戶按照日前市場出清的中標調峰電量和出清價格進行結算，并乘以比例系數φ。

(9)

(10)

(11)

(12)

3.2.2 調峰輔助服務費用分攤

在市場深度調峰服務交易時段內的網內非調峰機組分攤調峰輔助服務費用。

(1) 火電機組?；痣姍C組按照高于最小技術出力的上網電量部分參與分攤。

(13)

(2) 風電、光伏機組。風電、光伏機組按照實際上網電量進行分攤。

(14)

(3) 其他機組。水電等其他類型機組按照修正后的上網電量進行分攤。修正后的上網電量等于實際上網電量乘以修正系數。

(15)

(16)

3.2.3 調峰輔助服務偏差考核

如果火電機組、獨立儲能、用戶的實際調峰貢獻量小于市場出清的中標調峰電量，且電量偏差率大于一定值時，需要對偏差部分進行考核。

(17)

偏差考核罰金按照火電機組/獨立儲能/用戶的調峰偏差電量收取。

(18)

4 算例分析

算例分析采用IEEE 39節點模型構建一個處于供熱期的電力系統，設置機組1、8、9為非供熱火電機組，機組7為光伏機組，機組10為風電機組，其余為供熱火電機組。系統數據、機組參數等參考文獻[19]。交易申報數據參考某地區調峰輔助服務市場和現貨市場的歷史報價數據，能量報價可最多申報10段，調峰報價可最多申報5段。調峰報價區間劃分及報價范圍見表1，P為火電機組額定容量。值得注意的是，交易申報數據只是為了對所提市場模式進行驗證，取值合理即可。目標函數中的λ取105，非靈活調節用戶結算時的φ取0.8，水電等其他類型機組調峰費用的α取0.3，調峰輔助服務的τ取2?；旌险麛狄巹澞Ｐ筒捎肅plex求解器進行求解。

表1 調峰報價區間劃分及報價范圍Table 1 Peak regulation quotation interval and scope

圖1對比了在典型棄風棄光時段不考慮調峰、僅發電側參與調峰、發用兩側參與調峰3種現貨市場模式下系統的棄風棄光情況。從圖中可知，僅發電側參與調峰和發用兩側參與調峰的現貨市場模式下，系統的棄風棄光量均有所降低。發用兩側參與調峰的模式相比于僅發電側參與調峰的模式可以降低17.3%的棄風棄光量。這是由于發電側調峰資源不足，發用兩側參與調峰之后，增加了系統調峰資源，進一步提升了新能源消納量。

在圖1中的時段4時，調峰市場的報價情況如表2所示，在該時段，僅發電側參與調峰和發用兩側參與調峰的現貨市場模式下，調峰市場5段分段報價區間的出清價格如表3所示。

表2 時段4時調峰市場報價情況Table 2 Quotation of peak regulation market in the fourth period 元·(MW·h)-1

表3 調峰市場出清價格Table 3 Peak market clearing price 元·(MW·h)-1

由表3可知，發用兩側參與調峰的模式較僅發電側參與調峰的模式，第一段和第三段的出清價格有所升高，這是由于柔性負荷參與調峰競價之后，2段中報價高于火電機組的獨立儲能/用戶在調峰市場中被調用，從而提高了出清的邊際價格；第二段和第四段的出清價格一致，這是由于這2段中參與調峰的獨立儲能和用戶報價均不高于火電機組的報價；第五段的出清價格有所降低，這是由于報價較低的獨立儲能和用戶替代了原來報價較高的火電機組提供調峰輔助服務，從而降低了調峰市場出清的邊際價格。

發用兩側參與調峰輔助服務前后的負荷曲線如圖2所示，從圖中可知，柔性負荷參與調峰之后，系統負荷有所增加。

圖2 柔性負荷參與調峰輔助服務前后的負荷曲線Fig.2 Load curves before and after the flexible loadparticipating in peak regulation anxiliary service

火電機組參與調峰輔助服務前后的出力曲線如圖3所示，從圖中可知，火電機組參與深度調峰之后，整體出力有所降低。發用兩側參與調峰的模式較僅發電側參與調峰的模式，在除時段5和時段6之外，火電機組壓減出力較少，這是由于柔性負荷參與調峰之后，替代了部分火電機組的調峰貢獻量。在時段5和時段6中，2種模式的火電機組出力相同，這是由于調峰資源不足，所有火電機組申報的調峰貢獻量均被調用。

圖3 火電機組參與調峰輔助服務前后的出力曲線Fig.3 Power curves before and after thermal powerunits participating in peak regulation anxiliary service

發用兩側參與調峰的現貨市場模式下，系統新能源消納量增加286 MW·h，調峰總成本為12.76萬元。調峰總成本在非調峰機組中的分攤結果見表4。

表4 調峰成本分攤結果Table 4 Peak regulation cost allocation 元

5 結語

文中根據用戶側調峰資源調節能力的差異性對用戶側資源進行分類，并設計了針對性的市場參與機制，以便精細化地挖掘用戶側調峰潛力。在此基礎上設計了一種發用兩側參與調峰的現貨市場模式，將發電側和用戶側的調峰資源納入市場機制競價，實現調峰輔助服務市場與現貨市場聯合出清。仿真結果表明，文中所提市場模式可充分挖掘用戶側調峰能力，有效降低棄風棄光量，提升新能源消納水平，可為新能源高占比地區的電力市場設計提供有益借鑒。

需要說明的是，文中引入柔性負荷與發電側共同參與調峰的模式不一定可以降低系統的調峰成本。為保障市場穩定運行，市場運營機構應根據市場的模擬運行情況對調峰申報價格進行調整。

本文得到國家電網有限公司西北分部科技項目(52250119000J)資助，謹此致謝！