微電網并網運行的市場運營機制設計

劉皓明，李柵柵，陸丹，葉季蕾(.河海大學能源與電氣學院，南京市00;.中國電力科學研究院，南京市0003)

微電網并網運行的市場運營機制設計

劉皓明1，李柵柵1，陸丹1，葉季蕾2
(1.河海大學能源與電氣學院，南京市211100;2.中國電力科學研究院，南京市210003)

在輸配分開的電力市場環境下，為了實現微電網的智能化市場運作，需要結合微電網自身特點設計一套可行的市場運行機制。提出“發電驅動負荷”模式，在保證與主網電力市場相容的基礎上，基于多代理系統的市場運營控制體系，計及可中斷負荷和儲能裝置的靈活市場行為，融入需求側響應機制，負荷用戶可根據自身相對需求向微電網市場控制平臺提交需求報價信息，構建微電網并網運行的合同市場和實時平衡市場，設計了競價規則和模型，并針對幾個關鍵問題進行了討論。

微電網;電力市場;發電驅動負荷;市場機制;儲能裝置

0 引言

微電網是將分布式電源、負荷用戶及儲能裝置等結合在一起，通過聯絡開關接入配電網，在用戶終端側形成的智能可控的網絡供需單元。作為主網的有效補充，微電網能有效實現分布式能源的梯級利用，迅速響應主網功率平衡，在提高供電可靠性、改善電能質量、緩解電力供應壓力、實現能源高效利用等方面具有重要作用。

目前針對微電網電力市場的研究方向，可概括為4個方面:在微電網經濟運行方面，文獻［1-2］介紹了微電網功率優化、運行控制策略、能量優化調度等;在發電配置方面，文獻［3-4］分析討論了發電備用配置優化、不可再生分布式發電備用的優化配置、儲能優化配置等;在微電網市場方面，文獻［5-7］設計了電力市場交易模型、競價優化策略等;在微電網效益分析方面，文獻［8］進行了低碳綜合效益分析。

歐洲是世界上最早實現電力市場化的地區之一，就其目前市場成熟度及市場規模而言，歐洲仍然處于領先地位，文獻［9］研究了歐洲混合電力市場的融合設計，取代原有的當地市場和全國市場的二級電力市場，并采用集中式的市場分割方法，考慮日前市場出清時間上限是1 h。在電力市場經濟運營中，更準確的短期負荷預測能夠加強對可再生能源和傳統資源的管理。微電網和傳統大電網相比，市場規模小，更靠近負荷側，針對微電網中的短期負荷預測問題，文獻［10］研究了一個典型的微電網負荷時間序列特征，對比分析了其與傳統電力系統的負荷時間序列的差異，提出兩層式的預測方法。

《能源發展“十二五”規劃》提出，加快推進電價改革，逐步形成發電和售電價格由市場決定、輸配電價由政府制定的價格機制。在輸配分開的市場環境下，主網通過電力市場機制引入競爭，優化資源配置，而微電網需要在市場環境下和主網相配合才能更好地融入到主網運營體系中。因此，為微電網設計一套公平有效的市場機制，統籌協調各成員的運行，具有重要意義。

本文在電力市場輸配分開環境下，提出了微電網電力市場的“發電驅動負荷”運行模式，設計了市場運營控制體系和市場框架，研究了并網運行時的合同市場和實時平衡市場運行機制，并針對幾個關鍵問題展開討論。

1 微電網電力市場分析

1.1 前提假設

為便于研究，對微電網市場進行了如下假設:

(1)以電能作為主要產品，不涉及熱能供應的市場化運作;

(2)微電網差額容量相對主網容量可忽略，對主網市場出清無影響;

(3)以單個微電網為研究對象，不研究微電網高滲透下市場行為的相互影響;

(4)以配電網的實時電價作為信息指導，進行實時響應;

(5)假定在國家新能源政策扶持下，如電價補貼等，分布式電源的電能產品價格具有足夠的市場競爭力。

1.2 發電驅動負荷模式

傳統的主網電力市場運行的必要條件之一是發電量大于負荷，發電側的電源裝機容量通常大于總負荷需求，因此存在著大量備用發電容量。在負荷側，終端負荷用電呈現一定分布規律，可進行精確的短期負荷預測，市場運行人員能夠依據預測負荷結果，結合機組發電容量和報價，確定機組的啟停及出清信息。這種運行模式可概括為“負荷驅動發電”模式［11-12］，即市場交易量基本由負荷預測需求量大小決定。

和主網不同的是，在微電網電力市場中，考慮到并網運行是常態，分布式電源及儲能裝置的單機容量較小，總設計裝機容量通常只能維持微電網內的重要需求，無法滿足所有負荷，即實際可調用發電容量與負荷需求量存在一定差額。在負荷側，負荷總數量不大、結構比較單一，存在用電規律不明顯、負荷用戶用電策略隨機性強等特點，短期負荷預測可能存在較大誤差。在這樣的環境下，主網的“負荷驅動發電”模式可行性不強。

因此，本文提出“發電驅動負荷”模式，依據發電預測量大小來確定微電網市場交易量。此種模式下，分布式電源的發電量可以結合其自身條件和自然因素進行預測，用戶根據實時電價自主選擇用電策略。主網和微電網運行模式的差異可簡要歸納為表1所示。

微電網市場采用“發電驅動負荷”模式的優點在于:

(1)在一定程度上避免了短期負荷預測環節，增加了發電預測環節，減少了負荷預測信息量的交換和處理，降低了預測的難度和精度;

(2)負荷用戶作為市場競價的參與者，需要結合市場供需情況調整競價，充分調動了用戶參與市場的積極性，改善終端用戶對電價的響應程度;

(3)儲能裝置在市場機制的引導下可靈活轉換運行狀態，在市場供小于求時，儲能裝置可作為微電源向用戶供電，在市場供大于求時，儲能裝置可作為負荷吸納多余電能，調節市場供需。

1.3 微電網與主網市場的配合

輸配分開的主網電力市場分為遠期市場、日前市場和實時平衡市場。從能量交易來考慮，首先通過遠期的電力交易合同方式鎖定容量和電價，在合同容量分解的基礎上，由日前拍賣進行交易，最后用實時平衡市場來保證實時需求與供應的平衡。日前市場面對次日預測負荷，通常提前24 h開啟;實時平衡市場為一滾動市場，針對實時負荷需求差額，提前1 h或更短的時間開啟。

微電網通常情況下并網運行，由于假定微電網對主網市場出清無影響，因此主網出清和微電網出清是相對獨立的。當主網實時電價較低時，微電網分布式電源及儲能裝置的電價可能不具有競爭力，負荷用戶主要從主網購買電力;相反，當主網電價偏高，微電網內部電價具有優勢時，負荷用戶會更青睞購買網內電力。微電網需要和主網協調運行，在遵循主網電力市場的既定規則基礎上，配合主網市場的時間安排及市場劃分，啟動微電網市場運行。

本文根據前述的微電網市場運營特點，設定為兩級能量市場，如圖1所示，分別為微電網合同市場和實時平衡市場。在合同市場中，根據市場需要，可以簽訂年前合同、月前合同、周前合同或日前合同等，通過鎖定一部分市場成交電價和電量，規避風險，剩余容量進入實時平衡市場進行交易。在實時平衡市場中，每一個市場運行周期可設定為1 h或者30 min，具體應與主網保持一致，用T表示;在開啟一個實時平衡市場運行周期之前需要提前T0市場出清，例如30 min或者15 min。微電網市場控制平臺(microgrid power exchange controller，MPEC)接收主網公布的競價信息，結合微電網內分布式電源和負荷用戶的競價信息，提前開啟實時平衡市場，在時間上與主網市場相契合。

微電網參加輔助服務市場，可以向主網提供無功支撐、調頻控制、黑啟動、電壓穩定及備用容量等服務［13］，需要與主網配合，參與輔助服務競價。微電網的參與可降低主網在輔助服務方面的資本投入。微電網需要對自身可調用發電容量進行相應的規劃，確定容量市場與輔助市場的份額。本文對輔助服務市場不做展開。

2 并網運行的微電網市場機制

2.1 市場運營控制體系和市場框架

在輸配分開的環境下，微電網是一個可控又自治的系統，一方面接受主網的調度，另一方面匯集市場成員的交易信息，通過內部優化控制實現自身市場的運行。本文選擇基于多代理系統的分布式控制體系，將控制權分散給微電網市場成員，在經濟杠桿的作用下，實現微電網效益最大化。

微電網運營控制體系分為3層，如圖2所示。

(1)配電網運行中心(distribution system operator，DSO)負責該低壓區域微電網的市場運行，與MPEC靈活雙向通信，實時傳遞配電網購電和售電電價、電量等市場信息。

(2)MPEC是微電網市場運營控制體系的核心，代表整個微電網。對上層而言，MPEC是微電網與DSO的交互代理;對下層而言，MPEC是微電網運營的管理員。

(3)負荷控制器(load controller，LC)、分布式電源控制器(distribution generator controller，DGC)、儲能裝置控制器(energy storage device controller，ESDC)賦予了市場成員控制權，根據市場信息調整各自運行狀態，實現分布式協調控制方式。

在并網環境下，主網出清后，MPEC接受DSO傳遞的主網售電和購電信息，同時接受網內各控制器上報的市場競價信息，以經濟為杠桿，組織市場競價。市場競價優化出清后，MPEC將競價優化反饋給DSO，同時進行安全校核，將出清信息傳遞給各控制器，最終實現微電網優化運行。

在微電網兩級能量市場的調控下，基于需求側競價和可中斷負荷管理，負荷用戶可根據其自身相對需求分別或同時進入合同市場和實時平衡市場，按照規定的市場競價機制向MPEC提交需求報價信息。

2.2 合同市場

合同市場主要用于保障微電網內重要負荷供電可靠性，通過微電網合同市場的價格鎖定及容量鎖定，規避和防范用戶直接在并網環境下與配網交易實時電價波動帶來的高額電價及配網的中斷供電風險。

合同市場的出清可類比于傳統的“任務指派”問題，不同人員有不同的工作效率，需要解決如何將“任務”與“人員”進行匹配，使總體效率最大，所需時間或費用最少［14］。在“發電驅動負荷”模式下，把電能合同類比于“任務”，把用戶代理類比于“人員”，通過“電能合同—用戶代理”指派方式來調動用戶對重要負荷的需求響應，實現合同市場價格出清。

2.2.1 合同市場競價規則

(1)競價形式:采用動態競價，允許買方對賣方不斷修改報價直至競價結束;

(2)報價規則:采用單一報價，只要求市場交易方給出某時段的電價及電量對;

(3)出清結算規則:采用按報價支付(pay as bid，PAB)方式，市場成員按照最終成交價進行交易。

2.2.2 合同市場數學模型

合同市場中，將用戶的用電需求按要求拆分成單位容量塊，設置一定數量的用戶代理;同理，將分布式電源提供的發電量拆分成單位容量塊，設置一定數量的合同，每份合同上報自己的合同電價和中斷補償系數，中斷補償系數是合同期內分布式電源未履行合同時，向用戶提供的中斷賠償單價與合同約定的單位電價的比值。如對于第j份電能合同，合同電價為fj，中斷補償系數為kj，在合同期內，對用戶用電實施中斷后，將按照單位電量中斷補償價格kjfj給予用戶補償。

每個效用函數uij是用戶代理i通過對第j份電能合同的消費所得到的主觀效益，其值大小通常與價格高低及合同所允諾的高價中斷補償系數相關。通常，用戶希望合同的初始電價越低越好，中斷補償系數越高越好，具體表達式如下:

式中:βi為用戶代理i的效用價值評估系數，增大βi時，用戶代理對所有合同的效用值會得到整體增大; αi為用戶代理i的權值系數，其值表現了用戶對于電價和中斷補償的傾向性;M和N分別是用戶代理和合同的總數。

定義sij為指派變量，如果第j份電能合同指派給第i用戶代理，達成合作，sij=1，否則為0，同時每份合同、每個用戶代理至多存在1種指派方式，保證合同的唯一性。合同市場數學模型的優化目標是用戶方簽訂合同后產生的效用值之和最大，可描述為

該模型中，首先每份電能合同j上報合同電價fj和中斷補償系數kj，用戶代理i根據合同情況確定自己的報價策略，即效用價值評估系數βi和權值系數αi。效用值uij大小直接決定著用戶代理i對電能合同j的競拍傾向，可理解為用戶能接受的心理價位。當uij＜fj時，說明用戶代理i對該合同的效用值低于合同單價，即合同性價比不足，用戶沒有競拍意向。

求解該模型，可得到所有用戶簽訂合同效用總值最大的合同匹配結果，旨在全局進行最大效用價值尋優，即微電網用戶側整體效益最大。在模型求解中，給定約束條件，讓合同側或用戶側數目相對少的一方全部有所匹配，允許用戶修改報價，實現合同市場提前鎖定價格、穩定市場價格的目的。

2.3 實時平衡市場

隨著大量分布式電源的接入，給配電網運行帶來諸多影響，如短路水平、設備選型、無功功率和電壓分布等。近年來，主動配電網(active distribution network，ADN)的概念得到越來越多的認可［15-16］。從本質上來說，主動配電網基于先進的信息通信和電力電子技術，主動管理規?；尤氲姆植际侥茉矗灾鲄f調控制間歇式新能源與儲能裝置等分布式發電單元，積極消納可再生能源，確保網絡的安全經濟運行，這與微電網并網運行的實時平衡市場核心思想是一致的。

微電網實時平衡市場在時間上滯后于配電網實時平衡市場，提前1個時間段針對普通負荷及剩余重要負荷開啟，主要用于保證微電網實時供需平衡。參加實時平衡市場的負荷可根據實時電價優化用電方式。

MPEC追求效益最大，即從供用電兩側賺取差價，所得收益作為微電網的運營收入，可用于整個市場的正常運作，如微電網維護、電能質量管理設備、穩定控制設備、無功補償設備等，保證用戶安全可靠的電能供應。

2.3.1 實時平衡市場競價規則

(1)競價形式:采用靜態競價，即交易方單輪投標后不得修改競標信息;

(2)報價規則:采用單一報價，只要求市場交易方給出某時段的電價及電量對;

(3)出清結算規則:采用按報價支付方式，市場成員按照最終成交價進行交易。

2.3.2 儲能裝置模型

儲能裝置具有電源和負荷角色可轉換的特性，和其他分布式電源類似，儲能可以作為微電源發電，提供網內負荷功率支持，同時可以更靈活地作為備用容量，在微電網供大于求時轉換成負荷角色，吸納網內多余清潔能源發電，同時可進一步參與削峰填谷，平抑功率波動。因此儲能參與實時平衡市場時，其競價模型和其他分布式電源不同。

在儲能裝置的建模方面，有文獻指出其收益是由備用容量收益和備用發電收益2部分組成［17］，無論電網是否發生故障，微電網內的重要負荷用戶如果選擇了發電備用服務，都要承擔備用容量費用;有文獻針對儲能的容量配置和模型，通過規劃中心級的負荷平衡、服務器配置和蓄電池管理，在保證終端用戶服務質量的同時，實現節約成本和儲能容量之間的均衡，降低電力整體成本［18］。

總的來說，儲能裝置的數學模型可由充電成本Cc、放電收益Bd、備用發電收益Bb這3部分組成，即

式中:備用發電收益Bb涉及輔助服務市場，本文不對此展開研究。

2.3.3 實時平衡市場數學模型

微電網和主網能夠實現電能雙向流動，微電網既可以向主網購電，又可以將電能反饋給主網。MPEC收益主要包括主網對可中斷負荷的高額補償Bp和MPEC的售電收入Bs，成本包括微電網對可中斷負荷的高額補償Cp和MPEC的購電成本Cb。

MPEC的售電收入包括3個方面:微電網向用戶的售電收入、向儲能裝置實際售電收入、向主網的實際售電收入:

式中:qBj，qbl分別為用戶交易容量和獨立儲能裝置充電容量;fBj，fbl分別為用戶報價和獨立儲能裝置充電報價;qBZ，fB分別為主網向微電網購電的容量和報價;M和L分別為用戶總數和獨立儲能裝置總數。

相應地，MPEC的購電成本也包括3個方面:微電網向分布式電源的實際購電成本、向儲能裝置的實際購電成本、向主網的實際購電成本:

式中:qSi，qsl分別為分布式電源交易容量和獨立儲能裝置放電容量;fSi，fsl分別為分布式電源報價和獨立儲能裝置放電報價;qSZ，fS分別為微電網向主網購電的容量和報價，N為微電網內分布式電源總數。

對于用戶的可中斷負荷，主網向MPEC提供的中斷補償為

式中:fp為主網向MPEC提供的可中斷容量的單位補償價;qpj為用戶j的實際中斷容量，M'為受到中斷供電影響的用戶總數;γ為0-1決策變量，當微電網市場負荷上報容量大于電源上報容量時，其值為1，否則為0。

相應地，MPEC向用戶提供的中斷補償為

式中:fpj為微電網提供給可中斷用戶的中斷容量單位補償價。

根據上述信息，建立下述實時平衡市場模型:

模型的約束條件首先需要考慮功率平衡，忽略網絡損耗時為

其次，分布式電源、儲能裝置和負荷用戶的實際交易容量都應滿足相應的約束，具體公式不再展開。儲能裝置在同一個實時平衡市場運行周期內，不允許既作為電源又作為用戶，只能為單一角色，這點在模型求解中需要注意。

3 幾個關鍵問題的討論

3.1 儲能的市場行為

本文主要研究了微電網能量市場機制，沒有對輔助服務市場進行討論。事實上，儲能裝置可以提供多種電力市場輔助服務支撐，例如可用于削峰填谷，實現微電網中發電與用電的解耦;抑制可再生能源注入功率的波動，降低對微電網的沖擊;可用于解決微電網中諸如諧波、電壓閃變等電能質量問題。儲能裝置不能簡單作為一種可充電可放電的市場成員來看待。一種合理的假設是，儲能系統將按一定比例的容量分別參與輔助服務市場、合同市場和實時平衡市場。如何實現儲能系統在3個市場中的最優容量配比是一個值得研究的重要問題。

3.2 可再生能源的間歇性

微電網分布式電源大致可分為兩類，一類是可再生能源發電，如風力發電、光伏發電等，另一類是非可再生能源發電，如微型燃氣輪機發電、燃料電池發電等。風力發電和光伏發電有一個共性，就是受自然環境因素影響比較大，在發電功率輸出上存在一定的不確定性和波動性。如果在實際運行時，具有輸出功率隨機波動特性的可再生分布式電源的輸出功率與其競價容量不一致，簡單按照規則進行懲罰既不公平也不合理。如何盡可能發揮可再生能源的優勢，降低可再生能源間歇性引起的電力市場運行風險是亟待解決的關鍵問題。

3.3 價格帽設置與兩級能量市場的配合

在微電網兩級能量市場中，合同市場用戶根據微電源報價進行喊價。如果微電源利用其存在的市場力哄抬電價，將使得用戶不得不在高額底價的基礎上進一步喊價，會給用戶利益帶來損害，尤其是在微電網供小于求的關系下。另一方面，由于合同市場未匹配的剩余重要負荷和發電容量可進入實時平衡市場，存在微電源進入不同市場的容量劃分問題。

考慮到合同市場和實時平衡市場的電價不同，如果實時平衡市場價格偏高，則微電源可能為了獲取更大的利潤空間而將大部分容量進入實時市場中進行交易，導致合同市場中發電容量短缺加大，用戶的重要負荷無法得到優先保證。因此，在兩級能量市場配合中應當有相應管制，比如設置價格帽，要求微電源在實時平衡市場中的報價不得高于合同市場的平均價格的一個固定倍數，這樣能在一定程度上遏止微電源在實時平衡市場內哄抬電價的行為。

3.4 微電網經濟效益評估

微電網電力市場化運行所獲得的經濟效益不能僅僅從MPEC所獲得的經濟效益來衡量。一方面，通過實時平衡市場，MPEC獲得一定的凈收益;另一方面，微電網能夠充分利用分布式清潔能源，由此產生的節能減排會帶來一定的社會環境效益，這部分環境效益可以通過諸如政府環境補貼或碳交易等轉化為經濟效益。微電網在獲得這些經濟效益之后，有責任也有義務更新微電網設備和維護運行安全，提供更優質的電能服務，完善更公平合理的交易平臺，同時積極響應主網的市場需求，以期實現市場的良性運作。

4 結論

本文設計了合同市場和實時平衡市場的微電網兩級能量市場，提出了“發電驅動負荷”運行模式，以價格為杠桿，引導微電網市場透明化運行，充分體現了電力系統微型“細胞”響應配電網市場的“電源/負荷”功能，拓展了配電網在用戶終端側的負荷管理，有力的支撐了電力市場在用戶端的滲透。

在設計的兩級能量市場中，用戶能夠自主報價，與供電方直接交易，充分提高了用戶參與市場實現自身利益最大化的積極性。此外，在配電網故障時，所設計的市場模式能夠應用到微電網獨立運行狀態，微電網市場能夠繼續以合同鎖定容量對用戶進行供電，并實時實現網內負荷的平衡。

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(編輯:張媛媛)

Market Operation Mechanism Design for Grid-Connected Microgrid

LIU Haom ing1，LIShanshan1，LU Dan1，YE Jilei2
(1.College of Energy and Electrical Engineering，Hohai University，Nanjing 211100，China; 2.China Electric Power Research Institute，Nanjing 210003，China)

An operablemarketoperationmechanism considering the fundamental characteristics ofmicrogrid was designed to realize the intelligentoperation ofmicrogrid under transmission and distribution separated electricitymarkets."Load Driven by Generation"mode was proposed.On the premise of ensuring the compatibility with themain grid electricitymarket，based on themarket operation control system of multi-agent systems，customers could submit the bidding information to Microgrid power exchange controller(MPEC)in the multi-agentmarket operation control system according to their relative demands，with considering the flexible market behavior of interruptible load and energy storage devices，as well as the demand-side responsemechanism.The contractmarket and the real-time balance market were constructed for grid-connected Microgrid，together with the bidding rules and themathematicalmodels.Finally，several key questionswere discussed.

Microgrid;electricity market;load driven by generation;marketmechanisms;energy storage device

TM 73

A

1000－7229(2014)11－0013－06

10.3969/j.issn.1000－7229.2014.11.003

2014-07-01

2014-07-29

劉皓明(1977)，男，博士，副教授，研究方向為智能配電網、微電網和電力市場;

李柵柵(1990)，女，碩士研究生，研究方向為微電網和電力市場;

陸丹(1991)，女，碩士研究生，研究方向為微電網優化運行;

葉季蕾(1983)，女，博士，高級工程師，研究方向為電池儲能應用技術與電力市場。

國家自然科學基金項目(51207044)。