西北電網調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. 國家電網公司西北分部，西安710048；2. 廣東電網有限公司廣州供電局，廣州510060；3. 陜西秦嶺發電有限公司，陜西 渭南714206)

0 引言

當前隨著新能源規模不斷擴大，電網調峰矛盾日益突出，調峰市場構建已成為焦點問題。文獻[1 - 4]立足于省級電網，分別從省內調峰需求、機組調節性能、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，針對省間低谷調峰市場，分析了調峰提供方的調峰成本和受用方產生的效益；文獻[6]提出多區域互聯系統考慮大規模風電接入下的熱電聯合調度模型；文獻[7 - 8]結合東北區域電網大規模風電消納的實際需求，介紹了東北電力調峰輔助服務市場的設計目標、基本原理、市場規則、實踐情況等。上述文獻為深化西北電網調峰市場建設提供了有益參考。

當前西北電網調峰市場是傳統意義上的“離線”市場，基本運作原理是以日前預估的“棄風棄光電量”作為需求邊界，火電廠進行單邊報價并排序形成“出清價格”，產生的市場費用由新能源電場按發電量占比分攤，如圖1所示。

圖1 當前西北電網調峰市場基本運作原理Fig.1 Basic operation principle of current peaking market of Northwest Power Grid

調峰市場從時間維度上分為日前市場和日內市場[9]，日內市場是以日前市場為邊界，針對日內富裕新能源電量，仍按照上述的報價排序來出清；從地理維度上分為省內市場和省間市場，省內市場優先于省間市場運作，省間市場以省內市場為邊界，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”、“省內+省間”調峰市場體系。

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

1 當前“離線”的調峰市場模式存在問題

1.1 調峰和電能量市場邊界不清，補償基準混淆

對于省內調峰而言，西北電網“兩個細則”[10]定義了火電機組額定容量50%以上常規調節部分的補償標準：以100%額定容量為補償基準，向下調節到70%的調節部分(圖2左上區左斜線)為第一檔常規調峰貢獻電量；以70%額定容量為補償基準，向下調節到50%的調節部分(圖2左上區豎線)為第二檔常規調峰貢獻電量。

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

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

可見，當前無論省內還是省間調峰市場，都是采用提前預設的方式確定調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”現象。省內和省間市場在同一調節區間還可能存在補償“重疊”的情況。

圖2 西北“兩個細則”和“省內深度調峰市場”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”承擔付費，未體現其“電源”屬性

從系統平衡角度講，新能源預測出力實質上承擔了“電源”的作用。只有新能源實際出力較預測偏小，才起到反向“負荷”的作用。而當前調峰市場由全部新能源承擔付費[13]，未區分新能源不同部分所對應的不同屬性，因此有失偏頗。

1.3 純“下調”市場，未體現“上調”市場價值

當前“離線”調峰市場默認只在棄風棄光情況下啟動，所以只有火電給新能源提供“向下調節”的單一品種，未體現系統正平衡不足時火電“向上調節”的市場價值[14]。

1.4 當前模式結算效率低，市場反饋慢

當前調峰市場采取的是“日前出清、日內執行、月后結算”的模式，結算結果一般到月后才能公布，發電主體對參與調峰市場調節的“感知”遲緩，不利于形成改良調節效果的有效反饋。

由此可見，上述問題根源在于當前調峰市場采用“離線”模式，使得調峰市場和電能量市場間界限模糊，未能實現協調運轉。所以解決問題的關鍵在于清晰梳理調峰和電能量兩級市場的邊界，統一補償基準，實現“在線”耦合運作。

2 調峰市場和電能量市場的供需關系梳理

在新能源預測邊界下，火電用于平衡實時用電負荷和聯絡線計劃的出力，應作為滿足電能量市場的火電基準出力。于是，新能源預測出力和火電基準出力就作為電能量市場的供應方，實際用電負荷及聯絡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節(大概率是深度調峰)，就體現為對新能源偏差部分承擔的調節[15]。因此火電在基準出力上的再調節部分作為供應方，新能源實際較預測的偏差部分作為需求方，納入到調峰市場范疇。詳見表1。

表1 電能量和調峰兩級市場的供需方關系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)實際高于預測的正偏差。此時新能源預測出力全部參與電能量市場的平衡；而實發高于預測的正偏差部分，則需要啟動向下調節的“負調峰市場”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關系Fig.4 Correspondence relationship between the two levels of market under the condition of new energy positive deviation

2)實際低于預測的負偏差。此時新能源實發出力全部參與電能量市場平衡；而實發低于預測的負偏差部分，則需要啟動向上調節的“正調峰市場”來平衡，如圖5所示[16]。可以看出，正調峰市場(或稱“備用市場”)彌補了當前模式只有“下調”市場的不足，充分反映了“上調”市場的價值。

圖5 新能源負偏差情況下兩級市場對應關系Fig.5 Correspondence relationship between the two levels of market under the negative bias of new energy

3 對當前“離線”調峰市場模式改進的思路

需要說明的是，對當前“離線”調峰市場的改進，并不是要改變日前、日內報價出清的操作流程。當前日前報價排序出清決定日前中標主體，日內報價排序出清決定實時中標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、對調節貢獻量的實時計算和結算反饋，這樣才能實現調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，火電機組調峰基準不應按日前計劃提前設定，而應在實時邊界下在線配置。

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

圖6 日前調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，保持新能源預測值和聯絡線計劃不變，只將“日前預測負荷”更新“實時負荷”，并根據AGC預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電能量市場后、進入調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峰市場的唯一基準，解決了當前模式下基準不統一的問題。

圖7 實時調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個優點：1)找準了反映實時調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)統一了省內、省間市場的補償基準，實現兩級市場的無縫銜接，解決了“重疊補償”的問題。

3.2 火電機組調峰貢獻電量由“出清目標認定”改為“實時積分計算”

當前“離線”調峰市場執行的是“日前出清目標認定”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出力的差額即為少調節的量。其根本問題仍是默認日前計劃基準在實時不會發生變化。

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上，再將“日前新能源預測出力”更新為“實時新能源出力”。此時火電機組較基準出力產生的積分電量，即為對新能源偏差部分的調節貢獻，納入到調峰市場范疇，如圖8所示。

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

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

圖9 火電在調峰市場中的向上、向下雙向調節示意圖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“日前出清目標認定”向“實時積分計算”的轉變，并非取消日前和日內調峰市場出清，因為日前和日內調峰市場的中標主體仍需要通過報價排序來確定，只不過日前、日內中標主體的具體貢獻都要通過“實時積分計算”而非“日前出清目標認定”來確定。

3.3 調峰市場模式由“事前出清+事后結算”向“實時計算+事中反饋”轉變

當前調峰市場模式的基本流程是發電主體日前報價、排序出清，日內執行、月后結算。操作流程繁瑣，周期長，結算效率低，對市場主體反饋慢。為提高調峰市場運作效率，應改為“實時計算+事中反饋”的新模式，使發電主體靈敏地“感受”自身調節效果[17]，促進良性調節。

4 實現調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峰電量

如上所述，用“實際用電負荷”替代“預測用電負荷”，即可得到火電滿足電能量市場后、進入調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預測用電負荷+P聯絡線計劃-
P預測新能源-P水電

(1)

P實時火電總基準出力=P實際用電負荷+P聯絡線計劃-
P預測新能源-P水電

(2)

在水電出力不發生變化時，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預測負荷

(3)

將這個變化量按系統預定的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，即為該機組在調峰市場的貢獻電量。用Q代表積分電量，t代表統計周期，機組為i，對應所在的控制區內有n臺機組。于是正調峰市場電量計算如(6)所示。

(6)

相應地，負調峰市場電量計算如式(7)所示。

(7)

4.2 向省內深調市場和省間調峰市場的同步傳遞

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

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

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

對于提供“省間負調峰”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”服務，才應納入到省間負調峰市場的范疇。

為與第一級基準出力的變化量ΔP火總區分開來，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預測負荷+
P預測新能源-P實際新能源

(8)

ΔP′火i=ΔP′火總/n

(9)

當ΔP′火總<0時，對應為啟動省間負調峰市場。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ΔP′火總>0時，對應啟動省間正調峰市場。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 實時計算調峰市場價格并反饋給調節主體

設B代表額度。需求省機組為i，共有n臺。提供省間調節的機組為j，共有v臺參與。假設需求省第一級基準出力在[70%，100%]之間，按照“兩個細則”對應補償標準為0.007 元/kWh；提供省間負調峰省的第二級基準出力在[50%，70%]之間，按照“兩個細則”對應補償標準為0.035 元/kWh。設省內深度調峰市場在[40%，50%]部分的調峰出清價格為SN1，40%以下的調峰價格定為SN2。省間調峰市場在50%以上的價格定為SJ1，[40%，50%]的價格定為SJ2，40%以下的調峰價格取為SJ3。則考慮省內常規、省內深調和省間調峰的負調峰市場總額度如式(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負調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，正偏差總量應按照統計周期內，每個產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)

對于正調峰的情況，仍設本省的第一級基準出力在[70%，100%]之間，對應補償標準為0.007元/kWh；提供省間正調峰省的第二級基準出力在[50%，70%]之間，對應補償標準為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，即得到新能源承擔正調峰市場付費的度電成本。如式(18)所示。

(18)

正調峰市場對應于新能源負偏差電量。即應按照統計周期內，每個產生負偏差的新能源電場的偏差量比例來分攤到個體[19]。設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、實時配置資源的成熟市場目標。

5 算例

設某系統由X1—X5 5個風電場和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”、“臨省提供負調峰”和“臨省提供正調峰”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測增加100 MW，每臺火電目標出力應達到240 MW，于是新模式下調峰市場貢獻量相應為(24-26)×10=-20 MWh，負值代表負調峰貢獻。而原模式以機組額定容量作為起補基準，計算每臺機組調峰貢獻量為(24-30)×10=-60 MWh。可見，原模式存在明顯“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出力達到270 MW，于是新模式下調峰市場貢獻量為(27-26)×10=10 MWh，正值代表正調峰貢獻。而原模式下仍以火電機組額定容量作為起補基準，對應每臺機組的調峰貢獻量為(27-30)×10=-30 MWh，體現的卻是負調峰貢獻，存在不對應性問題。

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。考慮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目標出力就達到140 MW，低于最小技術出力150 MW。于是新模式下從190 MW基準減到150 MW的部分，就是常規負調節市場貢獻量，即(15-19)×10=-40 MWh；而深度調峰市場貢獻量為(14-15)×10=-10 MWh。原模式下雖然也以150 MW作為機組深度調峰的起補基準，但對于常規負調峰市場貢獻量的計算，卻是以額定容量作為起補基準，這樣每臺機組常規負調峰市場貢獻量為(15-30)×10=-150 MWh，存在明顯過補償現象。

深度調峰市場情況詳見附表3。

5.4 情況四：提供省的負調峰提供情況(詳見附表4)

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

設提供省的也由5個風電場和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。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達到180 MW。最后考慮聯絡線計劃下調至-150 MW后，各機組平均目標出力應為170 MW，每臺機組恰好較第二級基準出力下調了-10 MW，實現了下調需求的傳遞和分解。

而若按原模式運作，火電調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”現象。

提供省的負調峰提供情況詳見附表4。

5.5 情況五：鄰省提供省間正調峰市場

對于發生正調峰的需求省而言，由于實際風電全部為0，普遍低于預測，導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的上調量需求，要通過聯絡線傳遞到提供省，使得提供省的聯絡線計劃值由原來的100 MW疊加為250 MW。

設提供省的情況也由5個風電場和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。最后考慮聯絡線計劃上調50 MW至250 MW后，各機組平均出力應為260 MW，每臺機組恰好較第二級基準出力下調了30 MW，從而實現了上調需求的傳遞和分解。

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

6 結語

本文旨在構建調峰與電能量市場的在線耦合模式：通過在線分割調峰和電能量市場邊界，形成火電統一基準出力；即時計算積分貢獻量和調峰市場價格直觀反饋收益，促進發電主體改善調節效率；通過理清“省內調峰市場”和“省間調峰市場”的邊界和啟動傳遞條件，實現有序銜接。最后通過分析5種典型市場情況，驗證了基于電能量和調峰市場耦合運作的新模式，在準確體現市場價值、提升調節效率和促進主體調節積極性方面具備的優越性。