考慮報(bào)價(jià)監(jiān)管的動態(tài)調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制設(shè)計(jì)

羅桓桓 王 昊 葛維春,3 劉 闖 王藝博

（1. 沈陽工業(yè)大學(xué)電氣工程學(xué)院 沈陽 110006 2. 東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院 吉林 132012 3. 國網(wǎng)遼寧省電力有限公司 沈陽 110006）

0 引言

近年來，為了推動清潔能源發(fā)展，國家推出了清潔能源優(yōu)先發(fā)展戰(zhàn)略，使得清潔能源發(fā)展步伐顯著加快，我國風(fēng)電、光伏新增裝機(jī)容量均位列世界第一[1-2]。其中，東北電網(wǎng)為了響應(yīng)這一戰(zhàn)略，通過市場化途徑提高清潔能源電量占比，東北能源監(jiān)管局于2016 年11 月18 日印發(fā)了《東北電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則》，并于2017 年1 月1 日起施行。截至目前，該市場機(jī)制在接納新能源方面取得了良好效果，僅在2016 年上半年，黑龍江省、吉林省和遼寧省的棄風(fēng)率分別高達(dá)23%、39%和19%。而截至2019 年上半年，三省的棄風(fēng)率已經(jīng)分別下降至2.0%、3.3%和0.6%。表面上來看，該市場機(jī)制取得了巨大成功，但與此同時(shí)，東北地區(qū)也逐漸面臨著調(diào)峰難題，使得棄風(fēng)率降低的進(jìn)程停滯不前，甚至還有反彈的趨勢。造成這一難題的原因一方面是由于東北地區(qū)的新能源建設(shè)步伐顯著加快[3]，而在另一方面，現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制無法充分調(diào)動所有火電機(jī)組的調(diào)峰積極性則是造成這一難題的主要原因。隨著新能源的建設(shè)步伐進(jìn)一步加快，現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制將難以維持市場的良性運(yùn)行。因此，迫切需要提出新的市場機(jī)制，以調(diào)動所有火電機(jī)組積極參與調(diào)峰，引導(dǎo)東北電力市場向著健康、良性的方向發(fā)展。

在我國，調(diào)峰問題一直是眾多學(xué)者研究的焦點(diǎn)。文獻(xiàn)[4-8]提出可以利用儲能裝置來降低電網(wǎng)存在的調(diào)峰壓力。文獻(xiàn)[9-11]提出可以通過給機(jī)組配置儲熱裝置的方式提高供熱期機(jī)組的調(diào)峰能力。文獻(xiàn)[12-14]根據(jù)機(jī)組的調(diào)峰成本以及容量差異，設(shè)計(jì)了機(jī)組提供調(diào)峰輔助服務(wù)的補(bǔ)償方法。文獻(xiàn)[15]分析了調(diào)峰買賣雙方的成本及收益，并設(shè)計(jì)了跨省低谷調(diào)峰市場。文獻(xiàn)[16]在發(fā)電權(quán)交易的背景下，設(shè)計(jì)了風(fēng)火之間的調(diào)峰定價(jià)機(jī)制。文獻(xiàn)[17-18]根據(jù)華東電網(wǎng)的實(shí)際情況，設(shè)計(jì)了華東地區(qū)省間調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制。文獻(xiàn)[19-20]研究了高比例新能源并網(wǎng)場景下，多區(qū)域間的調(diào)峰互濟(jì)方法。文獻(xiàn)[21-22]結(jié)合東北地區(qū)大規(guī)模新能源并網(wǎng)的實(shí)際場景，介紹了東北區(qū)域調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制與實(shí)踐情況。上述研究雖為調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制的研究提供了理論支持，但仍存在以下問題：①上述部分文獻(xiàn)側(cè)重于通過技術(shù)改造或者補(bǔ)償?shù)姆绞教岣邫C(jī)組的調(diào)峰能力，卻忽略了通過市場化途徑提高系統(tǒng)的調(diào)峰能力；②上述對于調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制的研究僅局限于省間市場機(jī)制的研究，而與省內(nèi)調(diào)峰市場研究相關(guān)的文獻(xiàn)都屬于綜述性文獻(xiàn)，缺乏對于省內(nèi)調(diào)峰市場的創(chuàng)新性研究。

本文在前述研究的基礎(chǔ)上，首先分析了現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制下，東北電網(wǎng)調(diào)峰存在的問題及問題存在的原因；然后根據(jù)現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制存在的問題，有針對性地提出動態(tài)調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制，其中主要包括浮動調(diào)峰基準(zhǔn)以及利于市場監(jiān)管的報(bào)價(jià)規(guī)則；最后結(jié)合本文提出的市場機(jī)制建立了調(diào)峰輔助服務(wù)市場雙層競價(jià)調(diào)度模型，并以遼寧省電網(wǎng)的實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行算例分析，驗(yàn)證了本文提出的動態(tài)調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制具有優(yōu)越性。

1 動態(tài)調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制設(shè)計(jì)

1.1 現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制分析

1.1.1 現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制

由于本文針對東北地區(qū)的調(diào)峰交易困境進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)峰市場機(jī)制的設(shè)計(jì)，所以本文只介紹東北地區(qū)現(xiàn)行的實(shí)時(shí)深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制（以下簡稱為現(xiàn)行機(jī)制）。

在現(xiàn)行機(jī)制中，東北能源監(jiān)管局將調(diào)峰輔助服務(wù)分為無償調(diào)峰輔助服務(wù)和有償調(diào)峰輔助服務(wù)兩類（現(xiàn)行機(jī)制中的調(diào)峰輔助服務(wù)特指下調(diào)峰輔助服務(wù)）。無償調(diào)峰輔助服務(wù)指的是開機(jī)的火電機(jī)組通過降低出力至有償調(diào)峰基準(zhǔn)以上提供的調(diào)峰輔助服務(wù)，而有償調(diào)峰輔助服務(wù)指的是開機(jī)的火電機(jī)組通過降低出力至有償調(diào)峰基準(zhǔn)以下提供的調(diào)峰輔助服務(wù)。現(xiàn)行機(jī)制下火電廠的有償調(diào)峰基準(zhǔn)見表1。

表1 現(xiàn)行機(jī)制下火電廠的有償調(diào)峰基準(zhǔn)Tab.1 Paid peak regulation benchmark for thermal power plants under the current mechanism

表1 中的平均負(fù)荷率指的是開機(jī)的火電機(jī)組在單位統(tǒng)計(jì)周期（15min）內(nèi)的平均負(fù)荷率，火電機(jī)組的平均負(fù)荷率為

式中，λi,n為機(jī)組i在第n個(gè)統(tǒng)計(jì)周期的平均負(fù)荷率；Pi,n為機(jī)組i在第n個(gè)統(tǒng)計(jì)周期的平均出力值；Ca,i為機(jī)組i的容量。

日前，各火電廠向交易中心上報(bào)調(diào)峰意愿（即是否有意愿參與調(diào)峰）及有功出力可調(diào)區(qū)間，有意愿參與調(diào)峰的火電廠還要根據(jù)報(bào)價(jià)規(guī)則上報(bào)各自的報(bào)價(jià)，現(xiàn)行機(jī)制下的報(bào)價(jià)規(guī)則采取分兩檔報(bào)價(jià)的方式，具體報(bào)價(jià)規(guī)則見表2。

表2 現(xiàn)行機(jī)制下的報(bào)價(jià)規(guī)則Tab.2 Quotation rules under the current mechanism

日內(nèi)，由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)根據(jù)電網(wǎng)的實(shí)際調(diào)峰需求，優(yōu)先調(diào)用無償調(diào)峰輔助服務(wù)。如果無償調(diào)峰輔助服務(wù)無法滿足調(diào)峰需求，電力調(diào)度機(jī)組將根據(jù)日前的競價(jià)結(jié)果由低到高調(diào)用有償調(diào)峰輔助服務(wù)。

日后，交易中心將根據(jù)火電機(jī)組提供的各檔有償調(diào)峰電量及各檔的系統(tǒng)邊際價(jià)格進(jìn)行結(jié)算。

現(xiàn)行機(jī)制下，提供調(diào)峰輔助服務(wù)的火電機(jī)組獲得的調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用由負(fù)荷率高于有償調(diào)峰基準(zhǔn)的火電廠、風(fēng)電場、光伏電站及核電廠共同承擔(dān)，由于本文不研究分?jǐn)傄?guī)則，所以本文不再介紹現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)倷C(jī)制。

1.1.2 現(xiàn)行機(jī)制存在的問題

由表1 所示的現(xiàn)行機(jī)制下的有償調(diào)峰基準(zhǔn)可以了解到：在現(xiàn)行機(jī)制下，任意一臺火電機(jī)組的有償調(diào)峰基準(zhǔn)在某一特定時(shí)期下是一個(gè)固定值。例如，在非供熱期，容量為600MW 的純凝火電機(jī)組的有償調(diào)峰基準(zhǔn)在一日內(nèi)均為300MW。

圖1 為非供熱期某600MW 的純凝火電機(jī)組在某一日內(nèi)的計(jì)劃出力值曲線、調(diào)峰出力值曲線及現(xiàn)行機(jī)制下的有償調(diào)峰容量基準(zhǔn)曲線。通過觀察圖1可以分析得出：在負(fù)荷低谷時(shí)期，該機(jī)組出售了大量的有償調(diào)峰電量，但由于現(xiàn)行機(jī)制下的有償調(diào)峰基準(zhǔn)是一個(gè)固定值且負(fù)荷低谷時(shí)期機(jī)組的計(jì)劃出力值一般低于有償調(diào)峰基準(zhǔn)，所以可以了解到該機(jī)組在負(fù)荷低谷時(shí)期實(shí)際提供的調(diào)峰電量小于現(xiàn)行機(jī)制下該機(jī)組在負(fù)荷低谷時(shí)期出售的有償調(diào)峰電量，即現(xiàn)行機(jī)制使得火電機(jī)組在負(fù)荷低谷時(shí)期獲得了更多的調(diào)峰收入，同時(shí)也導(dǎo)致新能源機(jī)組在負(fù)荷低谷時(shí)期承擔(dān)了更多的調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用。而在負(fù)荷高峰時(shí)期，由于現(xiàn)行機(jī)制下的有償調(diào)峰基準(zhǔn)是一個(gè)固定值且負(fù)荷高峰時(shí)期機(jī)組的計(jì)劃出力值要遠(yuǎn)大于有償調(diào)峰基準(zhǔn)，所以導(dǎo)致火電機(jī)組在負(fù)荷高峰時(shí)期實(shí)際提供的調(diào)峰電量要遠(yuǎn)大于現(xiàn)行機(jī)制下火電機(jī)組在負(fù)荷高峰時(shí)期出售的有償調(diào)峰電量（兩者的差值即為火電機(jī)組在負(fù)荷高峰時(shí)期提供的無償調(diào)峰電量），即現(xiàn)行機(jī)制使得火電機(jī)組在負(fù)荷高峰時(shí)期獲得了更少的調(diào)峰收入,甚至無調(diào)峰收入。

圖1 現(xiàn)行機(jī)制下火電機(jī)組調(diào)峰示意圖Fig.1 Schematic diagram of thermal power unit peak regulation under the current mechanism

同時(shí)，又由于在現(xiàn)行機(jī)制下，火電機(jī)組在負(fù)荷低谷時(shí)期多獲益的有償調(diào)峰電量遠(yuǎn)小于在負(fù)荷高峰時(shí)期少獲益的有償調(diào)峰電量，使得火電機(jī)組的調(diào)峰積極性大打折扣。再者，又由于火電企業(yè)想要回收負(fù)荷高峰時(shí)期提供的無償調(diào)峰電量的成本以及存在各火電企業(yè)聯(lián)合抬高市場價(jià)格等違規(guī)操作的問題，導(dǎo)致現(xiàn)行機(jī)制下各火電機(jī)組的調(diào)峰報(bào)價(jià)很高，均趨于各檔的報(bào)價(jià)上限，最終導(dǎo)致市場出清價(jià)格很高。

綜上，現(xiàn)行機(jī)制主要存在兩個(gè)問題：①調(diào)峰基準(zhǔn)不合理，導(dǎo)致火電機(jī)組的調(diào)峰積極性不高；②火電機(jī)組的報(bào)價(jià)較高，導(dǎo)致市場出清價(jià)格過高。本文主要針對以上兩個(gè)問題進(jìn)行調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制的設(shè)計(jì)。

1.2 動態(tài)調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制

為了解決前文提到的現(xiàn)行機(jī)制存在的兩個(gè)問題，本文制定浮動調(diào)峰基準(zhǔn)及利于市場監(jiān)管的報(bào)價(jià)規(guī)則，以形成本文的動態(tài)調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制（以下簡稱為動態(tài)機(jī)制）。

1.2.1 浮動調(diào)峰基準(zhǔn)的制定

通過前文分析現(xiàn)行機(jī)制有償調(diào)峰基準(zhǔn)存在的問題可知：為了使各火電機(jī)組的結(jié)算調(diào)峰電量能夠更接近各火電機(jī)組實(shí)際提供的調(diào)峰電量，在負(fù)荷高峰時(shí)期，新機(jī)制的調(diào)峰基準(zhǔn)相比現(xiàn)行機(jī)制的有償調(diào)峰基準(zhǔn)應(yīng)該更高，而在負(fù)荷低谷時(shí)期則應(yīng)該更低，即動態(tài)機(jī)制下的調(diào)峰基準(zhǔn)應(yīng)該與負(fù)荷的波動趨勢相同。

根據(jù)東北能源監(jiān)管局的規(guī)定：各機(jī)組在沒有接收到調(diào)度指令時(shí)應(yīng)該運(yùn)行在其計(jì)劃出力值上[23]。遼寧省某日實(shí)際負(fù)荷曲線及凈負(fù)荷預(yù)測曲線如圖2 所示。由圖2 可以看出，凈負(fù)荷預(yù)測曲線與實(shí)際負(fù)荷曲線的波動趨勢大致相同，因此本文建議將凈負(fù)荷預(yù)測值按照火電機(jī)組的裝機(jī)容量占比分配到每一臺機(jī)組上作為動態(tài)機(jī)制下火電機(jī)組的計(jì)劃出力值，并將各機(jī)組的計(jì)劃出力值稱為各機(jī)組的浮動調(diào)峰基準(zhǔn)，故浮動調(diào)峰基準(zhǔn)與負(fù)荷的波動趨勢也大致相同。該浮動調(diào)峰基準(zhǔn)相比于分別提高和降低負(fù)荷峰谷時(shí)期的調(diào)峰基準(zhǔn)具有明顯優(yōu)勢，因?yàn)橄到y(tǒng)的負(fù)荷與電源結(jié)構(gòu)的不斷變化會導(dǎo)致市場場景的變化，分別提高和降低負(fù)荷峰谷時(shí)期的調(diào)峰基準(zhǔn)只能適應(yīng)一時(shí)的市場場景，而根據(jù)凈負(fù)荷預(yù)測值制定的浮動調(diào)峰基準(zhǔn)則可以更好地適應(yīng)未來場景的變化。

圖2 遼寧省某日實(shí)際負(fù)荷曲線及凈負(fù)荷預(yù)測曲線Fig.2 Actual load curve and net load forecasting curve of a certain day in Liaoning Province

本文提出的動態(tài)機(jī)制規(guī)定：正常情況下，在各機(jī)組沒有接收到調(diào)度指令時(shí)，各機(jī)組必須嚴(yán)格運(yùn)行在計(jì)劃出力值上（由于動態(tài)機(jī)制下機(jī)組的計(jì)劃出力值是跟隨負(fù)荷波動的，所以當(dāng)機(jī)組運(yùn)行在計(jì)劃出力值上時(shí)，即可認(rèn)為機(jī)組盡到了調(diào)峰義務(wù)，并且，機(jī)組故障時(shí)緊急調(diào)用廠內(nèi)備用機(jī)組不算違背此項(xiàng)規(guī)定）。當(dāng)某機(jī)組接收到調(diào)度指令而將出力調(diào)整至浮動調(diào)峰基準(zhǔn)以上時(shí)，則視為該機(jī)組提供上調(diào)峰輔助服務(wù)。相反，當(dāng)某機(jī)組接收到調(diào)度指令而將出力調(diào)整至浮動調(diào)峰基準(zhǔn)以下時(shí)，則視為該機(jī)組提供下調(diào)峰輔助服務(wù)（本文調(diào)峰輔助服務(wù)定義中涉及的調(diào)度指令不包括事故發(fā)生時(shí)的應(yīng)急調(diào)度指令）。同時(shí)，為了應(yīng)對事故發(fā)生的情況，各機(jī)組應(yīng)與所有備用機(jī)組簽署雙邊合同，并將合同附件、機(jī)組故障時(shí)調(diào)用備用機(jī)組的優(yōu)先級和各機(jī)組的備用容量交與調(diào)度中心報(bào)備。當(dāng)某臺機(jī)組出現(xiàn)事故時(shí)，機(jī)組所在電廠將優(yōu)先調(diào)用廠內(nèi)備用機(jī)組。若廠內(nèi)備用機(jī)組無法滿足故障機(jī)組在該調(diào)度時(shí)段的出力要求時(shí)，調(diào)度中心應(yīng)根據(jù)實(shí)際的備用容量需求調(diào)用優(yōu)先級較高且滿足備用容量需求的機(jī)組，以滿足故障機(jī)組在該調(diào)度時(shí)段的出力要求，并從下一個(gè)調(diào)度時(shí)段開始調(diào)整備用機(jī)組的出力值使得故障機(jī)組與備用機(jī)組的出力值之和跟隨這兩者的計(jì)劃出力值之和（若因?yàn)楣收蠙C(jī)組停機(jī)導(dǎo)致調(diào)用冷備用機(jī)組時(shí)，則要求冷備用機(jī)組的出力值跟隨故障機(jī)組的計(jì)劃出力值）直至故障機(jī)組恢復(fù)正常。即在事故發(fā)生的下一個(gè)調(diào)度時(shí)段開始直至故障解除，故障機(jī)組與被調(diào)用的備用機(jī)組不得參與調(diào)峰競價(jià)且不能提供調(diào)峰輔助服務(wù)。

1.2.2 機(jī)組調(diào)峰成本分析

若要分析各火電機(jī)組的調(diào)峰報(bào)價(jià)以制定新的報(bào)價(jià)規(guī)則，首先需要分析火電機(jī)組的調(diào)峰成本。由于機(jī)組參與上調(diào)峰時(shí)出力增加，機(jī)組總體收益增加，又顧及需要支持風(fēng)電等新能源的發(fā)展，故本文提出的動態(tài)機(jī)制規(guī)定機(jī)組參與上調(diào)峰無需報(bào)價(jià)，也無調(diào)峰收入。因此，只需要分析機(jī)組參與下調(diào)峰的成本。

機(jī)組參與下調(diào)峰的成本主要分為兩部分：一部分是由于機(jī)組下調(diào)出力而損失的發(fā)電收益，即機(jī)會成本；另一部分是由于機(jī)組下調(diào)出力引起機(jī)組燃燒效率發(fā)生變化，進(jìn)而引起的煤耗成本。

機(jī)組參與下調(diào)峰的機(jī)會成本等于機(jī)組由于降低出力值而損失的發(fā)電收入扣除這部分電量的煤耗成本所得的值，機(jī)組提供下調(diào)峰輔助服務(wù)的機(jī)會成本可以表示為

式中，Copp,i,t為機(jī)組i在t時(shí)刻提供下調(diào)峰輔助服務(wù)的機(jī)會成本；Pi,t,plan為機(jī)組i在t時(shí)刻的計(jì)劃出力值；Pi,t為機(jī)組i在t時(shí)刻的實(shí)際出力值；ρe為火電機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)；ρc為燃煤價(jià)格；Fi為火電機(jī)組i的耗量特性函數(shù)，F(xiàn)i(Pi,t,plan)為火電機(jī)組i在t時(shí)刻運(yùn)行在計(jì)劃出力值時(shí)的煤耗量；ai、bi、ci為機(jī)組i的耗量特性參數(shù)。

機(jī)組參與下調(diào)峰的煤耗成本等于機(jī)組剩余發(fā)電量的煤耗量與運(yùn)行在計(jì)劃出力值時(shí)發(fā)出同等電量對應(yīng)的煤耗量相比的差值，機(jī)組提供下調(diào)峰輔助服務(wù)的煤耗成本可以表示為

式中，Ccoal,i,t為機(jī)組i在t時(shí)刻提供下調(diào)峰輔助服務(wù)的煤耗成本。

機(jī)組參與下調(diào)峰的總成本可以表示為

式中，Ci,t為機(jī)組i在t時(shí)刻提供下調(diào)峰輔助服務(wù)的總成本。

由此，可以推導(dǎo)出機(jī)組參與下調(diào)峰的邊際成本為

式中，Mc,i,t為機(jī)組i在t時(shí)刻提供下調(diào)峰輔助服務(wù)的邊際成本；ΔPi,t為機(jī)組i在t時(shí)刻提供的下調(diào)峰容量。

1.2.3 報(bào)價(jià)規(guī)則的制定

由于機(jī)組產(chǎn)出（提供的下調(diào)峰容量）不同時(shí)其邊際成本是不同的，所以為了市場價(jià)格更為合理，即市場價(jià)格與邊際成本的相關(guān)性更強(qiáng)，本文建議以產(chǎn)出為自變量、報(bào)價(jià)為因變量的報(bào)價(jià)函數(shù)作為各機(jī)組的報(bào)價(jià)規(guī)則。

若要制定較為合理的報(bào)價(jià)規(guī)則，首先要從火電機(jī)組的角度考慮問題，以允許所有的火電機(jī)組盡可能地實(shí)施他們的報(bào)價(jià)策略。而每個(gè)火電機(jī)組的目標(biāo)都是其自身利潤的最大化，即

式中，Ri,t為機(jī)組i在t時(shí)刻提供下調(diào)峰輔助服務(wù)所獲得的利潤；Ii,t為機(jī)組i在t時(shí)刻提供下調(diào)峰輔助服務(wù)所獲得的調(diào)峰收入。每個(gè)火電機(jī)組利潤最大化的一階條件為

顯而易見，式（8）右側(cè)的部分就是機(jī)組提供下調(diào)峰輔助服務(wù)的邊際成本，而機(jī)組的調(diào)峰收入等于系統(tǒng)下調(diào)峰邊際價(jià)格與該機(jī)組提供下調(diào)峰容量的乘積，所以有

式中，mp,t為t時(shí)刻的系統(tǒng)下調(diào)峰邊際價(jià)格。系統(tǒng)下調(diào)峰邊際價(jià)格為

眾所周知，在普遍的情況下，市場參與方的報(bào)價(jià)都是基于其報(bào)價(jià)等于系統(tǒng)邊際價(jià)格的假設(shè)下制定的，即各機(jī)組都假定自己是邊際機(jī)組。因此，各市場參與方的報(bào)價(jià)可以由系統(tǒng)邊際價(jià)格的公式近似表達(dá)。所以，各機(jī)組的報(bào)價(jià)可以表示為

式中，Bi,t為機(jī)組i在t時(shí)刻提供下調(diào)峰輔助服務(wù)的報(bào)價(jià)。

可以看出，所有機(jī)組的下調(diào)峰報(bào)價(jià)可以表示為每個(gè)機(jī)組參與下調(diào)峰的邊際成本與另外一項(xiàng)的和。而在另外一項(xiàng)中，?mp,t/?ΔPi,t其實(shí)就是每個(gè)機(jī)組的剩余需求曲線的斜率，即剩余需求函數(shù)的一階導(dǎo)數(shù)。而剩余需求曲線可以通過市場需求曲線和其他機(jī)組的總供給曲線得出（剩余需求等于市場需求與其他機(jī)組總供給的差值），市場需求曲線與其他機(jī)組的總供給曲線可以從過去的市場數(shù)據(jù)中推測獲得。

本文將?mp,t/?ΔPi,t取正后的函數(shù)命名為決策函數(shù)，則決策函數(shù)為

式中，Si(ΔPi,t)為機(jī)組i的決策函數(shù)。

所以，每個(gè)機(jī)組的報(bào)價(jià)函數(shù)的最終形式為

本文制定的報(bào)價(jià)規(guī)則規(guī)定：所有機(jī)組要在該市場機(jī)制運(yùn)行前向交易中心及市場監(jiān)管方上報(bào)自身的邊際成本函數(shù)中的各項(xiàng)參數(shù)值（包括ai、bi、ci以及ρc）并及時(shí)更新參數(shù)值，上報(bào)參數(shù)值的準(zhǔn)確性應(yīng)由市場監(jiān)管方核實(shí)。而在交易日前，各機(jī)組應(yīng)向交易中心上報(bào)決策函數(shù)，這樣交易中心就可獲得各臺機(jī)組的報(bào)價(jià)函數(shù)，從而完成交易日內(nèi)的競價(jià)。為了便于模型求解，機(jī)組上報(bào)的決策函數(shù)必須為連續(xù)函數(shù)，但卻未必要遵循式（13）的形式，因?yàn)槭剑?3）只體現(xiàn)了眾多競價(jià)策略中的一種形式，機(jī)組上報(bào)的決策函數(shù)并不是一個(gè)已知的確定函數(shù)，而是一個(gè)不確定函數(shù)，它是由機(jī)組所掌握的市場信息及其實(shí)施的競價(jià)策略所決定的（例如，若某臺機(jī)組根據(jù)其掌握的市場信息分析得出，當(dāng)該機(jī)組提供單位下調(diào)峰容量多獲益3 元時(shí)其利潤最大化。這時(shí)，該機(jī)組上報(bào)的決策函數(shù)就會是3/ΔPi,t），這樣就保證了每臺機(jī)組實(shí)施其競價(jià)策略的自由性。而在結(jié)算的時(shí)候，市場監(jiān)管方又可以通過將ΔPi,t代回報(bào)價(jià)函數(shù)和邊際成本函數(shù)的方式來獲得每個(gè)機(jī)組的具體報(bào)價(jià)值和邊際成本，并以此來判斷報(bào)價(jià)偏離機(jī)組實(shí)際邊際成本的程度，防止各機(jī)組之間聯(lián)合抬高市場價(jià)格，以保證市場健康運(yùn)行。

2 調(diào)峰輔助服務(wù)市場雙層競價(jià)調(diào)度模型

2.1 雙層競價(jià)調(diào)度模型的結(jié)構(gòu)

上層模型以系統(tǒng)的棄風(fēng)棄光量最低為目標(biāo)，通過考慮系統(tǒng)功率平衡約束、機(jī)組總出力值約束、機(jī)組總爬坡速率約束、機(jī)組總計(jì)劃出力值爬坡速率約束以及新能源出力值約束，確定各時(shí)刻有意愿參與調(diào)峰的火電機(jī)組的總出力值及棄風(fēng)棄光量，并將各時(shí)刻有意愿調(diào)峰的火電機(jī)組的總出力值結(jié)果傳遞到下層模型。

下層模型在需要調(diào)用不同類型的調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)選擇不同的目標(biāo)函數(shù)。在需要調(diào)用下調(diào)峰輔助服務(wù)的情況下，以購買下調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用最低為目標(biāo)，而在需要調(diào)用上調(diào)峰輔助服務(wù)的情況下，以系統(tǒng)的總煤耗成本最低為目標(biāo)。再結(jié)合火電機(jī)組功率平衡約束、機(jī)組出力值約束、機(jī)組爬坡速率約束及機(jī)組計(jì)劃出力值爬坡速率約束求解出各火電機(jī)組在各時(shí)刻的出力值、提供的調(diào)峰容量、各機(jī)組報(bào)價(jià)以及市場出清價(jià)格等結(jié)果。

2.2 上層模型

2.2.1 上層模型目標(biāo)函數(shù)

調(diào)峰輔助服務(wù)市場除了有維持電網(wǎng)兩端供需平衡的目標(biāo)以外，其主要的目標(biāo)就是在盡可能接納新能源的基礎(chǔ)上引導(dǎo)電力市場向著健康良性的方向發(fā)展[24]，故上層模型的目標(biāo)為系統(tǒng)的棄風(fēng)棄光量最低，即

式中，tQ為t時(shí)刻系統(tǒng)的棄風(fēng)棄光量；Pnew,t,max為t時(shí)刻系統(tǒng)內(nèi)所有新能源機(jī)組的總出力能力；Pnew,t為t時(shí)刻系統(tǒng)內(nèi)所有新能源機(jī)組的總出力值。

2.2.2 上層模型約束條件

1）系統(tǒng)功率平衡約束[25]

2）機(jī)組總出力值約束[26]

式中，Pmin,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機(jī)組的最小技術(shù)出力值之和；Pmin,b,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機(jī)組上報(bào)的最小出力值之和；為t時(shí)刻系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機(jī)組的計(jì)劃出力值之和；Pmax,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機(jī)組的最大技術(shù)出力值之和；Pmax,b,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機(jī)組上報(bào)的最大出力值之和。

3）機(jī)組總爬坡速率約束[27]

式中，Pup,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機(jī)組的最大向上爬坡速率之和；Pdown,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機(jī)組的最大向下爬坡速率之和；T為統(tǒng)計(jì)周期時(shí)長，T=15min。

4）機(jī)組總計(jì)劃出力值爬坡速率約束

由于動態(tài)機(jī)制規(guī)定未被調(diào)用調(diào)峰輔助服務(wù)的機(jī)組必須運(yùn)行在計(jì)劃出力值上，所以在某一時(shí)刻調(diào)用某一機(jī)組的調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)，必須要保證這個(gè)機(jī)組有能力在下一時(shí)刻回到計(jì)劃出力值，以確保若出現(xiàn)下一時(shí)刻沒有調(diào)用此機(jī)組的情況下，此機(jī)組的最大爬坡速率有能力使其回到計(jì)劃出力值。所以對于有意愿參與調(diào)峰的所有機(jī)組整體，有約束

5）新能源出力值約束[28]

2.3 下層模型

2.3.1 下層模型目標(biāo)函數(shù)

下層模型需要在不同的情況下調(diào)用不同的目標(biāo)函數(shù)。在系統(tǒng)需要下調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)，根據(jù)優(yōu)先調(diào)用低報(bào)價(jià)機(jī)組的原則，選擇以購買下調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用最低為目標(biāo)函數(shù)調(diào)用下調(diào)峰輔助服務(wù)[29]。而在系統(tǒng)需要上調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)，由于此時(shí)各機(jī)組不需要報(bào)價(jià)，新能源機(jī)組無需承擔(dān)調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用，根據(jù)節(jié)能減排的原則，本文選擇以系統(tǒng)的總煤耗成本最低為目標(biāo)函數(shù)調(diào)用上調(diào)峰輔助服務(wù)[30]。故下層模型目標(biāo)函數(shù)為

式中，Bt為t時(shí)刻系統(tǒng)購買下調(diào)峰輔助服務(wù)的總費(fèi)用；為t時(shí)刻系統(tǒng)的總煤耗成本；N為有意愿提供調(diào)峰的機(jī)組數(shù)量。

2.3.2 下層模型約束條件

1）火電機(jī)組功率平衡約束

2）機(jī)組出力值約束

式中，為系統(tǒng)內(nèi)有意愿參與調(diào)峰機(jī)組i的最小技術(shù)出力值；為系統(tǒng)內(nèi)有意愿參與調(diào)峰機(jī)組i上報(bào)的最小出力值；為系統(tǒng)內(nèi)有意愿參與調(diào)峰機(jī)組i的最大技術(shù)出力值；為系統(tǒng)內(nèi)有意愿參與調(diào)峰機(jī)組i上報(bào)的最大出力值。

3）機(jī)組爬坡速率約束

式中，為機(jī)組i的最大向上爬坡速率；為機(jī)組i的最大向下爬坡速率。

4）機(jī)組計(jì)劃出力值爬坡速率約束

如前所述，在某一時(shí)刻調(diào)用某一機(jī)組的調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)，必須保證這個(gè)機(jī)組有能力在下一時(shí)刻回到計(jì)劃出力值，此約束為

3 調(diào)峰輔助服務(wù)市場結(jié)算方法

本文提出的動態(tài)機(jī)制以系統(tǒng)的調(diào)峰邊際價(jià)格為市場出清價(jià)格，某一時(shí)段的市場出清價(jià)格的獲得有以下三個(gè)步驟：

（1）首先，判斷該時(shí)段調(diào)用的調(diào)峰輔助服務(wù)類型。若該時(shí)段調(diào)用的調(diào)峰輔助服務(wù)類型為上調(diào)峰輔助服務(wù)，則該時(shí)段的市場出清價(jià)格為0，否則轉(zhuǎn)到步驟（2）。

（2）其次，將該時(shí)段的市場調(diào)度結(jié)果（即各機(jī)組的出力值）代入各機(jī)組上報(bào)的報(bào)價(jià)函數(shù)公式中，便可以得到各機(jī)組的下調(diào)峰輔助服務(wù)報(bào)價(jià)。

（3）最后，從步驟（2）計(jì)算得出的報(bào)價(jià)中篩選出被調(diào)用下調(diào)峰輔助服務(wù)的機(jī)組的報(bào)價(jià)，并將這些報(bào)價(jià)由低到高排列，隊(duì)列中的最后一臺機(jī)組即可被理解為被調(diào)用的最后一臺機(jī)組（即系統(tǒng)邊際機(jī)組），該臺機(jī)組的報(bào)價(jià)即為市場出清價(jià)格。

各火電機(jī)組在各時(shí)段的調(diào)峰輔助服務(wù)收入為

新能源機(jī)組在各時(shí)段承擔(dān)的總調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用為

式中，ft為在t時(shí)刻新能源承擔(dān)的總調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用。

4 算例分析

本文采用遼寧省電網(wǎng)某典型日實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)構(gòu)造算例，每個(gè)競價(jià)調(diào)度時(shí)段為15min，即一天有96 個(gè)時(shí)段。本文選用LINGO 軟件求解調(diào)峰輔助服務(wù)市場雙層競價(jià)調(diào)度模型，并對求解出的結(jié)果進(jìn)行分析。

4.1 算例原始數(shù)據(jù)分析

本算例采用的遼寧省某典型日的實(shí)際負(fù)荷曲線，新能源功率曲線及凈負(fù)荷曲線如圖3 所示。

圖3 遼寧省某日新能源功率及負(fù)荷曲線Fig.3 New energy and load data of a certain day in Liaoning Province

表3 為遼寧省電網(wǎng)在該典型日開機(jī)的59 臺火電機(jī)組數(shù)據(jù)。通過對表格中各火電機(jī)組的出力上下限值及爬坡速率數(shù)據(jù)的分析得出，所有火電機(jī)組的總出力上下限值分別為21 510MW 和6 611MW，對比該日的凈負(fù)荷上下限（13 101.1MW 和10 077.2MW），可以了解到遼寧省具備富余的調(diào)峰容量。而所有火電機(jī)組的總爬坡速率為230.5MW/min，在一個(gè)時(shí)段內(nèi)最大可調(diào)整出力值為3 457.5MW（=230.5MW/min×15min），遠(yuǎn)大于該日凈負(fù)荷上下時(shí)刻波動最大值458.8MW，由此可知，遼寧省的火電機(jī)組容量富余且具備靈活性。綜上所述，遼寧省電網(wǎng)具備富余的調(diào)峰容量與機(jī)組靈活性，而該日兩個(gè)檔位的市場出清價(jià)格均為檔內(nèi)的最高報(bào)價(jià)，所以可以推斷出，在現(xiàn)行機(jī)制下，市場出清價(jià)格較高的原因大致分為兩種；第一種原因是火電機(jī)組的調(diào)峰積極性不高，使得市場供給并非遠(yuǎn)大于需求，最終導(dǎo)致參與調(diào)峰的火電機(jī)組抬高報(bào)價(jià)；第二種原因是存在違規(guī)操作，即部分火電企業(yè)聯(lián)合起來抬高市場價(jià)格。該結(jié)論恰好印證了第1 節(jié)中提到的現(xiàn)行機(jī)制存在的問題。

表3 算例火電機(jī)組數(shù)據(jù)Tab.3 Example data of thermal power unit

圖4 現(xiàn)行機(jī)制與動態(tài)機(jī)制的調(diào)峰容量需求Fig.4 Peak regulation capacity demand of current mechanism and dynamic mechanism

4.2 火電機(jī)組調(diào)峰積極性分析

現(xiàn)行機(jī)制與動態(tài)機(jī)制下該典型日各時(shí)刻的調(diào)峰容量需求如圖4 所示。圖中某一點(diǎn)的值若是正值代表此時(shí)刻的調(diào)峰容量需求為下調(diào)峰容量需求；若為負(fù)值則為上調(diào)峰容量需求。

由圖4 可以看出，兩種機(jī)制下該日負(fù)荷低谷時(shí)期的調(diào)峰需求不同（現(xiàn)行機(jī)制為下調(diào)峰需求，動態(tài)機(jī)制為上調(diào)峰需求），這種差異是由于市場機(jī)制不同所導(dǎo)致的。在現(xiàn)行機(jī)制下，調(diào)峰需求主要是由負(fù)荷與新能源出力能力的大小決定的，而在負(fù)荷低谷時(shí)期負(fù)荷值較小且風(fēng)電出力能力往往較大，所以為了充分接納新能源往往需要機(jī)組提供下調(diào)峰服務(wù)。而在動態(tài)機(jī)制下，調(diào)峰需求是由新能源出力能力的預(yù)測偏差及負(fù)荷值的預(yù)測偏差共同決定的（當(dāng)時(shí)，調(diào)峰容量需求為下調(diào)峰容量需求；當(dāng)時(shí)，調(diào)峰容量需求為上調(diào)峰容量需求）。根據(jù)遼寧省該日實(shí)際數(shù)據(jù)計(jì)算得出該日負(fù)荷低谷時(shí)期需要上調(diào)峰。并且，新能源發(fā)電企業(yè)要向火力發(fā)電企業(yè)支付調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用并不是因?yàn)樾履茉礄C(jī)組搶占了火電機(jī)組的發(fā)電空間，而是因?yàn)樾履茉礄C(jī)組出力的不確定性對系統(tǒng)造成了影響，火電機(jī)組調(diào)峰就是為了在維持系統(tǒng)功率平衡的基礎(chǔ)上讓新能源機(jī)組并網(wǎng)，即火電機(jī)組為新能源機(jī)組提供了輔助服務(wù)。因此，動態(tài)機(jī)制的調(diào)峰容量需求在很大程度上受新能源出力能力預(yù)測偏差的影響，體現(xiàn)了本文動態(tài)機(jī)制的合理性。

為了簡化問題，本文將每個(gè)機(jī)組的決策函數(shù)都假設(shè)為一個(gè)不變的常數(shù)，等于除此機(jī)組以外其他所有機(jī)組邊際成本曲線斜率的平均值，即認(rèn)為每個(gè)機(jī)組的報(bào)價(jià)都考慮了其他所有機(jī)組的邊際成本。由此得出的動態(tài)機(jī)制下該典型日每個(gè)時(shí)段的調(diào)峰容量出清結(jié)果如圖5 所示。圖中每一段柱形圖的長度對應(yīng)每個(gè)機(jī)組在該時(shí)段提供的調(diào)峰容量，若柱形圖在0軸上方代表該時(shí)段的調(diào)峰容量需求為下調(diào)峰容量需求，否則為上調(diào)峰容量需求。

圖5 動態(tài)機(jī)制的調(diào)峰容量出清結(jié)果Fig.5 Peak regulation capacity clearing results under dynamic mechanism

再者，由圖4 同樣可以看出，動態(tài)機(jī)制相比于現(xiàn)行機(jī)制可以明顯增大負(fù)荷高峰期的有償下調(diào)峰容量需求，同時(shí)也可以明顯降低負(fù)荷低谷期的有償下調(diào)峰容量需求。由于兩種機(jī)制下該典型日的棄風(fēng)棄光量均為零（由算例原始數(shù)據(jù)及算例結(jié)果得出），所以任一時(shí)刻的有償下調(diào)峰容量需求都等于該時(shí)刻所有機(jī)組出售的有償下調(diào)峰容量，即動態(tài)機(jī)制使得所有機(jī)組出售的有償下調(diào)峰容量在負(fù)荷高峰時(shí)期增大了，而在負(fù)荷低谷時(shí)期減小了，達(dá)到機(jī)組出售的有償下調(diào)峰容量與機(jī)組實(shí)際提供的下調(diào)峰容量更為接近的效果，使得市場機(jī)制更為合理。

由于本文的機(jī)組數(shù)量龐大，逐臺機(jī)組分析調(diào)峰積極性需要占用大量的篇幅，所以本文決定挑選典型機(jī)組的競價(jià)結(jié)果進(jìn)行分析。為了分析機(jī)組在動態(tài)機(jī)制下的調(diào)峰積極性，本文選擇了32 號機(jī)組作為典型機(jī)組進(jìn)行分析，32 號機(jī)組在現(xiàn)行機(jī)制的實(shí)際出力曲線如圖6 所示。

圖6 現(xiàn)行機(jī)制32 號機(jī)組及15 號機(jī)組實(shí)際出力值曲線Fig.6 Actual output curve of unit 32 and unit 15 under the current mechanism

32 號機(jī)組為一臺容量為600MW 的純凝火電機(jī)組。由圖6 中現(xiàn)行機(jī)制下32 號機(jī)組在該典型日的實(shí)際出力值曲線可以看出，32 號機(jī)組為一臺典型的調(diào)峰積極性較差的機(jī)組，即在該日的96 個(gè)時(shí)段32號機(jī)組的出力值均高于其有償調(diào)峰基準(zhǔn)（300MW），而本文選擇了一臺容量同樣為600MW 的15 號純凝火電機(jī)組與之對比。該機(jī)組在該日的實(shí)際出力值曲線如圖6 所示。由圖6 可知，15 號機(jī)組為一臺提供了調(diào)峰輔助服務(wù)的機(jī)組。由于15 號機(jī)組與32 號機(jī)組同樣為600MW 容量的純凝火電機(jī)組并且難以估計(jì)32 號機(jī)組若在該日參與調(diào)峰的情況下的報(bào)價(jià)及實(shí)際出力值，所以可將15 號機(jī)組在該日的運(yùn)行結(jié)果假設(shè)為若32 號機(jī)組在該日有意愿參與調(diào)峰的運(yùn)行結(jié)果，并將此結(jié)果與32 號機(jī)組在該日的實(shí)際運(yùn)行結(jié)果（即32 號機(jī)組在該日無意愿參與調(diào)峰的運(yùn)行結(jié)果）進(jìn)行對比。

根據(jù)兩臺機(jī)組在該日的實(shí)際出力值計(jì)算得出的現(xiàn)行機(jī)制下機(jī)組該日全天利潤見表4。

表4 現(xiàn)行機(jī)制下32 號機(jī)組的調(diào)峰利潤分析Tab.4 Peak regulation profit analysis of unit 32 under the current mechanism（單位：元）

由上述分析可知，15 號機(jī)組的利潤結(jié)果可以作為32 號機(jī)組若在該日有意愿參與調(diào)峰的利潤結(jié)果。所以，由表4 中的計(jì)算結(jié)果可以看出：32 號機(jī)組在該日不參與調(diào)峰相比于參與調(diào)峰，雖然由于未參與調(diào)峰輔助市場承擔(dān)了74 070.57 元的調(diào)峰輔助服務(wù)分?jǐn)傎M(fèi)用且增加了852 009.8（=2 757 735.6-1 905 725.8）元的煤耗成本，但同時(shí)也由于出力值整體升高，電費(fèi)收入增加了988 628.4（=3 691 648.1-2 703 019.7）元，導(dǎo)致32 號機(jī)組在該日不參與調(diào)峰比參與調(diào)峰多獲得利潤12 006.3（=859 841.93-847 835.63）元。由上述分析可知，在現(xiàn)行機(jī)制下存在火電機(jī)組不提供調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)可比提供調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)獲得更高的利潤，從而引起部分火電機(jī)組參與調(diào)峰的積極性下降，從而揭示了現(xiàn)行機(jī)制難以調(diào)動所有火電機(jī)組調(diào)峰積極性的弊端。

圖7 為在本文提出的動態(tài)機(jī)制下32 號機(jī)組的實(shí)際出力曲線及計(jì)劃出力曲線。

圖7 動態(tài)機(jī)制32 號機(jī)組實(shí)際出力及計(jì)劃出力曲線Fig.7 Curve of actual output value and planned output value of Unit 32 under dynamic mechanism

由圖7 中可以看出，除了1～13 時(shí)段及96 時(shí)段（即系統(tǒng)需要上調(diào)峰容量的時(shí)段）外，32 號機(jī)組均被調(diào)用了調(diào)峰輔助服務(wù)（下調(diào)峰輔助服務(wù)），而且32號機(jī)組在系統(tǒng)需要下調(diào)峰容量的時(shí)段，其出力值相比于其計(jì)劃出力值降低明顯，即在動態(tài)機(jī)制下32 號機(jī)組的調(diào)峰積極性更高。

在動態(tài)機(jī)制下，32 號機(jī)組的全天利潤分析見表5。

表5 動態(tài)機(jī)制下32 號機(jī)組的調(diào)峰利潤分析Tab.5 Peak regulation profit analysis of unit 32 under the dynamic mechanism（單位：元）

由表5 中的結(jié)果可以看出：32 號機(jī)組在該日參與調(diào)峰相比于不參與調(diào)峰，雖然由于機(jī)組降低出力導(dǎo)致機(jī)組電費(fèi)收入降低了555 013.3（=3 081 487.5-2 526 474.2）元，但同時(shí)也由于降低出力提供了調(diào)峰輔助服務(wù)獲得了198 729.43 元的調(diào)峰收入并節(jié)省煤耗成本452 856.5（=2 220 910.2-1 768 053.7）元，最終使得32 號機(jī)組在該日參與調(diào)峰相比于不參與調(diào)峰多獲得利潤96 572.61（=957 149.88-860 577.27）元。由上述分析可知，在本文提出的動態(tài)機(jī)制下32號火電機(jī)組提供調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)可比不提供調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)獲得更高的利潤，由此驗(yàn)證了32 號機(jī)組在動態(tài)機(jī)制下的調(diào)峰積極性更高。

圖8 為動態(tài)機(jī)制下該日所有開機(jī)機(jī)組的下調(diào)峰收益（即該日下調(diào)峰時(shí)段機(jī)組的實(shí)際總收入與機(jī)組無調(diào)峰意愿時(shí)該日下調(diào)峰時(shí)段機(jī)組的總收入之間的差值）及提供的下調(diào)峰電量。

圖8 各機(jī)組的下調(diào)峰收益及下調(diào)峰電量Fig.8 Down-regulation revenue and down-regulation electric quantity of each unit

顯而易見，提供下調(diào)峰的所有機(jī)組均可獲得更高的收入，且機(jī)組提供的下調(diào)峰電量越多，機(jī)組在該日的下調(diào)峰收益越大（機(jī)組的下調(diào)峰收益與機(jī)組提供的下調(diào)峰電量之間的相關(guān)系數(shù)為0.989 7，相關(guān)系數(shù)的計(jì)算公式見式（28））。由此證明，動態(tài)機(jī)制確實(shí)可以充分調(diào)動機(jī)組的調(diào)峰積極性。

4.3 市場出清價(jià)格分析

在動態(tài)機(jī)制下，該典型日的調(diào)峰輔助服務(wù)市場出清價(jià)格曲線如圖9 所示。經(jīng)過將圖9 的調(diào)峰輔助服務(wù)市場出清價(jià)格曲線與圖4 中動態(tài)機(jī)制的調(diào)峰容量需求曲線對比后可以發(fā)現(xiàn)：在系統(tǒng)上調(diào)峰時(shí)段，市場出清價(jià)格為0，這是由于動態(tài)機(jī)制下機(jī)組免費(fèi)提供上調(diào)峰輔助服務(wù)所致。而在系統(tǒng)下調(diào)峰時(shí)段，兩個(gè)曲線的走勢大致相同，即下調(diào)峰容量需求大的時(shí)候市場出清價(jià)格較高，而下調(diào)峰容量需求較小的時(shí)候市場出清價(jià)格較低。市場出清價(jià)格跟隨市場需求的增大而升高，這體現(xiàn)了動態(tài)機(jī)制下的調(diào)峰輔助服務(wù)市場出清價(jià)格具有合理性。

圖9 動態(tài)機(jī)制的調(diào)峰輔助服務(wù)市場出清價(jià)格Fig.9 Clearing prices for peak regulation ancillary service market under dynamic mechanism

為了定量地比較現(xiàn)行機(jī)制與動態(tài)機(jī)制的市場價(jià)格的合理性，本文通過計(jì)算調(diào)峰輔助服務(wù)市場出清價(jià)格與下調(diào)峰容量需求之間的相關(guān)系數(shù)來評價(jià)這兩個(gè)變量之間的聯(lián)系緊密程度，進(jìn)而比較兩種機(jī)制下市場出清價(jià)格的合理性。相關(guān)系數(shù)ρX,Y的計(jì)算式為

式中，X和Y為兩個(gè)隨機(jī)變量；cov(X,Y)為X和Y的協(xié)方差；D(X)和D(Y)分別為X和Y的方差；E(X)和E(Y)分別為X和Y的數(shù)學(xué)期望。

動態(tài)機(jī)制下，該典型日調(diào)峰市場出清價(jià)格與下調(diào)峰容量需求之間的相關(guān)系數(shù)見表6。

表6 市場出清價(jià)格與下調(diào)峰容量需求之間的相關(guān)性Tab.6 The correlation between the market clearing price and the down-regulation capacity demand

由表6 可以看出，在現(xiàn)行機(jī)制下，市場出清價(jià)格與下調(diào)峰容量需求之間的相關(guān)性并不是很強(qiáng)。而在本文提出的動態(tài)機(jī)制下，市場出清價(jià)格與下調(diào)峰容量需求之間聯(lián)系緊密，即下調(diào)峰容量需求越大，市場的出清價(jià)格越高。市場出清價(jià)格與需求的關(guān)系能夠充分反映市場機(jī)制在資源配置上起到的作用，證明了本文提出的動態(tài)機(jī)制在資源配置上具有顯著的優(yōu)越性。

5 結(jié)論

在中國大力發(fā)展新能源，東北地區(qū)新能源建設(shè)步伐顯著加快的背景下，隨著新能源機(jī)組裝機(jī)容量的逐年攀升，由于當(dāng)前東北地區(qū)施行的調(diào)峰輔助服務(wù)市場機(jī)制的調(diào)峰基準(zhǔn)以及報(bào)價(jià)規(guī)則存在問題，導(dǎo)致機(jī)組參與調(diào)峰的積極性不足且市場價(jià)格虛高。鑒于此背景，本文提出了浮動調(diào)峰基準(zhǔn)以及利于市場監(jiān)管的報(bào)價(jià)規(guī)則，從而形成了動態(tài)調(diào)峰輔助服務(wù)市場競價(jià)機(jī)制。除此之外，本文還在考慮各種機(jī)組運(yùn)行約束的基礎(chǔ)上建立了調(diào)峰輔助服務(wù)雙層競價(jià)調(diào)度模型。最后，基于遼寧省電網(wǎng)某典型日的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，驗(yàn)證了本文提出的動態(tài)競價(jià)機(jī)制可以有效提高機(jī)組調(diào)峰的積極性并將市場價(jià)格控制在合理范圍內(nèi)。

目前東北地區(qū)的調(diào)峰輔助服務(wù)市場的售賣方僅考慮火電機(jī)組，后續(xù)還會考慮將水電機(jī)組等其他市場參與方納入到市場的售賣方中，并且如何在新能源機(jī)組之間分?jǐn)傉{(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用將是后續(xù)研究的重點(diǎn)。