促进新能源消纳的省间、省内两级电力现货市场运行机制

　　摘要：随着中国新能源装机容量的快速增长，消纳任务愈发艰巨。电力市场建设也需要结合电网发展特点，寻找高比例新能源背景下的市场模式。文中在分析西北区域现行两级调峰辅助服务市场运行机制存在问题的基础上，提出了未来区域电网省间省内两级电力市场协调运行中的关键问题及解决措施，建立了以最大化消纳新能源为目标的市场间优化协调机制，设计的机制可以推动省间、省内多个市场之间的有序衔接，促进电能的优化配置和调峰资源的有效利用。通过某省级电力市场实际运行数据，对所提出的两级市场协调机制进行了模拟计算和对比分析，验证了设计机制的有效性。

　　关键词：两级电力市场;电力现货市场;调峰辅助服务市场;新能源消纳;协调运行

　　0引言

　　近年来，以风电和光伏为主的清洁能源在中国迅速发展[1-2]。风电、光伏的装机容量均已位列世界第一。截至2020年底，中国新能源装机容量为535GW，占比已达24.31%。中国向全球承诺，二氧化碳排放量争取于2030年前达到峰值，努力争取在2060年前实现碳中和[3]。为达成此目标，在后续相当长一段时间内，中国均会大力推进新能源的并网。

　　到2030年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能总装机容量将达到1200GW以上[3]。最大化消纳新能源将是电网运行长期面临的一项艰巨任务，也是未来电力现货市场的核心目标[4]。建立网源协调机制，充分挖掘潜力，优化市场规则，提升消纳能力，是适应新能源快速发展形势亟待解决的问题。新能源消纳不能仅局限于本省范围，一方面是由于各省自身能力有限，另一方面，中国各区域、各省的资源分布、装机、负荷特性存在一定的差异及互补性，互相配合，协同消纳潜力巨大。

　　在促进新能源消纳方面，电能市场与辅助服务市场虽然交易标的物不同，但都是有效手段。在现货市场尚未全面开展的情况下，为解决新能源消纳难题，西北区域调峰辅助服务市场率先建立，自2018年11月28日开始试运行。2020年西北区域调峰辅助服务市场累计出清352天，占全部天数的96.2%。

　　通过省间调峰交易增发新能源5380GW·h，新能源利用率提升3%。在区域省间调峰辅助服务市场基础上，各省份也纷纷建立了省内调峰辅助服务市场，有效利用省内调峰资源。2020年西北区域省间省内两级调峰辅助服务市场共计增发新能源10445GW·h，补偿费用26亿元，在新能源消纳方面发挥了巨大作用。但市场建设周期短，机制在运行过程中尚有部分功能存在改进空间。此外，省间省内两级市场交叉运行，由此产生的市场衔接及运营管理问题需要提升。

　　新能源消纳及电力市场建设是近年来电网运行面临的重大问题，许多学者针对电网调峰、现货市场设计等方面进行了深入研究。新能源的高渗透率和冬季供热机组的供热约束是导致电网调峰问题的主要因素，文献[5-6]对其影响进行了深入分析。文献[7]利用网省两级电网的负荷和电源互补性来提升调峰能力。文献[8]提出了热电联产机组参与调峰的新模式。在调峰机制设计方面，许多学者对区域或省级电网的调峰需求[9]、调节模式[10-13]、调峰效果[14-15]方面进行了讨论。

　　在现货市场机制建设方面，文献[16-18]总结了国外现货市场特点，并提出了中国的建设思路。文献[19]研究了富余可再生能源跨区现货交易的方式。文献[20]对现货市场的增量优化与全电量优化模式进行了比较。文献[21]研究了考虑多日机组组合的日前市场出清策略。上述研究对现货电能市场和省级调峰辅助服务市场建设提供了有益的参考。但针对中国区域市场现状所开展的两级现货市场方面的研究还不充分。

　　伴随着中国电力市场建设进程的不断加快，已有部分省份开始试点省级现货市场。现货市场在实现电能价格发现、帮助新能源消纳的同时，也应当与辅助服务市场协同建设，实现省间与省内市场、电能与辅助服务市场、日前与实时市场等多维度、多层次的深度统筹，有效利用市场信息，提高市场运行效率。本文在分析西北区域省间调峰辅助服务市场现有运行机制存在问题的基础上，构建了基于最大化消纳新能源的省间省内两级电力现货市场协调运行机制。并针对西北区域电网实际系统进行算例仿真，验证了所提机制的正确性和有效性。

　　1现有两级调峰辅助服务市场协调存在的问题

　　西北区域省间调峰辅助服务市场是由国家电网西北分部组织陕、甘、青、宁、新五省(区)电力公司共同参与，依托各省省内调峰辅助服务市场，搭建形成的区域内调峰资源省间交易平台。区域省间调峰辅助服务市场可以实现西北五省(区)的调峰资源与调峰需求的区域内优化配置，有效提高新能源的消纳能力。省间调峰辅助服务市场的调峰资源提供方为西北调控分中心在各省的直调火电机组。

　　调峰需求方为存在新能源消纳困难的西北五省(区)网内的新能源场站，市场初期由省级调控中心代理各新能源场站提报调峰需求。各省调预测本省有调峰需求时，首先启动省内调峰辅助服务市场，如果仍无法消纳本省新能源，则提交跨省调峰需求至省间调峰辅助服务市场，寻求邻省调峰资源支持，由西北分中心组织其直调火电机组完成省间调峰辅助服务市场出清。通过省内与省间两级调峰辅助服务市场，实现区域调峰资源共享及充分利用。省间调峰辅助服务市场出清结果通过省间联络线曲线、机组发电曲线下达，省内调峰辅助服务市场出清结果通过机组发电曲线下达。

　　在两级市场中，西北调控分中心直调火电机组在参与省内调峰辅助服务市场的同时也参与省间调峰辅助服务市场。为保证省内调峰资源优先为本省所用，避免出现省内弃电的同时又在消纳省外新能源的情况，落实新能源消纳“先省内、后省外”主体责任，各省调可基于预测数据在日前及日内环节提出本省分中心直调机组的调峰容量占用，被申请占用的调峰容量将被预留来参与省内调峰辅助服务市场而不再参与省间调峰辅助服务市场。

　　省间调峰辅助服务市场的占用机制保证了参与省间调峰的分中心直调机组优先参与省内调峰。但省调在日前或日内环节提交的调峰容量占用可能由于新能源出力预测及负荷预测的偏差，在实时环节不再需要该调峰容量，但已被占用的这一部分调峰容量将不再参与省间调峰，无法为邻省需求方利用，可能造成调峰资源的浪费。

　　当前机制保证了本省优先、区域共享的调峰辅助服务市场运营原则，在优先消纳新能源方面做出了很大的贡献。但也存在明显的问题：①两级市场衔接方式不够优化，为了保证“先省内、后省外”的调峰资源利用次序，使用了人工干预的“调峰占用”措施。对机制的市场化运行产生了影响;②相应调度机构为最大化消纳新能源，主动代理新能源，作为“调峰占用”的执行者，未体现出新能源的市场主体作用;③“调峰占用”的核心目标是为了消纳超出预测水平的新能源，部分情况下，由于预测偏差可能造成调峰资源的浪费，但机制中未设计新能源的担责环节，造成责权界面不清;④当前机制可以适应电网调峰缺口不大的情况。

　　后期，随着新能源投运规模的进一步扩大，电网调峰缺口将不断增加，需要建立责权清晰的市场化规则，促进新能源企业通过市场化的方式为其预测偏差承担责任。以上以西北区域现行省间、省内两级调峰辅助服务市场运行实际为例，阐述了两级市场协调运行的重要性。在一个完整的电力现货市场中，省间与省内市场、电能与辅助服务市场、日前与日内市场的衔接协调将更为复杂，需要在市场设计环节，着眼关键细节，进行深入的研究和思考。

　　2电力现货市场协调运行机制设计

　　随着中国电力市场建设进程的不断推进，现货市场将取代调度计划成为保证电力平衡、促进新能源消纳的平台。目前，中国电力现货市场建设主要分为省间和省内两级市场，两级市场均包含电能市场和辅助服务市场，时间周期分为日前、日内、实时市场[21]。

　　如何实现电能市场与辅助服务市场的耦合搭建，省间市场与省内市场协调配合，日前市场与日内市场有序衔接，是电力现货市场实践中亟待解决的问题。笔者结合中国电网运行的实际情况以及现货市场建设现状，提炼出市场机制设计时应参照的几条原则：

　　1)省间市场出清结果，包括电能及辅助服务出清结果，作为省内市场的边界条件，按物理合同执行，以便于省内市场随后得以顺利出清。

　　2)省间市场基于本省电力电量平衡的预测结果开展，其交易结果作为省内市场出清的边界条件，时序上应先于省内市场[22]。

　　3)在电网阻塞普遍存在，新能源预测精度还需提高的现状下，不具备中长期合约分解曲线作为物理合同执行的条件，不宜采用分散式市场结构模式。省内现货市场中电能市场采取集中式全电量竞价出清模式[19]，中长期合约为金融合同并进行曲线分解，仅作为结算依据，不进行物理执行，在此基础上，根据日前、日内、实时市场出清结果，与中长期合约分解曲线进行偏差结算。

　　4)省内辅助服务市场基于省内电能市场出清结果开展，日前、日内预出清，实时环节正式出清，根据实际执行结果结算。按照以上原则，确定了“先省间、后省内”“先电能、后辅助服务”的现货市场交易次序。当然，现货交易的开展是基于对本省电力电量平衡状况的预测，在交易开展过程中，还需要根据预测多次反复迭代、精确协调统筹，最终达到社会价值最大化的目标。

　　2.1市场运行方式

　　2.1.1市场运行流程

　　现货市场中电能市场与调峰辅助服务市场运行，电能市场与调峰辅助服务市场、省间与省内市场在多个环节相互耦合。

　　1)日前市场在市场运行流程及时序安排方面，日前环节，省间、省内电能市场与辅助服务市场协调配合、逐步递进，实现新能源最大程度消纳。首先，市场参与的发电机组(火电及新能源机组)申报报价信息，新能源企业申报出力预测。新能源与火电机组同等参与市场竞价出清，不设定优先消纳政策。随后，省内电能市场据此计算系统机组组合，安排次日开机方式，同时可根据计算的系统平衡结果判断是否能够实现新能源的有效消纳并预出清。电能市场预出清后，因系统下备用不足而导致的无法消纳的新能源量即为系统调峰需求。如果存在无法消纳的富余新能源，第1步在省间电能市场提交电能交易需求，通过省间交易促进富余新能源的进一步消纳。待市场出清后，第2步根据交易结果重新核算省内调峰需求并预出清。

　　如无省间调峰需求，则可在预留省内调峰需求的容量后，释放省内深调机组的剩余调峰容量参与省间调峰市场，帮助邻省进行新能源消纳。在省间市场出清的调峰容量不会在省内调峰辅助服务市场重复出清。如有省间调峰需求，则提交省间调峰申请，出清后，形成省间联络线曲线，作为省内市场开展的边界条件。第3步，开展省内电能市场。第4步，开展省内调峰市场。以上出清结果形成发电机组日前发电曲线。2)日内及实时市场日内、实时市场在时间尺度上更加贴近实际运行时刻Tr，时间窗口紧，涉及环节多，紧密衔接才能实现电能、调峰资源的优化配置。

　　首先，在Tr-120时刻，更新新能源超短期预测、负荷预测，基于日前市场出清结果，计算Tr时刻的平衡情况，并进行省内预出清。如存在无法消纳的富余新能源，第1步在省间电能市场提交交易需求。待市场出清后，第2步在Tr-90时刻再次测算本省调峰电力平衡，如有省间调峰需求，提交省间调峰申请，如有富余调峰资源，则释放其参加跨省调峰辅助服务市场，帮助邻省实施调峰。省间调峰市场出清后，形成省间联络线曲线，作为省内现货市场开展的边界条件。第3步，Tr-60时段，对省内电能市场进行出清。第4步，Tr-30时段，在以上各类出清的基础上，对省内 调峰辅助服务进行出清，形成发电曲线下达机组执行，完成日内市场结果下达。第5步，在实时环节，15min以内，择期开展1次或2次新能源应急交易。

　　2.1.2市场交易品种协调配合

　　现货市场中电能市场与调峰、调频2种辅助服务市场可能产生联系，必须明确划分不同交易品种的界线，以确保各类交易能够清晰区分结算。电能市场与调峰市场的关系，考虑到火电机组要承担电网运行的转动惯量，保证基础出力，且在后续发展中，会长期利用小时偏低，为保证其长周期的安全可靠运行，应考虑保留调峰辅助服务市场，通过市场由新能源和负荷率较高的火电机组向参与深度调峰的火电进行一定补偿，以满足其良性发展需要。

　　电能市场与调峰辅助服务市场区分以基准出力为线，根据系统运行需要划定基础调峰率，确定基准出力，高于基准出力的在电能市场出清，低于基准出力的，在辅助服务市场出清。调频市场仅在实时环节出清，实时市场中三者出清先后顺序为电能市场、调峰辅助服务市场、调频市场，通过出清顺序实现3种交易。

　　2.2市场主体职责

　　省间省内两级电力市场的设计、运行、管理、参与等不同环节涉及多方主体[21]。其中市场的总体建设目标与交易机制设计由政府部门确定。电网公司调控中心负责市场的组织与管理。发电企业按照市场规则参与交易，提供申报信息，服从调度机构统一调度。

　　在市场运行中，调控中心保障系统供需平衡和电网安全，组织各市场成员按照市场规则有序参与市场交易，披露和发布规定的市场信息，校核电网安全边际，监测并执行交易结果。省间电力市场由国调中心(区域分中心)负责组织和管理，省内电力市场由省级电网公司调控中心负责组织和管理，各发电企业作为市场参与者直接在不同市场中申报交易需求。省间省内两级市场耦合运行时，省级调控中心既作为省内市场的管理者组织省内发电企业参与交易，维护电网稳定运行，同时负责统筹省内发用电平衡情况，根据实际需求组织发电企业参与省间市场，通过省间交易进一步促进新能源的有效消纳。

　　2.3新能源预测偏差处理

　　新能源出力的不确定性是电力现货市场中的重要变量之一，一套最利于新能源消纳的完整市场机制，必须包含新能源预测偏差处理规则，对新能源预测的准确率进行有效的管理，理清责权界面，为市场的有序开展打好基础。

　　以日内市场为例，Tr-120和Tr-90时刻分别提供了通过省间电能市场和省间调峰辅助服务市场消纳本省富余新能源的途径，出清结果通过省间联络线曲线下达;Tr-60和Tr-30时刻分别提供了通过省内电能市场消纳新能源的途径，出清结果通过发电机组曲线下达。上述每一个时刻点均需要更新新能源预测值，但各时刻点的交易组织不会重复，而是按序递进。主要考虑到新能源特别是风电的短期波动性，市场运行的有序性及反复迭代影响系统效率，各环节无法消纳的新能源仅考虑在本环节及之后的环节消纳，预测偏差集中到实时应急交易环节统一处理。

　　2.4机制设计特点

　　基于前文所述，本文建立的省间省内两级电力现货市场协调运行机制，包含日前、日内及实时这3个时间尺度，涉及电能量和调峰辅助服务这2类交易品种。对比现行方式，该机制在结合西北地区电网运行特点的基础上，以电网电力平衡为基础，以市场交易为手段，通过各环节间优化配置，有序衔接，不仅可以很好地解决本文第1章所述当前机制存在的4点问题，还能够促进新能源的最大化消纳。

　　3现货市场出清模型

　　以包含电能市场和调峰辅助服务市场的现货市场为例给出市场出清模型。电能市场中，参与现货市场的发电机组申报电能报价，市场以购电成本最小为目标，考虑断面约束以及机组性能约束，构建统一出清模型。调峰辅助服务市场中，具备调节能力的火电机组申报调峰报价，市场根据系统调峰需求，考虑断面约束以及机组性能约束，构建统一出清模型。

　　4算例分析

　　本文以陕西省2020年6月夏季典型日的电网运行数据为研究对象，基于本文建立的两级电力市场机制，分析省间与省内市场、电能与调峰辅助服务市场如何相互协调配合实现新能源最大化消纳。省级现货市场参与的火电机组容量为18000MW，风电机组最大出力为1500MW，光伏电站最大出力为3000MW。省内火电机组可提供深度调峰容量650MW。由于日前市场与日内市场运行流程相似，本算例以日内市场为例进行仿真计算验证。

　　电力论文投稿刊物：《智慧电力》(月刊)创刊于1973年，由国网陕西省电力公司主办，是国内外公开发行的全国性科技刊物。《智慧电力》除特高压技术、电力系统、分析与研究、设计与规划、电力信息与安全等传统栏目外，还设置和打造智能电网，电动汽车技术，分布式发电，储能和微电网，清洁能源发电等特色栏目。

　　5结语

　　本文基于中国新能源消纳任务艰巨的发展趋势，在分析西北区域现行两级调峰辅助服务市场运行机制存在问题的基础上，提出了未来区域电网省间省内两级电力市场协调运行中的关键问题及解决措施，建立了以最大化消纳新能源为目标的市场间优化协调机制。通过某省级电力市场实际运行数据，对本文提出的两级市场协调机制进行了模拟计算和对比分析，验证了设计机制的有效性。对中国以新能源最大化消纳为目标的电力现货市场机制设计有参考和指导意义。本文结合中国当前电力市场发展情况，对电能量市场与辅助服务市场按照解耦出清考虑。在此基础上，两市场耦合出清并且引入用户侧参与市场应是进一步的研究方向。

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　　作者：陈艺华，张炜，张成刚，乌鹏涛