考虑可再生能源保障性消纳的电力市场出清机制

陈启鑫，刘 学，房曦晨，郭鸿业，林庆标

（1. 电力系统及大型发电设备安全控制和仿真国家重点实验室，清华大学，北京市100084；2. 清华大学电机工程与应用电子技术系，北京市100084；3. 中国南方电网电力调度控制中心，广东省广州市510623）

0 引言

随着全球气候变化与环境问题的日益凸显，以风电、光伏、水电为主的可再生能源在世界范围内受到广泛关注并迅速发展。截至2019 年底，风电、光伏发电装机合计414 GW，占全国发电总装机的20.6%，中国水电装机容量356 GW，占比17.7%，均稳居世界第一位［1］。未来可再生能源的消费比重还将持续高速增长，逐渐成为主要的能源供给形式［2-3］。

当前，中国新一轮电力体制改革进展迅速，并以南方（以广东起步）等8 个地区作为第一批试点，相继组织推动电力现货市场建设工作［4-5］。电力现货市场是以变动成本为竞争基础的市场，天然有利于变动成本极低的可再生能源参与竞争，有利于促进可再生能源消纳。然而，由于市场报价行为具有随机性和非理性，可能出现可再生能源提交高于其发电成本的博弈性报价，导致无法中标而弃能的现象。这种情况在国外现货市场运行中较为普遍，但国外电力市场大多未应用可再生能源保障性消纳的强制要求，没有出台特殊的处理办法。文献［6］总结了北美各电力市场可再生能源参与日前市场、实时市场、提供辅助服务、不平衡电量结算、预测成本分摊等问题。北欧电力市场建立了逐小时的日内市场，可再生能源发电商可根据最新预测结果更新报价［7-8］，不平衡电量采用双价格系统结算［9］。

中国目前对可再生能源实行保障性收购，这就为国内电力市场运行提出了一个强制性的边界条件。传统的电力市场机制显然无法同时实现市场化定价与保障性消纳的功能。一方面，若在保障消纳的前提下予以可再生能源充分的报价权，无疑等同于鼓励其“有恃无恐”抬价，从而利用政策“关照”高价中标。另一方面，若取消可再生能源的报价权，将其作为完全的价格接受者参与现货市场，则又违背了市场主体公平竞价的原则，且将导致高比例可再生能源省区出现“价格信号消失”的情况，即在低谷时出清价格极低甚至为零，从而导致大面积发电侧亏损，影响市场的平稳运行。因此，如何通过科学的电力现货市场机制设计，在保持市场定价与资源优化配置功能的前提下实现可再生能源的保障性消纳，将是中国电力市场机制建设中面临的新挑战［10］。

基于上述分析，本文将可再生能源的保障性消纳纳入电力市场的机制设计之中，提出了现货市场在发生弃能时触发的保障性消纳出清机制。具体而言，在现货市场一般性出清计算的基础上，发生弃能时，首先对弃能机组的报价进行修正，在保持报价序列的前提下进行价区缩放，调整为优先出清的价格接受者；其次，基于修正后的投标信息进行第2 次出清计算，以实现可再生能源的保障性消纳；最后，基于2 次出清的结果，提出了激励相容的结算补偿机制，在保障弃能机组获得适度收益的基础上，对出让发电空间的常规机组给予合理的补偿。为验证所提市场机制的有效性，本文构建了含高比例可再生能源的现货市场出清模型，考虑到梯级水电复杂的运行特性［11-15］，以其为代表进行融合建模，可对中国华南、西南、华中等地区含高比例水电现货市场的运行情况进行模拟分析。

1 市场机制设计的原则与流程

1.1 机制设计的原则

结合机制设计理论［16-17］与中国可再生能源保障性消纳的强制要求，本文所提出的保障可再生能源消纳的市场机制设计，应满足以下基本原则。

1）个体理性。与不参与市场相比，市场成员参与市场可获得净收益，以保障市场主体的参与意愿。

2）市场竞争。在未触发保障性消纳时，市场正常运行，应赋予可再生能源报价选择权与市场定价权，通过市场机制发现反映实时供需水平的真实价格信号；触发保障性消纳时，应按照原始的报价序列，优先安排低报价弃能机组消纳，获得强制消纳的弃能机组应作为价格接受者丧失定价权，以尽量避免价格扭曲与干扰。

3）激励相容。触发保障性消纳时，可再生能源应以高于变动成本、低于正常出清水平的较低价格结算消纳弃能；有调节能力的常规电源在2 次出清时为可再生能源让出了消纳空间，应得到合理补偿。

4）收益中性。市场运营机构作为中立的非盈利方，应保障其收支平衡。

5）政策约束。在满足系统运行条件的基础上，保障可再生能源优先消纳。

1.2 市场机制的流程

以日前市场为例描述现货市场的组织流程，该流程可同理应用于日内或实时的市场组织，不再赘述。常规电源和可再生能源均申报多段量价曲线参与交易，市场运营机构在收集市场成员投标信息之后，基于电网运行模型与市场边界条件，通过运行安全约束机组组合（SCUC）程序得到日前市场出清结果，包括机组的开停机安排与发电曲线，并计算节点边际电价［18］。

当市场出现可再生能源弃能时，触发保障性消纳出清机制，主要包括3 个流程。

1）价格修正

修正弃能机组的投标价格。在保持机组原报价序列的前提下，引入一个较低的修正系数，将有弃能的可再生能源机组报价等比例调减至较低水平。一般来说，该修正系数应保证修正后的报价水平高于可再生能源机组的变动成本，考虑到风、光、水的运行特性，该比例系数可取一个较大值（如90%），具体数值由政府部门或市场管理委员会制定，从而生成了调整后的“弃能消纳报价”投标。

修正后的弃能消纳报价极低，因此在后续2 次出清环节中，弃能电量得以优先出清，实现了可再生能源保障性消纳。除此之外，由于采用了报价区间缩放，维持弃能机组的报价排序不变，如图1 所示。图中，P0和Q0分别为第1 次市场出清中标价格和电量；P1和Q1分别为触发保障性消纳机制后市场出清中标价格和电量。

图1 第1 次市场出清及触发可再生能源保障性消纳机制后市场出清情况Fig.1 Primary market clearing situation and market clearing situation with guaranteed accommodation mechanism of renewable energy

因此，当系统所有调节资源用尽仍有弃能时，原始报价低的弃能机组将被优先安排消纳。需要说明的是，与所有可再生能源机组按零价参与出清的情况相比，保持弃能机组的经济序列尽管可能最终消纳量略低于理论最大值，但却充分体现了价格选择的市场属性，有助于维护市场公平，促使可再生能源理性报价。

考虑到市场建设初期，部分现货试点省份设有市场最低限价，因此修正后的弃能消纳报价应大于零且小于市场最低限价（或该省火电最低燃料成本），以最大程度调动火电的调节能力，达到较好的实施效果。

2）2 次出清

维持其他机组原有报价，有弃能的机组按修正后的弃能消纳报价参与市场2 次出清；若2 次出清过程中出现在第1 次出清中已经消纳的可再生能源机组产生新的弃能，则这些机组的原始报价也将被修正缩放，得到更优先的消纳；通过以上的迭代修正计算，在实现可再生能源保障性消纳的前提下，也确保了原始报价序列确定的消纳顺序。2 次出清的最终结果将作为运行日的实际调度计划下发执行。

3）结算补偿

第1 次出清的价格由市场成员的原始申报信息确定，没有受到保障性消纳政策的影响，体现了市场供需决定价格的功能。因此，所形成的电价与电量将作为全体用户以及未在2 次出清中受到影响的机组的结算依据。

由于第2 次出清考虑了保障性消纳政策，部分弃能机组将获得额外的发电量，而有一些常规机组则将出让部分发电量，本质上等同于产生了弃能机组与常规机组之间的发电权转让。由于第2 次出清缩放了弃能机组原始的高报价信息，市场出清价格将出现一定程度的下降。对于弃能机组产生的增量消纳电量，按2 次出清的节点电价结算；对于常规机组出让的发电量，则按2 次出清的节点电价差获得补偿。此结算方法符合激励相容原理，首先，对于弃能机组的增发电量，其结算价格通常低于1 次出清产生的价格，可有效抑制其博弈高价的冲动；其次，常规机组出让的发电量则可获得一定的价差补偿，以激励其出让发电空间，保障性消纳对1 次出清的影响越大，价格的变化也越大，机组可获得的补偿也越多；反之亦然，如图1 所示。

上述结算方法同时实现了收益中性，等效于在弃能机组与常规机组之间进行了收益转移结算，市场运营机构不会由于保障性消纳带来新的不平衡资金，可执行性强。

2 保障性消纳的现货市场出清模型

本章将对考虑可再生能源参与竞价的现货市场出清模型进行数学建模。考虑到水电较之风光电源具有更特殊复杂的运行约束，因此将重点对梯级水电的运行特性进行考虑，并结合可再生能源保障性消纳机制，对现货市场的出清模型进行修正重构。

2.1 考虑梯级水电竞价的现货市场出清模型

1）目标函数

此环节为一般性出清，不考虑可再生能源的弃能因素，出清模型目标函数为:

2）系统负荷平衡约束

3）线路潮流约束

式中:Pmaxl为线路l 的潮流传输极限；Gl，n为火电机组n 所在节点对线路l 的发电机输出功率转移分布因子；Gl，m为 可 再 生 能 源m 所 在 节 点 对 线 路l 的 发 电 机输出功率转移分布因子；Gl，i为节点i 对线路l 的转移 分 布 因 子；Di，t为 节 点i 在 时 段t 的 母 线 负 荷 值。

4）火电机组约束

式（4）为火电机组出力约束，式（5）和式（6）为火电机组爬坡约束，式（7）和式（8）为火电机组最小连续开停时间约束，式（9）和式（10）为机组最大启停次数约束。

5）风电、光伏、径流式水电发电约束

6）流域梯级水电站约束

依据中长期水位控制要求，综合考虑来水情况、水利枢纽安全等因素，精确考虑各时段内弃水风险和梯级上下游配合要求，确定运行日各时段（96 个时段）水位控制区间，同时将水位控制要求进行线性化处理，嵌入日前市场出清模型之中［19］。

水电站水位控制要求上下限约束为:

式（13）为水电站i 的水库动态平衡方程，设在日前边界条件下，某一个水位范围内水库水面面积不变。

式 中:Zi，t，start为 水 电 站i 在 时 段t 的 初 始 水 位；Qi，t为水电站i 在时段t 的发电流量；Q为水电站i 在时段t 的 弃 水 流 量；Q为 水 电 站i 在 时 段t 的 来 水 流 量；Si为水电站i 的水库水面面积。

式（14）为水电站i 的来水流量表达式。根据日前边界条件预判的下泄流量规模，确定各水电站之间的滞时，设其为一固定值。

式（15）为水电站i 的水量-电量转换关系。设在日前出清的时段内，水电站的耗水率不变且忽略水头因素。

式 中:Pi，t为 水 电 站i 在 时 段t 的 出 力；hi为 水 电 站i 的耗水率。

综合式（12）至式（15），水位控制约束为:

式 中:Zi，0为 水 电 站i 的 初 始 水 位；T 为 出 清 时 段；Pup，t-τ()i为水电站i 的上游水电站在时段t-τ(i)的出力；hup为水电站i 的上游水电站的耗水率。

式（17）为弃水电量判定约束，弃水电量的计算方法为，取“弃水流量理论弃水电量”和“可用容量理论弃水电量”较小值，即式中:PWi，t为水电机组i 在时段t 的弃水电量；Δt 为统计时长；Pi，max为水电i 在该时段水电机组的最大可调出力（应扣除机组检修等）；M'为一极大正数。αi，t为0-1 变 量，当Pi，max-Pi，t＞Q/hi时，αi，t=1；当Pi，max-Pi，t＜Q/hi时，αi，t=0。

该模型将流域梯级上下游水电站的水位、流量、出力等非线性耦合关系置于出清模型之外予以考虑，并将优化结果通过线性化水位控制约束条件的方式嵌入现货市场出清模型之中，从而保证求解精度和求解效率。在出清结果中，如果水电站在时段内没有到达水位限制，则水电站拥有定价权，报价参与节点价格计算；若水电站在某时段内水位到达水位限制，其情况类似于火电达到最小技术出力，报价不参与节点电价计算，成为价格接受者。

2.2 可再生能源保障性消纳出清修正模型

当上述一般性出清模型的出清结果存在可再生能源弃能电量时，触发可再生能源保障性机制，其出清模型将进行如下修正。

1）目标函数修正

考虑可再生能源保障性消纳的电力市场出清修正模型目标函数为:

式中:Mm，k为可再生能源m 第k 段报价弃能惩罚因子，值 为 可 再 生 能 源 报 价λ的 一 定 百 分 比；Wm，t，k为可再生能源m 在时段t 的第k 段报价产生的弃能电量。如果第1 次出清中系统没有产生可再生能源弃能，则惩罚因子M 不会发生作用；若系统存在可再生能源弃能，此时M 被激活，通过M 的作用降低弃能电量价格，实现可再生能源的保障性消纳。

2）约束条件修正

系统负荷平衡约束、线路潮流约束、火电机组约束、可再生能源发电约束同2.1 节，另外还需要增加弃能电量约束。约束（21）是依据库容水电特性而确定惩罚因子起作用的范围，保证惩罚因子仅作用于消纳弃水电量，而不会把弃水电量之上、本不应中标的电量也发出。

式中:Wm，k为可再生能源m 的第k 段报价产生的弃能出力；Wm，max为弃能全部消纳时的对应出力；Pm，k，min和Pm，k，max分 别 为 可 再 生 能 源m 第k 段 申 报 出力的最小值与最大值；Pm，k为可再生能源m 第k 段中标出力。

2.3 激励相容的结算机制

1）发电侧结算

本文所提机制包含2 次出清计算，相应地发电侧也按2 步分别结算，发电侧收益情况如下:

2）用户侧结算

在第1 次出清计算中，市场运营商根据市场的供需及报价，完成发电商与用户之间的市场出清。可再生能源保障性消纳机制，是市场运营商为保证可再生能源保障性消纳而进行的电源侧发电权转让。因此，用户只需按第1 次出清价格进行结算:

3 算例分析

1）基本数据

本文采用改进的IEEE 30 节点系统验证本文所提机制和模型的有效性，如图2 所示。

图2 改进的IEEE 30 节点测试系统Fig.2 Improved IEEE 30-bus test system

改进的IEEE 30 节点测试系统基本信息如表1和表2 所示。为更好地体现模型效果，算例模拟高比例可再生能源系统，共设置3 台火电机组、2 个风电厂、2 个光伏电站、3 座流域梯级水电站以及1 座径流式水电站。总装机容量为4 920 MW，其中火电装机容量为2 000 MW，占比40.7%；风电装机容量为900 MW，占比18.3%；光伏发电装机容量为500 MW，占比10.2%；水电装机容量为1 520 MW，占比30.9%。

表1 机组运行参数Table 1 Operation parameters of units

表2 梯级水电站运行参数Table 2 Operation parameters of cascaded hydropower stations

为验证所提机制的有效性，设立2 个对照方案，本文所提市场机制为方案3。方案1 为可再生能源全额消纳场景，可再生能源以最低价参与市场出清；方案2 不考虑弃能全额消纳的要求，可再生能源正常报价竞争。可再生能源按130～450 元/（MW·h）分段报价，火电机组按200～560 元/（MW·h）分段报价［20］。

2）可再生能源消纳情况

3 种方案的市场出清结果如表3 与图3 所示。

表3 可再生能源消纳情况对比Table 3 Comparison of renewable energy accommodation situations

图3 市场出清结果中节点边际电价对比Fig.3 Comparison of locational marginal prices of market clearing results

方案1 实现了理论上的最大程度可再生能源消纳，总弃能共计2 002.2 MW·h。然而，高比例新能源作为价格接受者参与市场将严重拉低各个节点的电价，如图3 所示，部分时段甚至出现了“价格信号消失”的现象。方案2 中，可再生能源中标电量完全由报价决定，不考虑可再生能源保障性消纳。因此，在部分时段将产生较多的弃能电量，高达3 427.2 MW·h，较方案1 增长了71.2%，未能实现可再生能源优先消纳。方案3 等效于在方案2 的基础上考虑了本文所提出的可再生能源保障性消纳机制，当触发弃能时，通过报价修正与2 次出清进行了发电计划的重新计算，充分调动了常规能源参与调节，总弃能减少到了2 066.5 MW·h，非常接近于方案1 的消纳理论最大值，取得了良好的效果。其中，弃风电量由1 012.5 MW·h 减少至0，弃水电量由2 414.7 MW·h 减少至2 066.5 MW·h。风电较水电弃能减少更多的原因在于:风电报价比水电低，在2次出清中将优先选择消纳申报价格较低的弃能电量。

3）电价与结算情况

与方案2（等效于方案3 的第1 次出清）相比，方案3 在2 次出清之后，部分时段的节点电价有所下降，如图3 所示。这是由于2 次出清计算时，对弃能机组的价格缩放，使得一次出清中中标的边际机组被“挤出”，改变了节点电价。与方案2 相比，方案3中风电机组G4 增发了1 012.5 MW 出力，其弃能被完全消纳，增发部分电量的结算价格为194.2 元/（MW·h），与第1 次出清计 算时的 节点电 价 相 比，下 降 了131.9 元/（MW·h），降 幅40.4%；同样，水电机组G8 增发的弃水电量，价格为255.7 元/（MW·h），与第1 次出清计算时的节点电价相比，下降了37.2 元/（MW·h），降幅12.7%。

相应地，出让发电量的常规机组将获得补偿，如表4 所示。相比发出下调电量，火电机组G1、G2、G3 可获得更多补偿收益，补偿价格分别为4.5、7.1、1.8 元/（MW·h），而水电机组G9、G10 获得的补偿价格为66.7、77.5 元/（MW·h），远高于火电。其原因在于在弃能的低负荷时段，火电一直维持最小出力，只有在16:00—18:00 高峰负荷时，才有出让电量的空间，此时两轮电价差很小，得到的补偿也相应较低。对比来看，水电具有倒库蓄水功能，因此会最大程度调节库容，在00:00—07:00、12:00—13:00、21:00—24:00 等系统负荷低谷时段也能够尽可能出让电量消纳弃能，因此获得的补偿较多。基于以上分析，可以看出常规机组得到的补偿与实际的弃能消纳程度紧密相关，弃能消纳越多，保障性消纳出清环节的节点价格就越低，得到的价差补偿就越多。因此能够有效激励具有调节能力的电厂出让电量消纳弃能。

计算效率方面，所提修正模型会额外引入整数变量判定弃水，但维度上整数变量并没有增加。相同的条件下，考虑梯级水电竞价的现货市场出清模型计算耗时653 s，相应出清修正模型耗时728 s，因此在促进可再生能源消纳的同时并不会过度影响计算效率。

表4 IEEE 30 节点测试系统结算结果(方案3)Table 4 Settlement results for IEEE 30-bus test system (case 3)

4 结语

本文将可再生能源消纳与市场出清机制协同融合，设计了考虑可再生能源保障性消纳的电力市场出清机制，构建了考虑梯级水电的市场出清模型以及可再生能源保障性消纳出清修正模型。所提机制能够在一定程度上通过市场化的手段深度挖掘系统的调节潜力，保障并促进可再生能源消纳，进而通过激励相容的结算方法降低了政策约束对市场主体收益的影响。算例验证了本文所提机制的有效性，达到了良好的效果。值得指出的是，从目前各试点省份试运行情况来看，通常情况下可再生能源均能够充分消纳，仅小概率会发生可再生能源博弈性报价而导致弃能的现象，因此本文所提机制不会频繁触发而对市场产生较大影响。本文的目的在于，在全电量竞价的市场模式下提出一种有效的现货机制来解决中国可再生能源保障性消纳问题，如何消除弃能惩罚因子对节点电价的影响以及分析市场运行均衡状态，是未来进一步的研究方向。希望本文提出的机制能够为中国电力现货市场建设和可再生能源发展提供有益的借鉴。