新型电力系统中促进新能源消纳的电力现货市场交易机制研究

陈艺华，张 炜，张成刚，张 耀，乌鹏涛

（1.国网陕西省电力有限公司调控中心，陕西 西安 710048；2.西安交通大学电气工程学院，陕西 西安 710049）

0 引言

非化石能源主要通过转化为电能加以利用，我国于2020 年9 月22 日在联合国大会上提出“双碳”目标，构建以新能源为主体的新型电力系统是电力行业落实“双碳”目标的重要举措。截止2021年底，我国新能源装机总量为5.92×108kW，占发电装机总量的25.52%。预计到2030 年，我国新能源装机总量将达到1.2×109kW 以上，较2020 年翻一翻还多。新能源装机总量的增加必然带来巨大的消纳压力，市场化成为必然选择。现货市场是我国电力市场化改革的重点，设计合理的现货市场交易机制，体现责权对等原则，引导市场主体理性参与，平衡各主体利益分配，实现源网荷储协同高效互动，是促进高比例新能源消纳的重要发展方向[1-4]。

针对新能源消纳及现货市场建设问题，众多学者做了大量研究。文献[5-16]总结国外新能源的市场交易模式，对国内现货市场建设情况及可再生能源消纳政策进行介绍，对未来发展方向进行探讨和展望。文献[17]总结竞争性电力市场环境下促进可再生能源消纳的典型价格体系，并探讨各体系的适用性。文献[18-20]总结我国新能源消纳情况，分析影响弃风弃光问题的关键因素，系统性的提出新能源消纳问题的解决措施。文献[21]设计新能源场站参与电力市场的偏差结算机制，提出替代利益补偿办法。文献[22-24]研究富余可再生能源跨区现货交易的市场模式、机制以及技术支持系统。文献[25]针对现货市场的增量优化与全电量优化模式进行比较。文献[26-27]研究不同场景下新能源参与现货市场对市场价格的影响。文献[28-33]对省级电力市场中的差价合约、优化策略等问题进行分析。文献[5-33]从不同角度对新能源消纳方式及现货市场机制设计提供有益参考，但对我国新能源保障性消纳、现货市场双重目标的统筹协调等问题研究的仍不够深入，缺乏实用可行的解决方案。

综上所述，本文结合我国新能源保障性消纳原则和现货市场运行特性，提出改进的含新能源参与的现货市场交易机制。建立了发电替代机制，在保障市场参与者权益的前提下提升新能源的消纳率，对新能源不当报价行为通过增加其获取市场份额成本的方式予以规范引导。并构建仿真算例验证所提交易机制对新能源消纳的促进作用，为我国高比例新能源现货市场机制设计提供参考。

1 新能源消纳的现货市场交易机制

1.1 新能源消纳机制

国外通常以固定上网电价、配额制、碳排放交易等机制促进新能源消纳，而我国一般通过辅助服务来促进新能源的消纳。2017 年8 月，我国新一轮电力市场改革确定以广东、山西等8 个地区作为第一批试点开展省内电力现货市场建设。

各试点地区在机制设计时，整体遵循新能源优先消纳的思路，新能源不参与市场竞价[2]。此方法虽可最大程度保障新能源消纳，却无法承担电力平衡责任，导致新能源无序发展、常规能源与新能源比例失衡，影响电网的稳定运行。随着各地区新能源装机总量的快速增长，将进一步挤占市场竞价机组的发电空间，造成现货价格扭曲，不利于现货市场的健康发展。此外，一些地区安排新能源场站部分电量参与现货竞价，虽在一定程度上推进了新能源参与市场化，但由于交易电量较少，存在新能源场站重视程度不够、报价混乱等问题，所产生的出清价格无法真实反映电网的供需情况，导致现货市场的价格信号作用失效。随着新能源大规模发展，不论是将新能源作为边界条件还是使其部分电量参与现货市场，均无法适应形势需要，必须建立火电与新能源全电量同台竞价的现货市场体系，形成完整充分、统一协调的市场运作模式。

1.2 现货市场交易机制设计原则

基于新能源保障性消纳和电力现货市场建设双重目标，针对市场竞价过程中因客观预测偏差或主观报价不合理导致市场出清结果未能最大化消纳新能源的情况，本文提出改进的含新能源参与的现货市场交易机制设计的核心原则如下：

1）落实新能源保障性消纳政策。如果出清结果中存在未中标新能源且同时火电机组有下调空间，组织新能源购买火电发电指标进行替代交易。

2）替代交易不改变系统出清节点电价。替代交易核心目的是引导新能源合理报价，如再次组织报价出清则造成市场为其不当报价承担后果，不能体现责权对等原则，也难以促其改进报价策略。

3）最大程度减少替代交易对出清结果的影响。替代交易应先在节点内开展再在节点间开展，根据电源与负荷的匹配情况将节点分类，设置配套的电价因子，确保不因替代交易导致节点电价波动过大。

4）替代交易按照价差最大原则匹配。进行发电替代时，出于鼓励新能源合理报价的目的，给予报价低的新能源优先出清权。

1.3 市场运行流程

电力现货市场按照时间周期可分为日前、日内、实时3 种市场。市场运行流程如图1 所示，虚线内为本文所提发电替代机制。

图1 市场运行流程Fig.1 Process of market operation

本文以日前市场为例分析现货市场运行流程，日内及实时市场与日前市场类同，不再重复赘述。市场交易的参与者为火电机组与新能源场站，水电通常作为电网调频资源，本文暂不考虑其参与市场交易。此外，节点电价作为一种能够有效反映不同时刻、不同位置电能价值的短期边际成本定价法已被多数国家采纳，因此本文基于采用节点电价的现货市场交易机制进行研究。

由图1 可知，交易开始前由市场参与者申报其分段报价曲线，市场运营者以购电成本最小为目标计算市场预出清结果。如未出现新能源弃电情况，则该结果作为最终出清结果向参与者发布；如出现新能源弃电，则启动发电替代机制：按照价差最大匹配原则，对中标火电机与弃电新能源进行发电替代，直至弃电电量全部替代或火电机组全部减至最小基础出力。如替代后仍存在弃电情况，依据预出清结果中火电机组开机方式不改变的原则，对无法消纳部分不再进行替代。

进行发电替代时，为避免大量的跨节点替代对节点电价影响过大，按照先节点内、后节点间开展发电替代（考虑区域电价与节点电价原理相同，文中对节点电价分析同样适用于区域电价机制）。组织节点间发电替代时，按照保障性消纳原则，将新能源场站作为边界条件计算最大消纳情况下市场出清结果。将节点内发电替代后形成的初次替代结果与最大消纳出清结果进行对比，如果仍存在可替代电力，则继续开展节点间发电替代。按照价差最大匹配原则，完成节点间的二次替代，形成最终的发电替代结果。

1.4 市场结算机制

市场出清后，可得到由各机组原始申报信息产生的节点边际出清价格。如未启动发电替代，则按照出清结果对各中标机组直接进行结算；如启动发电替代，则在结算时对进行了发电替代的弃电新能源场站处以一定罚款，并作为补偿返还给出让发电空间的火电机组，以保障其市场权益。发电替代的机会成本由实时价格决定而非固定费用，在此基础上引入补偿修正系数可直接计算补偿费用。具体结算流程如下：

1）计算火电机组和新能源场站发电结算电量及费用。结算价格为市场出清时各节点的出清电价，结算电量为进行发电替代后各机组实际发出的电量。

2）计算替代交易电量及补偿费用。节点内发电替代中替代双方机组的结算价格相同，在出清价格基础上按照补偿修正系数计算缴纳补偿费用。节点间发电替代中各节点出清价格不同，结算时选取配对双方节点电价高者作为补偿费用的计算电价。

3）汇总以上两个流程计算结果形成电费结算单，将补偿费用结算给被替代的火电机组。

此结算流程符合激励相容原则，弃电机组最终的结算价格低于市场出清价格，可以抑制其非理性博弈高价。将价差费用补偿给出让发电权的火电机组，可激励其出让发电空间。发电替代过程中，市场运营机构维持中立不发生费用盈亏，现货市场不会由此产生不平衡费用，具备较强的实用性。

2 现货市场出清模型

现货市场参与者包含火电机组和新能源场站，以购电成本最小为目标，考虑断面约束及机组性能约束构建统一出清模型。

2.1 市场出清模型

2.1.1 目标函数

本文以市场总购电成本最小为目标函数，报价低的机组优先中标，具体数学模型如式（1）所示：

式中：N，M分别为参与现货市场的火电机组和新能源场站数量；T为总时段数；S为机组报价总段数；为火电机组i在t时段第s段的中标出力；为新能源场站j在t时段第s段的中标出力；分别为火电机组i和新能源场站j申报的第s段对应的价格。

2.1.2 约束条件

1）负荷平衡约束。

每个交易时段系统负荷供需平衡约束为：

式中：Dt为t时段系统负荷。

2）机组运行约束。

发电机组最大最小技术出力约束为：

式中：Ii,t为t时段火电机组i开停机状态；分别为火电机组i、新能源场站j在t时段中标出力；分别为火电机组i的最小和最大技术出力；为新能源场站j在t时段预测最大出力。

3）火电机组爬坡率约束。

火电机组在一个时段内的出力增减量需要满足机组的技术爬坡速率约束。即：

4）系统备用容量约束。

各个时段的开机机组出力必须根据一定的备用比例满足系统的正负备用容量约束。即：

式中：OUt，ODt分别为系统预留上、下备用系数。

5）传输断面约束。

对时段t，在断面f上流过的有功潮流应不大于该断面稳定限额的上限值，不小于断面稳定限额的下限值，其传输断面约束如式（6）所示：

式中：L为负荷节点数量，DLoad,l,t为负荷节点l在t时段的负荷；Gk-f为节点k对于断面f的功率转移因子；为断面f的计划潮流；qmax,f，qmin,f为断面f的最大和最小稳定限值。

2.2 节点电价模型

根据市场出清模型，得到各时段系统负荷平衡约束和断面潮流约束的拉格朗日乘子，则节点k在时段t的节点电价为：

式中：LMPk,t为节点k在t时段节点电价；λt为t时段系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子；为断面f最大正向潮流约束的拉格朗日乘子；为断面f最大反向潮流约束的拉格朗日乘子；F为系统断面总数。

2.3 发电替代机制

2.3.1 目标函数

节点内市场出清价格不变，可直接进行替换。节点间发电替代模型的目标函数为参与替代的火电机组与新能源场站价差最大。即：

2.3.2 约束条件

火电机组与新能源场站可替代的出力应分别满足可出让发电空间及弃电电力约束，即：

2.4 结算机制

触发发电替代后，参与替代的火电机组与新能源场站最终出清的机组出力为：

根据本文所提机制，首先进行节点内发电替代。火电机组和新能源场站的补偿费用与惩罚费用为：

本节所建立市场出清模型、节点电价模型用以形成市场出清结果并计算各节点电价，发电替代模型用以在开展发电替代时计算节点内及节点间新能源场站与火电机组的替代量，结算模型用以在结算环节对参与发电替代各场站的补偿与惩罚费用进行计算。

3 算例分析

3.1 算例系统

本文采用IEEE39 节点系统模拟现货市场交易验证所提机制的有效性，IEEE39 节点系统如图2 所示。

图2 IEEE39节点系统Fig.2 IEEE 39-node system

图2 中G1-G10 表示发电机组，1-38 为系统节点。算例采用高比例新能源系统，设置4 台火电机组装机容量2 700 MW，占总装机55.1%；3 个风电场装机容量1 200 MW，占总装机22.49%；3 个光伏电站装机容量1 000 MW，占总装机20.41%。

考虑系统中节点内发电机组单一，为保证节点内发电替代有效实施，结合我国电网实际运行情况，将系统分为3 个价格区域，采用分区电价形式，系统电源的装机情况如表1 所示。各类机组均参与市场竞价，分段报价区间150～550 元/MWh。

表1 系统电源装机情况Table 1 Locations and capacities of generation units

为验证不同机制下市场交易价格与新能源消纳效果差异，本文选取实际运行中目前较多采用的2 种市场机制方案作为对照场景，以对比分析所提机制（场景3）的有效性，具体场景设计如表2 所示。

表2 场景设计Table 2 Scene design

3.2 系统出清情况

不同场景风电及光伏中标出力曲线如图3 所示，各场景弃电情况如表3 所示。

图3 不同场景风电及光伏中标出力曲线Fig.3 Wind power and photovoltaic output curves of winning bid under different scenarios

表3 各场景弃电情况Table 3 Electricity abandonment of each scenario MWh

结合图3 与表3 可知，在部分夜间及午间低谷时段，新能源消纳困难，存在弃电情况。分析系统总体弃电情况，场景2 由于完全采用市场竞价，不考虑新能源保障性消纳，系统整体消纳空间有限时，存在新能源因报价较高而部分出力无法中标的情况，产生额外弃电。场景2 较场景1、场景3 风电弃电增加22.8%，光伏弃电增加31.08%，由于中午时段新能源消纳压力最大，因此光伏弃电增加量高于风电。而场景3 由于采用发电替代机制实现新能源保障性消纳，因此弃电情况与场景1 相同。

不同场景市场出清电价如图4 所示。

图4 不同场景市场出清电价Fig.4 Market clearing price under different scenarios

由图4 可知，场景3 采用本文所提市场机制，在发生弃电时触发发电替代机制促进新能源消纳，但发电替代机制不改变出清的市场价格，因此场景3计算所得到的市场平均出清电价与场景2 相同。市场出清价格整体随负荷变化一同波动，负荷早高峰与晚高峰期间，出清价格较高。而早高峰期间由于光伏出力快速增长，发电侧竞争加剧，因此出清价格低于晚高峰期间。与图3 对比可知，在新能源参与市场竞价而产生增量弃电的时段，由于新能源弃电部分的出力由火电机组发出，增加了火电机组整体出力，因此场景2、场景3 的出清价格均高于场景1。

场景2、场景3 各区域市场出清电价如图5 所示。

图5 各区域市场出清价格Fig.5 Market clearing price under different regions

由图5 可知，部分时段中系统存在阻塞时，各区域间出清价格存在差异。其中区域1 发电单元较多，属于发电富余区域，整体电价偏低；区域2 负荷较少，发电单元中仅包含火电和光伏，在夜间光伏无出力时，该区域属于负荷需求大于发电出力，因此夜间时段电价较高。日间时段该区域发电富余，电价较低。晚高峰时段，区域2 的外送通道无阻塞，因此与区域1 价格相同。区域3 负荷较大，整体电价高于其他两个区域。区域内新能源装机相对占比高，在日间新能源整体出力高时，其市场出清电价与其他区域接近，而在晚高峰期间，电价高于其他区域。

3.3 市场结算情况

各机组不同场景下市场交易平均结算电价及补偿费用如表4 所示。

表4 平均结算电价及补偿费用Table 4 Average settlement price and compensation cost

由表4 可知，火电机组的平均结算价格要高于风电和光伏。火电机组出力与负荷趋势相符，在负荷低谷电价低时出力少，负荷高峰电价高时出力多，因此整体平均价格最高。光伏主要出力时段在午间，该时段电价为1 d 中低谷，因此平均结算价格最低。与场景2、场景3 相比，场景1 平均结算价格最低，与图4 中现货市场出清价格趋势一致。场景3 中市场出清价格与场景2 相同，但在启动发电替代后，相较于场景2、场景3 中火电机组的平均结算价格将增加，新能源场站有所减少。对比表4 中各机组间发电替代产生的补偿费用，可见区内补偿费用总体高于区外补偿费用。机组间的发电替代主要在区内开展，因不同价区间存在线路阻塞，发电替代的方向应与阻塞线路的潮流方向相反才可实现，故可替换量较少。

通过上述对比可见补偿机制的设计，使火电机组在出力空间让渡给清洁能源的同时获得一定收益，即减少煤炭资源损耗、降低社会碳排放，一定程度上保障了企业收益。此外，对新能源场站征收的补偿费用也可以遏制其在市场的不合理报价，促进现货市场健康稳定运行。

4 结语

随着我国新能源装机的快速增长，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。本文结合我国当前现货市场交易机制，提出了新能源与常规机组共同参与市场竞价情况下促进新能源消纳的市场出清模型。设计了发电替代机制用以解决因市场竞价产生的新能源增量弃电问题，并根据现货市场统一电价和节点电价机制提出了针对性的实施方案。所提机制在保障市场参与者各方权益的同时，实现新能源的最大化消纳，对我国“双碳”目标下促进新能源消纳的电力现货市场机制设计有参考和指导意义。