基于备用辅助服务需求申报的现货市场机制设计

刘 硕，张梦晗，夏 清，杨知方，陈启鑫

（1. 清华大学电机工程与应用电子技术系，北京市 100084；2. 北京电力交易中心有限公司，北京市 100031；3. 输配电装备及系统安全与新技术国家重点实验室（重庆大学），重庆市 400044）

0 引言

开展电力现货市场有利于发现稀缺资源的价值属性、降低交易风险、保障电网安全运行、实现资源合理调度［1-3］。现货市场的交易品种包括能量及备用等辅助服务。目前，中国组建了反映发电侧与用户侧供需关系的能量市场，成功实现了发电机与电力用户的供需匹配，并根据供需关系形成了能量稀缺价格［4］。但电力作为供需必须实时平衡的特殊商品，在能量市场的基础上还须组织备用等辅助服务市场，以保障电力系统的供需实时平衡。随着新能源接入比例的不断提高，研究可有效反映供需平衡成本的备用辅助服务市场机制的重要性日渐凸显。

在美国电力市场中，独立系统运营商（independent system operator，ISO）通常采用能量-备用辅助服务联合出清的市场机制。调度运营机构根据负荷预测及确定的比例系数决定系统备用需求。当电力系统备用供需紧张时，备用的安全价值和稀缺性大大增加，备用价格会随电能量价格同步飙升［5］。为了在稀缺状态下形成合适的价格信号，美国各大调度运营机构［6-8］根据系统失负荷价值设计了考虑备用需求弹性的运行备用需求曲线（operation reserve demand curve，ORDC）［9-10］。该方式旨在系统备用容量稀缺时通过发挥备用需求弹性来稳定价格［11-12］。尽管该方法可在一定程度上反映市场主体的备用需求弹性，但ORDC 通常由运行机构预测得到，并在一定周期内保持恒定［13-14］，无法反映市场主体的实际需求特征和备用需求弹性。由于缺乏真实的供需关系，这不利于形成备用稀缺价格和引导市场主体发挥需求弹性。

欧洲组织了能量和备用分别出清的电力现货市场，其备用市场的组织通常基于容量补偿的方式［15］，如英国基于荷兰式拍卖来组织备用市场。其中，除政府事先确定需求与交付外，拍卖、交易等阶段均由市场自行实现［16］。发电机出售电力和提供备用等辅助服务时，需要服从电力库调度，备用市场仅在考虑极少数运行约束下形成价格信号并调节供需不平衡。此外，位于北欧的欧洲输电网运营商网络组织（ENTSO-E）正在探索组织跨国跨区平衡的备用辅助服务容量共享机制。实时平衡市场与辅助服务市场由ENTSO-E 预测的备用需求确定。ENTSO-E 通过共享平台集中采购、出清并满足各国备用容量的需求［17］。然而，由于欧洲各国对于辅助服务的定义、技术标准的制定等存在差异，不同辅助服务的结算方式、合同期限、调度原则、准入要求等也不尽相同。上述基于容量补偿的备用市场典型特征是系统运营机构预测备用容量需求并进行直接拍卖采购。由于预测的精度难以保证，该方式可能导致价格信号产生偏差，并最终导致发电机收入不足等问题［18］。

当前现货市场中，尚未引导备用辅助服务需求侧主动申报并参与市场，这导致了备用需求弹性不足、分摊不合理等问题。为此，本文设计了基于备用辅助服务需求申报的市场机制，在技术层面的贡献如下：1）基于市场主体主动申报备用需求的市场框架，提出了考虑市场主体差异化备用需求与备用需求弹性的市场出清模型；2）设计了满足“谁产生，谁承担”原则的能量及备用成本结算机制，分析了备用辅助服务需求申报下的市场供需双方支付费用。

1 基于备用辅助服务需求申报的市场设计思路

1.1 当前备用辅助服务市场存在的问题

目前，各国备用辅助服务市场虽然运营模式有所不同，但整体来看，均主要针对备用供给侧（即发电侧）组织市场，而备用需求侧的特性则由系统运行机构（或独立权威机构）代为预测。因此，现有机制下，由于备用需求侧（包括新能源、负荷等）缺少量、价的申报渠道，个体备用需求对价格的弹性尚无法在市场中考虑。在新能源接入比例较低时，备用辅助服务主要由负荷侧波动及机组随机故障产生，不同市场主体对备用需求侧贡献度的差异不大，当前做法具有其合理性。然而，随着新能源大量并网，应对新能源随机波动产生的备用需求大增。由于新能源可在备用成本较高时通过能量削减替代备用需求，系统运行中将引入更多的备用需求弹性。在这种情况下，由运行机构代为预测的备用辅助服务市场组织方法存在局限性，有必要探索并组建供需同时参与的备用辅助服务市场。

新能源大规模并网下，另一尚待讨论的问题是如何实现备用成本的合理分摊。为了便于市场管理，现阶段国外备用成本通常由电力用户按照负荷需求量比例直接或者间接承担。例如，美国PJM 市场将备用成本作为强制责任由大用户或售电公司承担，责任主体可自行提供或通过购买履行［19］；英国市场则是通过系统使用费将备用成本疏导至用户［20］。在上述分摊机制下，虽然系统运行机构预测并出清了新能源的备用需求，但新能源无须承担备用成本。由于市场机制难以反映新能源的备用需求特征，向新能源分摊备用成本尚缺乏合理依据。目前，中国备用辅助服务市场尚在起步阶段，若仍延续传统发电机单边承担系统辅助服务成本的方式，亦无法承载大量接入新能源引发的备用需求。因此，有必要探索反映不同市场主体对备用需求贡献度的成本分摊方法，体现“谁产生，谁承担”的市场组织原则。

为解决上述问题，本文设计了基于备用辅助服务需求申报的市场机制，核心是参考能量市场组织模式，将备用辅助服务的需求侧申报纳入市场组织范畴。本文所提出清模型应该根据备用需求关系对不同市场主体产生的备用需求进行差异化出清。出清模型中不仅要反映新能源市场主体的备用需求与能量供给间的弹性替代关系，还要体现备用需求和不同区域传输能力的差异。同时，本文根据备用需求关系，提出了各市场申报主体分摊备用辅助服务费用的方法，并针对备用辅助服务对输电通道占用产生的市场阻塞盈余提出了分配方法。最后，讨论了新能源承担备用成本的合理性。

1.2 备用辅助服务的需求来源分析

备用辅助服务的功能是通过市场主体预留调节能力，应对并处理电网运行过程中出现的不确定性，保障系统可靠供电。在传统电力市场架构中，备用辅助服务市场的主要功能是配合能量市场，满足实时平衡的资源调配需求。产生备用需求的随机波动来源大致有3 种：一是供给侧发电机脱机，该波动可根据最大单机容量预留备用进行处理；二是负荷的随机波动，该波动可按照最大负荷特定比例设置备用进行处理；三是新能源的随机波动。随着新能源并网率逐步提高，因新能源产生的备用需求将大幅增加，这也是本文重点关注的备用需求来源。

当前，备用辅助服务的主要任务是维持短期预测误差和偶发性的机组非计划停运故障冲击下的系统供电可靠性［21］。对于机组故障，由于传统发电机可控性强，其影响系统备用需求的因素主要是装机容量。通常将最大单机容量设置为备用的方式保证了单一机组故障下的供电可靠性。对于电力用户，其负荷预测误差具有聚合特性，通常备用需求可基于一定比例和历史运行经验进行整体预测。针对上述2 种备用需求来源，在已运行的电力市场（如美国PJM 市场和英国电力市场）中由可靠性指标与运行经济性来预测备用的系统需求，再由电力用户分摊系统需求产生的备用成本。

由于新能源的可控性较弱，新能源随机波动同样将引起电力平衡偏差。大规模新能源并网后，为了适应新能源频繁的出力变化，市场出清应考虑不同新能源的备用使用量和不同区域备用传输的差异，以确保出清足够的备用辅助服务来应对新能源出力的不确定性［22-23］。同时，以新能源为代表的市场主体可在备用成本较高时通过能量削减替代备用需求，具有一定的备用需求弹性，这意味着新能源可通过修正能量申报等方式提供辅助服务，如降低出力从而减小负备用需求。因此，组织备用辅助服务供需两侧均参与申报的市场，有利于引导并发挥备用需求侧的弹性。

1.3 基于备用辅助服务需求申报的整体设计思路

本文在常规市场机制的基础上，提出了组织市场主体申报备用需求的市场机制。类似于能量市场，本文所提市场机制的重点是要在备用辅助服务市场中体现备用的供需特征，即在备用市场中建立双边的供需关系。在现有市场中，传统发电机已经组织申报了自身的备用容量与备用价格，备用供给侧的个体供给关系明确。为描述个体的备用需求关系，本文要求市场主体主动申报自身的备用需求。

与现有基于系统需求的机制相比，组织申报备用辅助服务的市场机制具有如下优势：1）便于明确备用辅助服务个体需求，为备用的差异化出清和成本分摊提供依据；2）有助于通过价格信号发挥需求侧的备用弹性，减少系统运行机构需要处理的不确定性。当市场主体申报备用需求后，系统运行机构可根据申报的个体需求进行差异化出清并按照个体需求进行成本分摊。若市场主体预计分摊备用成本过高，可通过主动降低申报的备用需求、提高预测精度等手段发挥备用需求的弹性，以提高自身收益。因此，系统运行机构可在市场中仅考虑个体申报备用需求范围内的不确定性并预留备用进行处理。

在获得申报信息后，系统运行机构将根据各市场成员的个体备用需求进行备用辅助服务市场出清。为了保障个体备用需求主体在量和区域传输上的差异，本文出清模型中设置了体现不同市场主体量与区域差异的备用约束。此外，由于风、光等新能源和电力用户负荷的不确定性具有叠加平滑等聚合效应，在备用市场出清时，不能仅关注单个负荷/新能源的备用需求并简单地进行加减，而应综合考虑各类不确定性的波动特征进行系统整体备用需求的评估，以避免产生过高的备用成本。为了在出清模型中体现该特征，本文引入了备用折算因子。在获得出清结果后，备用成本应由负荷、新能源等引起备用需求的市场主体分别承担。基于市场主体的个体备用需求与市场出清结果，本文将设计考虑新能源分摊备用成本的结算方法。

2 基于备用辅助服务需求申报的市场出清及结算

2.1 考虑备用需求申报的能量-备用出清模型

针对市场主体申报备用需求，本文分别对申报备用需求的新能源与电力用户设置了相应约束。具体的市场出清模型设计如下。

2.1.1 目标函数

目标函数为总运行成本最小，由传统发电机和新能源的能量生产成本与传统发电机的备用供给成本构成。

式中：pj，t为传统发电机j在t时刻的出清能量；pw，t为新 能 源 机 组w在t时 刻 的 出 清 能 量；和分别为传统发电机j在t时刻出清的上、下调整备用；为 传 统 发 电 机j在t时 刻 的 发 电 成 本；为传统发电机j在t时刻提供向上调整备用的申报价格；为传统发电机j在t时刻提供向下调整备用的申报价格；为新能源机组w在t时刻的发电成本；W为新能源机组集合；J为传统发电机集合。

2.1.2 约束条件

1）系统能量平衡约束

式中：Pn，t为节点n在t时刻的负荷需求；N为节点集合；λt为t时刻约束式（2）的拉格朗日乘子，将由出清模型的对偶问题产生。

2）线路潮流约束

式 中：Γi，n为 线 路i对 于 节 点n的 转 移 分 布 因 子；en，j和en，w分别为传统发电机j和新能源机组w所在节点n的标记；和分别为t时刻线路i的传输容量上、下限；fi，t为t时刻线路i的传输线路潮流分布；和分 别 为t时 刻 线 路 潮 流 约 束 下 限 和 上 限 在线路i上产生的拉格朗日乘子。

3）新能源/电力用户申报备用需求约束

新能源/电力用户申报备用需求约束将保证传统发电机提供足够的备用容量来满足申报的备用需求。

4）备用传输预留线路约束

为保障市场主体申报的备用需求可获得足够的通道资源，备用传输预留线路约束将保证申报备用需求的节点可以获得足够的线路传输能力，确保不同区域可出清足够备用供给且可完成交付。

5）传统发电机/新能源机组出力约束

6）传统发电机的备用供给约束

7）新能源备用需求调整约束

为了发挥新能源备用需求的弹性，备用辅助服务市场将在备用稀缺时通过新能源备用需求调整约束调整备用需求，以减小系统的总体运行成本。

与传统的出清模型相比，该模型有如下特点：1）考虑了市场主体能量申报与备用辅助服务需求间的耦合关系；2）为了保证各申报主体能够获得足够且可交付的备用容量，设计了备用传输通道约束用以保障不同节点备用交付上的差异。当前模型仍保留了线性形式，且约束和变量数目并未显著增加，因此并未带来沉重的出清求解负担。在本文所提出清模型中，备用需求弹性将通过备用调整变量与发电机申报的期望出力相关，并通过相关约束影响在市场出清结果。

2.2 考虑申报备用需求市场分析与结算机制

在获得出清结果后，本节设计了各市场主体分摊备用成本的结算机制。在备用结算中，传统发电机的备用收益仍由出清价格和出清量决定，但备用支付则根据不同备用需求来源进行分摊。

2.2.1 能量价格与能量结算

最终的能量价格可表示为：

式中：πn，t为节点n在t时刻的节点边际价格；λn，t为节点n在t时 刻 的 能 量 价 格；=Γn，i为 变 化 后 的 线路转移分布因子；I为线路集合。

根据“同质商品同价”的原则，λn，t与该时刻的价格λt相同，这是由约束式（2）确定的。由于受到网络阻塞的空间传输限制，每个节点n还存在常规线路阻 塞 分 量和与 备 用 传 输 预 留 线 路 阻 塞 分 量。这些价格分量共同构成了能量的节点边际价格，即节点增加单位负荷所引起的全系统成本增量。

根据能量的节点边际价格，各市场主体的能量结算如下：

1）传统发电机：传统发电机按照出清发电量和节点边际价格的乘积获得能量收益。

2）新能源：新能源按照出清发电量与节点边际价格的乘积获得能量收益。

3）电力用户：电力用户按照负荷量与节点边际价格的乘积进行能量支付。

4）阻塞盈余：传输线路将按照阻塞盈余获得市场收益。值得注意的是，针对市场主体申报的备用需求，出清模型中设置了备用传输预留线路容量以保障备用交付能力，并最终反映在能量价格中。因此，在能量结算中，电力用户将额外支付备用传输预留线路产生的阻塞盈余。为了实现“谁产生，谁承担”的市场原则，本文在备用结算中设计了市场申报主体对电力用户的补偿支付，旨在覆盖因备用传输预留线路产生的额外支付。

为了进一步分析申报主体对备用传输预留线路的支付，线路阻塞盈余将做更加细致的划分。

定义总阻塞盈余的费用CWCR如下：

式中：T为时间集合。

常规线路阻塞盈余CNCR由约束式（4）确定，这部分由常规线路阻塞分量计算，并最终由电力用户承担。预留线路阻塞盈余CPCR由约束式（7）和式（8）确定，该约束为保障申报主体的备用需求交付能力提供了足够的传输容量。根据能量价格，CPCR由电力用户能量支付覆盖，总体费用如下：

对于不同的备用类型，CPCR将具体分为：

式 中：CPCR，up和CPCR，down分 别 为 上、下 备 用 的 预 留 线路阻塞盈余。

至此，系统总阻塞盈余分为了两部分。在能量结算时，电力用户将承担全部总阻塞盈余。然而，未申报备用需求的电力用户并不是备用传输预留线路（对应预留线路阻塞盈余费用）的受益群体。为了实现“谁产生、谁支付”的市场原则，该费用将在备用结算中由申报备用需求的各市场主体向电力用户补偿支付。因此，在本文所提备用结算机制执行后，未申报备用需求的电力用户最终仅承担常规线路阻塞盈余费用。

2.2.2 备用价格和备用结算

备用结算的目标是向不同的备用需求主体收取发电机备用的供给成本并为发电机提供盈利空间。在本文机制下，各市场参与主体的真实备用需求可由申报信息明确。因此，本文将形成备用边际价格（由供给备用的边际机组确定）并按照申报的备用需求进行结算。各申报备用需求的主体需要支付的费用由两部分构成：一部分是根据申报的备用需求与出清的备用边际价格承担容量费用；另一部分是针对备用传输预留线路的补偿支付费用。申报自身的辅助服务需求电力用户（与负新能源类似）也可根据出清结果进行结算。

备用具体结算方式如下：

1）调节电源（即有意愿参与备用市场并提供备用的传统发电机）：调节电源将按照出清备用供给量和备用边际价格的乘积获得备用收益。

2）新能源：新能源申报了个体备用需求曲线，且新能源备用的供需关系明确。在本文所提出清模型中，通过备用传输预留线路约束对不同空间特征的备用需求进行差异化出清，新能源将分摊不同备用成本。

根据“同质商品同价”的基本原理，对于同样性质的备用容量，价格应该一致。因此，新能源将按照自身申报备用需求量与出清的备用边际价格支付备用容量成本，其结算支付分为上备用支付和下备用支付。

除备用容量支付外，新能源还将支付CPCR以补偿电力用户的额外支付，该费用将体现申报主体因空间分布差异产生的备用成本差异。

对于式（7）中产生的CPCR，up，具体补偿支付的方法如下。

对于新能源机组w（所在节点n），计算t时刻对每条线路i的支付补偿因子：

在能量结算中，已通过πn，t向电力用户收取了足额 的CPCR，up。对 于 单 条 线 路i在t时 刻 的 费 用，用户支付的费用可按照式（18）计算并确定。针对已由电力用户支付的，为了实现新能源向电力用户的补偿，新能源机组w分摊的费用为：

同样，对于式（8）产生的费用CPCR，down，计算下备用费用补 偿支付因 子kdowni，w，t如 下：

对 于 线 路i在t时 刻 的 费 用，新 能 源 机组w分摊的费用为：

因此，对加剧备用传输预留线路阻塞的新能源机组将分摊产生的预留线路阻塞盈余CPCR。由于预留线路阻塞盈余CPCR已在能量结算中由电力用户支付，新能源将在备用结算中向电力用户以补偿支付的形式补偿该费用。

3）电力用户：未申报备用需求的电力用户将按照现有机制进行分配，通常由电力用户按照负荷量占总负荷的比例分配系统预测备用产生的备用成本。为聚焦本文研究，本文未单独讨论系统预测的备用需求。申报备用需求的电力用户将被视为负新能源并按照新能源方式进行结算。

在能量结算中，电力用户承担了预留线路阻塞盈余CPCR，在备用结算中，该部分将按本节的新能源方式进行补偿。因此，整个系统的最终结算如图1所示。在本文方法结算后，可最终实现能量市场和备用市场的收支平衡。

图1 所提结算方法的现金流Fig.1 Cash flow of proposed settlement method

本文机制中一个重要前提是组织新能源申报符合实际的备用需求曲线。本质上，新能源申报的备用需求是基于对自身不确定的预测，需要对自己的期望出力与实际运行偏差提前预测评估。备用需求曲线与能量曲线将形成类似于传统发电机机组的上下限约束，最终形成新能源的运行边界。参考当前电网运行方式，可通过对额外辅助服务需求引入惩罚因子的方式，激励新能源尽可能申报较为准确的备用需求，本文在此不做详尽探讨［24］。

3 考虑备用需求申报的市场机制优势分析

3.1 通过备用成本促进新能源承担市场责任

在现有市场机制下，备用需求由系统运行机构预测，备用成本由电力用户单边承担。随着新能源并网率的提高，电力用户单边承担备用成本的机制已难以为继，需要研究新能源承担备用成本的方法。

在本文的机制下，新能源通过申报自身的备用需求，在市场中形成明确的备用供需关系，备用成本可向新能源追溯并分摊。因此，尽管出清模型新增了备用约束，市场的总体运行成本略微提高，但电力用户的总体支付费用将会减少。减少的支付费用将在需求侧向供给侧的现金流中内部扣除，即新能源将取代电力用户从能量收益中支付自身产生的备用费用。通过结算新能源的能量收益与备用支付，实现了新能源的市场收益与责任的匹配，备用市场将符合“谁产生，谁承担”的市场原则。

除备用容量支付外，申报备用需求的新能源还将支付备用传输预留线路的阻塞盈余，这是为保障备用需求交付能力产生的成本。由于不同的新能源区域位置不同，对线路阻塞的贡献度不同，各新能源的分摊费用也不同。因此，不同新能源将按照不同的贡献度分摊备用传输预留线路的阻塞盈余。该费用体现了不同新能源间的区域位置差异对备用需求贡献度的影响。

值得一提的是，假设所有市场主体申报备用需求曲线均为0，则本文机制的出清结果将与传统方法完全一致。当然，不申报备用需求的主体一旦出现了运行偏差，可能将在运行中付出高昂的惩罚成本。因此，不申报备用需求并不意味着市场主体无备用需求，而是意味着市场主体选择不通过市场购买备用资源处理潜在偏差。

3.2 通过备用需求申报弹性保障系统响应能力

根据本文所提机制，新能源将申报备用需求并分摊相应的备用成本。同时，新能源备用需求将通过调节电源出清备用容量与备用传输预留线路得到供应保障。对整个系统来说，新能源在备用需求范围内的运行偏差可获得足够资源进行快速处理。

除此之外，由于新能源参与市场的收益与申报的备用需求相关，在申报时新能源可考虑自行减少发电量（弃风、弃光）来减少对市场备用的需求。因此，各新能源可评估自身的弃电成本和备用成本，并最终通过减少期望出力的申报策略实现最大盈利。当新能源考虑自身的弃电量时，等同于新能源选择提前通过减少出力来自主提供备用服务，而非从市场中购买备用。由于新能源将进行策略性申报，部分新能源波动将自行处理，系统需要处理的随机波动可减少。

若新能源申报的备用需求无法满足实际运行，由于存在惩罚价格，新能源将因越限导致付出大量的惩罚成本。高额的惩罚成本将激励新能源预测并申报更加准确的备用需求。因此，新能源有动力提高对自身运行波动的预测精度。同时，高额的惩罚成本亦可为实时的平衡费用提供资金来源。

此外，在出清模型中，由于存在备用需求调整约束，当新能源的备用需求产生的成本高于系统的能量成本时，系统将在出清模型中降低新能源的期望出力与调整其备用需求，通过发挥备用的需求弹性缓解因备用稀缺导致的运行不确定性。

4 算例验证

基于IEEE 30 节点的测试系统验证所提市场机制。出清模型和结算方式采用前文所提的能量-备用联合出清模型进行集中出清并结算。为聚焦于新能源对备用辅助服务需求的影响，本文算例部分暂不考虑用户对备用辅助服务需求的申报。

4.1 新能源并网率为8% 时所提机制的有效性验证

4.1.1 新能源并网率为8%时的市场结果分析

为了验证新能源并网率为8%时所提机制的有效性，在修改IEEE 30 节点算例的基础上，在节点22处增加了1 台容量为20 MW 的新能源机组，同时在节点27 处增加了1 台容量为10 MW 的新能源机组。系统传统发电机的总装机容量为335 MW，基准功率为100 MW。

采用本文方法的市场运行结果如表1 所示。其中，传统发电机的总收益由3 个部分构成：能量收益、上备用收益和下备用收益。由于新能源申报了备用需求曲线，新能源将承担因申报产生的备用费用。本算例中并未组织电力用户申报备用需求，因此相关费用均为0 元。

表1 新能源并网率为8%时的市场运行结果Table 1 Results of market operation when renewable energy grid connection rate is 8%

按照本文机制，传输线路在能量市场中的预留线路阻塞盈余原本在能量市场中由电力用户负担，但在备用市场结算后，预留线路补偿支付将实现新能源向电力用户的成本补偿。

由于新能源的能量边际成本低，且此时备用供给较充足，如图2 所示，2 台新能源申报的期望出力均实现了完全消纳。在本文机制下，尽管新能源根据申报的备用需求分摊了备用费用，但仍能在市场中获得收益。

图2 新能源并网率为8%时的出清结果Fig.2 Clearing results when renewable energy grid connection rate is 8%

4.1.2 与传统方法结果的对比分析

在本算例中，新能源在传统方法和本文方法中均可实现完全消纳，与图2 所示一致。由于本文方法将对所有市场主体的出清及结算产生影响，为更好地体现本文方法的优势，本节分析了应用传统方法和本文方法结算后的各项费用。为了便于对比，假设传统方法中预测的系统需求与新能源申报的总量保持一致，但由于缺乏新能源个体需求信息，产生的备用成本仍沿用现有市场机制向电力用户分摊。

从图3 的结算结果可以看出，本文方法下传统发电机组的运行费用和总体收益增加，这是由备用约束增加、出清结果的运行可行域减小导致的。同时，新能源将在发挥能量边际成本的优势下，承担相应的市场义务（即备用成本）并进行结算分摊，这是本文方法与传统方法最大的不同。因此，新能源参与市场的总收益将减少。对于电力用户而言，因为部分备用成本将由新能源承担，本文所提方法中的电力用户总支付较传统方法也会减少。另外，因为预留线路容量的存在，常规线路达界情况将会减少，这将减少电力用户承担的常规阻塞盈余费用。

图3 新能源并网率为8%时2 种结算方法下的结果对比Fig.3 Comparison of results with two settlement methods when renewable energy grid connection rate is 8%

值得一提的是，市场中所有结算的支付来源是电力用户的总支付。在传统方法中，电力用户因额外承担了新能源的备用成本，总支付增加，造成了市场效率损失。采用本文方法后，由于市场结算符合“谁产生，谁承担”的市场原则，因备用成本错配造成的额外成本将得到减小。

4.2 新能源并网率为20%时所提机制的有效性验证

4.2.1 新能源并网率为20%时的市场结果分析

在4.1 节的基础上，本节在节点12 和节点30 处均额外接入25 MW 的新能源机组。系统传统发电机的总装机容量保持335 MW。因此，本算例新能源的并网率将提升至20%。同时，净负荷曲线与4.1 节相同。

类似于图3，图4 对比了本文方法与传统方法下的结算结果。比较图3 和图4 可以看出，随着新能源并网率提高，不仅传统发电机的能量市场收益有所减少，电力用户的整体支出也减少。这意味着新能源并网率的提高可减少电力系统整体运行成本。具体来说，传统发电机能量边际成本高于新能源，因此在能量市场中的竞争力小于新能源。更多的新能源并网可进一步降低能量边际价格，这将减少传统发电机的能量收益与电力用户的能量支付。

图4 新能源并网率为20%时2 种结算方法下的结果对比Fig.4 Comparison of results with two settlement methods when renewable energy grid connection rate is 20%

在能量市场中，由于新能源边际成本低，相较传统发电机具有竞争优势。然而，由于调节电源的备用容量与备用传输预留线路容量逐渐稀缺，消纳新能源产生的备用成本逐渐升高。在传统方法下，该部分成本将由电力用户额外承担，这不仅不符合“谁产生，谁承担”的市场原则，而且放大了新能源的竞争优势。出于对能量边际成本考虑，市场将尽量实现新能源期望出力曲线完全消纳，电力用户的总支出将随之大幅增加。

4.2.2 考虑新能源备用需求弹性的市场结果分析

在传统方法下，由于新能源具有能量成本的竞争优势且不承担备用成本，市场将实现新能源期望出力曲线的完全消纳。然而，随着新能源增多，备用的稀缺性逐步体现，能量边际成本低的优势将削弱。一旦考虑备用容量和备用传输预留线路容量的稀缺性，新能源的完全消纳将造成额外的运行成本。在本文方法下，新能源申报的备用需求将影响新能源的出清结果，进而在运行成本较高时造成新能源无法完全消纳。

图5（a）给出了本文方法下4 台新能源机组的出清结果（传统方法可完全消纳4 台新能源机组期望出力）。其中，新能源机组4 的出力全额消纳带来的运行效益将不足以补偿备用成本支出。为此，新能源机组4 将通过备用调整变量降低出力与备用需求，发挥备用需求的弹性替代。

图5 新能源并网率为20%时的出清结果Fig.5 Clearing results when renewable energy grid connection rate is 20%

从图4 可以看出，对于传统发电机而言，虽然备用收益基本持平，但新能源机组4 出清备用需求随出清的出力结果减小，这意味着随着备用的稀缺，备用容量的价格有所提高，传统发电机可通过价格信号获得市场收益，市场收益也将激励传统发电机提供更高质量的备用。对于电力用户而言，本文所提方法下的总支付较传统方法也将大幅减少。具体来说，在传统方法中，由于新能源的备用成本由用户单边承担，用户总支付费用远大于本文方法。该部分即责任错配（备用成本分摊不符合“谁产生、谁承担”）造成的市场效益损失。在本文方法下，用户减少总支付费用主要由两方面构成：一方面，电力用户不用负担因新能源并网增加的备用成本；另一方面，因为预留线路容量增多，常规线路达界情况也将进一步减少。值得一提的是，尽管电力用户的总体支付费用减少，但市场结算仍可实现全部成本的覆盖。

由于本文方法中新能源将进行备用支付，新能源总体收益将减少，但仍然可以获得收益。为了进一步说明本文所提方法对新能源出清与结算的影响，不同方法下的新能源机组4 出清结果如图5（b）所示。在传统方法中，由于备用需求是基于整体的系统需求进行出清的，缺乏针对个体备用需求的考虑，从系统整体运行角度而言备用供给充足。系统的整体运行费用仅与能量边际价格相关，新能源机组4 可完全消纳。然而，本文方法下的新能源机组4的个体备用需求关系通过备用通道传输约束影响系统的潮流分布与运行成本，并通过备用调整变量影响新能源出力，这是导致本文方法无法完全消纳新能源的根本原因。

选择图5（b）中第4 h 来具体分析运行成本变化。假设此时新能源机组4 增加一个单位有功出力，其能量供应成本远低于此时能量边际价格22 元/MW（本文新能源的能量边际成本均为0.01 元/MW），可产生21.99 元的市场效益。按照传统方法，此时系统备用的总体供给充足，因此完全消纳新能源进一步减少系统的运行成本。然而，在本文方法下，与新能源机组4 所在节点的连接线路将因备用传输预留线路约束需要出清特定的调节电源供应备用容量，这是由新能源机组4 的区域特征造成的。如果完全消纳新能源机组4 的出力，则需要特定的发电机调整出力与备用。满足新能源机组4的个体备用需求将会产生全网38.96 元的调整成本。因此，即使考虑能量收益，系统成本仍增加了16.97 元。为了实现最小运行成本，新能源机组4 将无法完全消纳申报备用需求量。此时，本文出清模型通过备用需求申报形成的供需关系，自发在备用稀缺时形成备用弹性，实现了最小的运行成本。

5 结语

随着新能源的接入比例持续提升，作为一种维持系统稳定运行的调度资源，备用的稀缺性正在逐步凸显。如何组织高比例新能源并网后的备用市场仍是一个困扰现货市场的难题。即使是在较为成熟的欧美等电力市场，备用辅助服务的市场组织及成本分摊方法仍存在可改进的空间。为了发挥电力市场稀缺资源定价功能与资源调度功能，需要设计适应高比例新能源接入下的备用市场机制。

本文分析了高比例新能源接入电力系统后的备用市场的供求特性变化，设计了一种基于备用辅助服务申报的市场机制。通过组织新能源申报备用需求，在备用市场中建立了供给侧与需求侧的双边供需关系，并针对新能源的备用需求设计了出清模型与结算机制，避免出现高比例新能源情境下的备用责任错配问题，最终形成“谁产生，谁支付”的市场机制。算例结果表明所提机制有效引导了新能源负担部分备用成本，实现了能量与备用成本的合理分摊。

本文方法仍有诸多技术问题值得深入研究。例如，由于个体申报量与系统整体的需求量并非是简单的叠加关系，本文直接将各申报主体的备用需求叠加是一种简化考虑的方法。后续研究将着眼于考虑多个主体同时申报备用需求后的折算方法，合理考虑不同随机波动性之间的耦合效应。此外，由于本文并未深入讨论单个新能源的策略性申报方式，组织新能源申报备用需求曲线后，其自调度的激励作用与策略性申报的行为是另一个亟待探索的问题。