电力现货市场交易运营的未来重大需求与关键技术

昌 力，曹荣章，吉 斌，杜 刚，李利利，徐 帆

（1.南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司）,江苏省南京市 210061；2.国电南瑞科技股份有限公司,江苏省南京市 210061；3.智能电网保护和运行控制国家重点实验室,江苏省南京市 210061）

0 引言

电力现货市场通过反映电力时空价值的价格信号,在日前、日内、实时调度层面上实现资源优化配置与发用电平衡,结合电网物理运行属性及经济运行特性,是电力市场领域中最具挑战的一项任务［1-2］。澳大利亚、北美、欧洲等国家及地区经过长期的研究、探索及实践［3-4］,结合各自实际情况建立了相对成熟的电力现货市场运营体系,在促进电力系统健康发展、能源清洁低碳、提升电力服务质量、降低电力供应成本等方面发挥了重要作用。2017年8 月,国家发展改革委和国家能源局发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》［5］,选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8 个地区作为第1 批试点,中国正式迈入了电力现货市场时代,推动中国电力现货市场从开始的试点建设到如今的全面推广,实现了跨越式发展。

中国自2020 年9 月提出“双碳”目标及2021 年3 月提出构建新型电力系统以来［6］,电力现货市场所依托的电力系统物理载体在体系结构、运行机理、功能形态上正发生显著变化,亟须设计适应以不确定性为主要特征的新型电力系统运营要求的电力现货市场技术体系。作为构建新型电力系统的重要基础保障,需要加快研究适应新型电力系统的电力现货市场运营技术。

本文在总结中国现阶段电力现货市场交易运营技术取得的成果基础上,深入分析未来新型电力系统下电力现货市场呈现的新特征,以及现货市场交易运营技术所面临的挑战。针对这些技术挑战,探讨了电力现货市场运营支撑关键技术以及未来亟须突破的关键技术方向,构建科学、合理的运营技术体系,保障新型电力系统下电力现货市场安全、平稳、高效运行。

1 中国电力现货市场交易运营技术发展现状

2018 年8 月,南方（以广东起步）电力现货市场成为国内首家上线运行的电力现货市场,同年12 月,甘肃、山西成为国家电网有限公司率先启动现货市场运行的地区［7-8］。截至目前,第1 批8 个试点现货市场已开展结算试运行,第2 批6 个试点现货市场先后完成模拟试运行并陆续进入结算试运行阶段,初步建立了支撑多交易周期、多交易品种、多层级市场协同的电力现货市场交易运营技术支撑体系。

由于中国地区差异明显、市场规则各具特色,各地也因地制宜开展了相关技术探索。广东现货市场在国内率先开展了全电量出清及节点电价计算现货市场模式,构建了一次备用、事故备用、旋转备用与电能量市场联合出清技术,实现了不同备用、电能稀缺情况下的耦合定价。甘肃构建了支撑新能源报量报价参与市场竞价出清技术,并通过电能与调峰市场融合、省间现货与省内现货协同运行等多种手段保障了现货市场下的新能源消纳［9］。浙江现货市场构建了电能量与备用联合出清技术,设计了电能与备用稀缺耦合情况下的定价策略,提升了调节资源的优化配置水平,实现了5 min 超短周期实时市场出清［10］。内蒙古现货市场实现了用户侧全部参与现货市场的“双轨”变“单轨”运行模式,设计了时段归并加速的多日机组组合两阶段优化技术,实现多日机组组合的快速求解［11］。河南现货市场构建了适应斜率式报价的市场出清模型,并实现了电能量市场与深度调峰市场的融合出清［12］。湖北现货市场针对典型的“通道型”电网,建立分通道联络线建模与计划分解策略,提升了未来态潮流计算的准确性,构建了适应陕武直流配套电源最小开机方式与安全备用预留要求的精细化出清模型,保障了市场方式下湖北电网调度运行安全。江苏现货市场从精细化安全出清、多策略模型降维两个方面进行突破［13-14］,通过考虑内嵌交流安全校核、有效约束变量智能识别等技术,大幅度提升江苏电网大规模、混合整数、多时段强耦合的市场出清优化计算精度与效率。

中国现有的电力现货市场交易运营技术体系基本满足当前发展阶段下的电力现货市场运行要求,在电力现货市场建设初级阶段发挥了重要作用,但随着新能源占比逐渐提高的新型电力系统构建,电力现货市场将呈现出新的运行特征,市场运营技术面临新的技术挑战。

2 电力现货市场发展新特征

未来电力系统是以新能源大规模接入及源网荷储协同为主要特征的新型电力系统,电源结构上的变化引发了电力系统在运行机理、安全模式、平衡机制等方面一系列重大变化,在此电力系统物理基础上构建的电力现货市场也呈现出新的特征。

2.1 能源结构低碳化

随着“双碳”目标的提出,建设以新能源为主体的新型电力系统,构建清洁低碳安全高效的能源体系,需要控制化石能源总量,着力提高利用效能,实施可再生能源替代行动,深化电力体制改革［15］。电力市场的目标从资源优化配置转向更加聚焦清洁低碳,一次能源主体从化石能源逐步转向风光资源,推动网源协调发展和调度交易机制优化,着力做好清洁能源并网消纳,并持续提升系统调节能力、优化电网调度运行、发挥市场作用扩展消纳空间［16］。

2.2 市场主体多元化

新型电力系统中,大量新兴市场主体进入现货市场,现货市场由发电侧单边竞争市场向发用侧双边竞争市场快速发展［17］。在发电侧,风电、光伏等新能源主体不断提高,逐渐成为电力、电能的主要提供者,火电、储能、灵活性调节资源向调节性电源转变［18-19］。在用电侧,市场主体更加多元化,大量电动汽车、储能、可控负荷、虚拟电厂、分布式电源及微电网等各类新型负荷参与市场,且在市场中发用电角色可变,导致市场规模和交易难度加大［20-22］。

2.3 交易品种多样化

为支撑多元化市场主体参与电力现货市场的需求,现货市场不断完善,在日前+实时市场的基础上,采用日内市场适应新能源出力日内变化,并在紧急情况下采取应急调度机制。同时,为解决新能源出力的波动性和间歇性,构建完备的辅助服务市场机制,煤电机组由基础电源逐步向辅助调节电源转变,并增加快速爬坡等新交易品种。此外,逐步探索开展容量市场、绿电交易、输电权市场等［23］,体现电力商品的容量价值、环境价值和输电权价值,助力低碳转型。

2.4 市场体系层级化

中国能源资源分布不均匀,新能源大规模并网给电网带来了平衡、消纳及安全运行压力,尤其是新能源高占比局部地区已经无法通过本地有限的灵活性资源及调峰、调频能力来保障新能源消纳及电网安全、平稳运行。需要利用跨省、跨区输电通道能力,突破现有省级现货市场范围,建立更大范围市场实现新能源大范围消纳、备用共享、余缺互济,在批发市场层面建立省级、省间现货市场运行体系［24］。同时,新型电力系统存在多种电网结构形态和商业主体,微电网、综合能源、售电公司、聚合商等主体通过技术手段把低压分布式发电及用户资源进行整合参与批发市场,这些聚合体内部也构成了一个相对独立的零售市场交易体系,并通过内部交易优化形成参与批发市场报价策略以及根据批发市场出清结果进行分解［25］。新型电力系统下形成了零售与批发、省内与省间等多层级市场交互融合的运行体系。

3 现货市场交易运营支撑技术面临的挑战

3.1 大规模异质化市场主体接入难题

市场主体在接入方面具有了新特征,主要体现在负荷侧市场主体和新能源发电厂的高比例接入。因此,不仅需要考虑负荷侧的用电响应需求变化,还需要关注发电侧的出力波动。负荷侧接入市场的主体更加多元、异质,包括电动汽车、储能、可控负荷、虚拟电厂、分布式电源及微电网等各类新型负荷,负荷主体存在运行差异大、角色可变的特征,难以准确掌握负荷主体行为及运行特性［26］。如何通过技术手段准确得到各种复杂环境下负荷侧新型主体的物理运行特性及经济运行特性是其参与电力现货市场的主要挑战。发电侧的风电、光伏等新能源主体接入比例不断提高,逐渐成为电力、电能的主要提供者,常规电源由基础电源向调节性电源转变,增加了发电预测和调控的难度［27］。如何接入更多可调节市场主体参与市场交易,保证现货市场发用电平衡,提高高比例新能源出力波动消纳能力是现货市场未来主要面临的问题。

因此,发用侧大规模的非传统异质化市场主体接入现货市场,参与现货交易,将成为未来电力市场的新常态,如何创新市场主体安全高效的汇聚、建模、接入关键技术是应对新型电力系统环境下,维护现货市场经济稳定、持续良性发展的基础技术难题。

3.2 多交易品种、多元市场主体联合出清难题

电力现货市场交易品种正在不断丰富,在目前以电能量、调频和备用为主体的市场交易品种的基础上,增加快速爬坡、转动惯量等新的交易品种。不同交易品种之间存在物理耦合,多交易品种联合运行将产生整体最优的结果,但也引入更多的变量和约束,多交易品种联合出清极大增加了出清模型的复杂度。与此同时,考虑电力现货市场主体更加多元化的发展需求,多元、异质的市场主体运行特性带来了发用电双侧可调资源离散变量多、部分约束模型描述复杂且时段耦合紧密的问题,进一步增加了出清复杂度。除此之外,为适应新能源的波动性和不确定性,需要更短的日内交易时间间隔、更长的日前交易时间尺度以提升运行的灵活性和预见度［28-29］。实时市场滚动更快,交易周期由15 min 向5 min 甚至更短时间逼近,以提高交易结果的可执行性,保障电网安全稳定运行；日前市场突破24 h 的时间限制,在出清时考虑多日层面的优化,实现多日层面的火电开机和储能运行优化。交易频次更高、尺度更长,对出清时间的要求越来越苛刻。因此,以安全约束机组组合（SCUC）/安全约束经济调度（SCED）技术为基础的电力现货市场出清模型需要精细考虑各类复杂约束条件,优化求解面临超大计算规模带来的收敛难题。

3.3 多级调度模式下多层级市场协同运行难题

为了更加有效地实现资源大范围内的优化配置,促进清洁能源消纳及电网间余缺互济,必须建立统一电力市场,实现省级、省间电力现货市场协同运行［30-31］。在当前技术条件及政策条件下,在全国范围内建立一个所有市场主体直接参与并统一优化运行的电力现货市场还存在难度。因此,在现有市场框架体系下,通过提升省级现货市场与省间现货市场运行效率,实现两级市场协同运作是构建统一电力市场的关键。

表面上看,电力现货市场是取代了原先电网公司电力调度中心调度计划业务,由计划模式转为通过市场竞价方式来安排各类机组启停及出力,但本质上,现货市场与调度计划安排存在一定差异。现货市场出清结果只是结算意义上的,调度计划是用于电网调度运行,现货市场出清到执行过程须经过考虑电网物理运行约束及实际物理运行状态的调度计划环节（或可靠性机组组合）才能保证电网安全运行。在横向上,现货市场、调度计划、自动发电控制（automatic generation control,AGC）等业务功能需要进行有序衔接。实时市场出清结果首先发送实时调度计划,采用实时调度计划安全性保障措施后把可执行的实时计划发送给AGC 功能进行最终执行。流程中任何一个环节出现问题都有可能影响最终电网安全运行,如何保障市场与电网安全协同运行是必须考虑的一个问题。在纵向上,中国电网采用统一管理、分级调度原则,上级调度机构提供电网间联络线交换计划作为下级调度的市场边界条件。同时,上级调度要对下级调度的市场出清结果进行安全校核,国、网、省三级调度计划流程存在交互迭代与时序衔接。同时,市场运行体系包括了省间现货市场、区域辅助服务市场、省内现货市场等,省级现货市场与省间现货市场目前参考了国、网、省三级调度运作模式。省级市场首先开展预平衡或预出清,根据预出清结果来决定参与省间市场报价曲线,接收省间市场出清结果后,开展省内市场正式出清；省内市场出清结果再发送给网调、国调开展安全校核,在不满足电网安全约束条件下进行调整。这种上下反复迭代运行模式效率低下,难以适应日内市场、实时市场超短期滚动决策优化要求。三级调度与两级市场间在时序上交叉配合,流程链条长、业务交互体系复杂、数据交互量大,市场又必须在规定时间内完成市场出清并保障市场出清结果符合各级电网安全运行要求,在互联大电网下,这种多级调度模式下的多层次市场安全、高效协同运行要求难度大。

3.4 复杂市场形态下市场风险识别难题

在新型电力系统的特征日趋明显的环境下,电网、市场、社会耦合互动的电网安全风险和市场运营风险日益严重［32-33］。电网安全风险方面,在一次能源供给、气候环境等多重因素作用下,新能源为主体、终端负荷电气化、设备检修与省间联络线计划对市场影响程度加深,发电侧和负荷侧运行规律变差,发用电侧双向呈现强不确定性,市场边界条件波动性大,市场运营难度及风险加大,尤其是大规模间歇性可再生能源出力异常和极端天气相叠加,将导致供需失衡及相应的价格风险。2020 年8 月,受极端高温天气和高渗透率光伏电源接入的影响,美国加利福尼亚州电力系统独立运营商20 年来首次处于三级紧急状态,一度中断超过40 万家企业与家庭的电力供应。2021 年2 月中旬,美国得克萨斯州（下文简称得州）经历了一次极端寒潮,用电需求攀升加上风力发电和火力发电的减少,造成得州约有400 万家庭在严寒中失去了电力供应,得州电力市场批发电价一度突破了1 万美元/（MW·h）。市场运营风险方面,市场主体更加多元化,大量电动汽车、储能、可控负荷、虚拟电厂、分布式电源及微电网等各类新型负荷参与市场,且在市场中发用电角色可变,导致市场监管难度加大。与此同时,随着电力现货市场的体系不断完善,内容与结构不断丰富,新的交易规则和交易品种接踵而至,电力市场交易数据与市场风险也随之增加。现货市场环境下的市场违规行为更加难以防范,无法实现定量、准确、快速的风险评估。市场结构、发电主体地位、市场主体行为等多类风险来源的精准辨识与综合评估难度极大。

4 现货市场运营关键技术

为了应对新能源大规模接入和消纳,电网的灵活调节需求不断增加,亟须挖掘负荷侧灵活负荷资源参与电网平衡调节,实现源荷的协调运行；需要开展低压侧多元主体接入建模、市场出清算法、市场协同运行和闭环控制、市场风险识别、可信交易环境构建及市场联合仿真等关键技术研究。各关键技术之间的关系如图1 所示,其保障了新型电力系统下电力现货市场安全、高效、稳定运行。

4.1 低压侧市场资源自动汇聚建模技术

为应对大量、规模较小、空间分散、异质市场主体接入现货市场,需要开展信息交互通信、大量智能荷储建模等关键技术攻关。但在当前调控网络环境下,大规模、异质负荷主体的汇集接入并参与省级市场将面临巨大挑战,需要结合已有研究的成果［34-38］开展工程化的负荷资源信息交互与调控建模技术研究,指导实践工程落地。

4.1.1 低压侧资源信息交互技术

文献［34］结合冀北电网的虚拟电厂实践阐述了负荷侧资源接入、调控以及运行商业模式的研究成果,但更大范围的低压市场主体汇聚接入调控并参与电力市场,需要完善的信息交互网络和数据采集体系来支撑实时采集、传输、解析以及控制低压侧资源。省级调控（市场）与负荷资源控制主体的数据交互,按照不同环境特征来选取不同的数据交互网络。例如,限于当前省级电力市场的交易门槛和市场管理要求,负荷主体需要通过代理机构（售电公司、虚拟电厂运营商等）间接参与省间电力市场,区域代理的低压资源汇聚通信,一般采用低速、近距离的通信技术进行多层汇聚后上传至省侧,结合业务需求采用电力载波通信、RS-485 通信、LoRa 通信以及无线专网等单一或组合汇聚接入网络。

低压侧资源通过智能采集终端和通信设施采集汇聚的低压侧信息,可穿越安全接入区或综合数据网接入调度数据网并同步至现货系统。涉及低压侧资源的汇聚信息,可穿越不同网络控制区（互联网区、管理信息大区、安全接入区及生产控制大区）的可调节负荷资源接入点,建立规范化数据格式,包括Web 服务（WebService）、文件交互以及104 规约等方式来适应低压侧资源的聚合接入。Web 服务适用于管理信息大区和互联网区,可调节负荷资源的聚合接入,具有使用广泛、简单快速和灵活通用等特点；文件交互适用于通过安全接入区接入可调节负荷资源,具有简洁高效、内容可视、便于问题定位等特点；104 规约主要针对生产控制大区可调节负荷资源的聚合接入,例如,自备电厂、大用户以及电网侧储能等资源。对于直控负荷、省调/地调主站系统与可调节负荷（例如电网侧/电源侧储能、大工业用户、自备电厂）间采用104 规约等进行通信,以满足事故处置、调频场景应用的需求。

低压侧资源结合自身特点选择合适的通信与接入方式汇聚后参与电力现货市场,接入电力现货与调度系统的示意图如图2 所示。低压侧资源通过车联网、储能云平台、综合能源平台等基础平台上传数据并穿越防火墙,在互联区利用身份认证、文件加密传输以及Web 服务等技术进行内外网的隔离防护,构建电力现货支持系统接入数据安全的第一道防护。同时,互联网大区与管理信息大区之间通过隔离装置阻断互联网接入数据与内网之间的直接交互,采用隔离装置二次验证数据后,通过文件形式接入互联网的传入数据。最后,经过二次验证通过的低压侧市场主体穿越三四区防火墙,在电力现货支持系统上进行交易申报与信息查询,实现低压侧市场主体安全接入并参与电力市场交易。

4.1.2 低压侧资源建模技术

电力现货市场的低压侧资源建模主要依据《可调节负荷并网运行与控制技术规范 第4 部分:数据模型与存储》［39］行业标准及相关规范,对低压侧资源按照可调度性、响应时间、调节能力等方面提取不同类型负荷资源调节属性及可调度属性。在调度主站侧对区域协控、非工空调、储能装置、电动汽车平台、社会负荷运营平台等负荷资源进行统一建模,基于相同模型属性、实时数据属性进行分类［35-36］。同时,考虑各类型负荷资源响应特性,在调度主站分别对各负荷管理子站进行台账式细化建模,满足电网对底层负荷资源的在线监视及个性化分析应用需求。在面向电网分层分区运行时,按照从低电压等级到高电压等级的方式,逐层建模并自动聚合,形成每一层级可调节负荷资源模型及实时调节能力。整体构建统一的可调节负荷资源池,为可调节负荷资源参与电网调峰调频、事故备用、局部过载等提供支撑。

低压侧资源建模按照地区、分区进行可控容量、实时负荷、预测负荷的聚合,适应省级调度系统和现货系统的主体模型需求［37-38］,满足分区发用电评估、重要输电断面越限校正等应用场景的开展。对于大型负荷聚合商在地调层面的聚合等级,以10 kV 线路为最小颗粒度进行可控容量、实时负荷、预测负荷的聚合,按照负荷聚合地区/分区模型-负荷聚合主体模型-分区聚合负荷资源地区/分区模型-负荷聚合单元模型-负荷设备层模型不同空间梯度构建统一调度模型。

目前,针对低压侧资源按照可调度特征和调节属性进行单体建模,一般分为负荷类（侧）可调度负荷模型、可调度储能类模型。单个建模的低压侧市场主体按照各省市场规则向上汇聚,从空间、对象和调节特性3 个维度构建可调度资源的聚合统计模型,用于可调度资源的监视控制和分析决策。空间维度包括省市行政区域、供电分区等；对象维度包括直控负荷、负荷聚合商、储能、电动汽车等具体物理对象；调节特性包括不同响应时间级别、不同响应持续时间下的上/下可调节量。电力现货交易系统中,通过聚合统计管理模型将某一维度或多个维度下的采集量、计划值、可调节量以及控制情况进行组合建模,为低压侧资源参与现货市场的调频调压、消除电网越限、消纳新能源、备用控制和电力平衡等电力交易提供模型支撑。

4.2 市场出清模型动态构建与高效求解技术

交易主体数量激增、多交易品种耦合以及大规模新能源、交直流混联电网等新要素接入带来的电力现货市场形态变化［40-46］,对市场出清模型构建与高效求解提出更高要求,需要从协同出清、模型构建、高效求解等方面,开展针对性关键技术研究。

4.2.1 多主体参与、多品种协同出清技术

分析储能、抽水蓄能、负荷聚合商、虚拟电厂等新型主体的运行特性［42］,包括双向功率流、能量有限性等,构建多类新型主体的通用化市场交易模型。针对储能资源充放电模式之间的转换、荷电状态限制、运行退化等特点,引入二进制变量描述充放电之间的互斥性,构建储能资源双向调节运行成本的优化模型,建立储能资源的市场出清模型。根据抽水蓄能的物理特性,考虑流量守恒约束、最大储水量约束、最小出水量约束等因素,结合参与现货市场的自调度、全调度、半调度等3 种潜在的调度模式,建立抽水蓄能的市场出清模型。针对不同种类负荷聚合商、虚拟电厂的差异化调节特性,建立考虑可调负荷响应速度、响应间隔时间、响应持续时间、运营特性等约束条件的交易出清模型。

新型主体除了参与电能量市场外,还可以参与调频、备用等辅助服务市场,同时,在多个市场进行申报和竞价,提供多种服务。由于存在容量上的耦合关系,电能量市场与辅助服务市场联合出清,将获得更优的整体经济效益。构建以社会效益最大化为目标的电能与调频、备用、爬坡辅助服务联合出清与定价模型,采用电能、调频、备用多交易品种的稀缺定价方法,确保多交易品种稀缺耦合场景下收益相同,实现电能、调频、备用多交易品种最优配置。根据市场建设在不同发展阶段的要求,通过模型解耦,实现多主体参与、多交易品种的协同出清。

海量新型主体参与市场、市场主体同质报价,导致出清定价模型多优解不唯一,影响出清稳定性。通过市场主体同报价场景下二次规划出清模型构建方法,采用内点算法实现同报价市场主体的比例出清,解决对偶问题退化导致出清结果随机波动难题；通过基于定价模型最优基退化的价格多解识别技术,采用灵敏度分析和次梯度算法准确提取最优基退化规避因子进行二次价格计算,解决定价模型退化场景下能量和阻塞价格无效的难题。

4.2.2 市场出清模型动态构建技术

由于电力资源、负荷特性、电网结构以及市场规则、市场进程等方面存在较大差异,不同省份市场成员类型的多元化、市场模式的差异化,导致出清模型复杂多变［43-44］。构建以新能源最大消纳和合约电量进度均衡为目标的中长期曲线分解模型,采用二次规划算法确保经济调度出力的平滑性,实现中长期交易结果在现货市场的安全交割。构建考虑多元主体运行特性和市场参与方式的全电量和发电权置换出清模型,支持节点电价、分区电价、买入电价、卖出电价、买入卖出加权电价等多种定价策略,并通过现货市场集中竞价策略和火电与新能源发电权置换支撑新能源优先消纳。基于市场时序、竞价策略、市场模式、交易品种、主体特性等因素抽象提取出清模型约束条件和优化目标的数学表征方式,建立出清模型要素灵活组态建模机制,实现电力现货市场出清模型的动态构建,解决中国不同地区现货市场特色各异、持续演进下出清模型动态适配、快速构建难题。

4.2.3 市场出清模型高效求解技术

电力现货市场出清模型具有长时序、大规模、非线性、多时段强耦合等特点,针对“双碳”背景下市场出清模型计算规模庞大带来的求解难题,从模型降维、算法改进、迭代过程等方面,建立现货市场出清模型高效求解的整体解决方案［45-46］。在模型降维预处理方面,根据实际系统的物理特性指导整个混合整数规划的寻优过程,采用基于极值分析筛选网络约束的出清模型降维技术,提前去除冗余及非绑定安全约束,缩小市场出清模型的稠密约束矩阵空间；通过机组启停对象和时段条件分析识别有效整数变量,从而辨识起作用的离散优化变量,缩小机组组合的状态组合空间；通过动态提取发用电曲线及发输电检修计划的特征时段,实现基于相近时段融合的计算时段规模压缩。在算法改进方面,采用历史出清数据深度学习生成机组组合初始解,基于初始开停机结果构造有效割平面,提升根节点收敛速度以及加快分支定界对偶下界上升速度,实现大规模混合整数规划的高效求解。在迭代过程方面,建立高精度近似非线性、非凸性交流潮流的线性潮流计算模型,构建内嵌线性化交流潮流的迭代出清机制,通过高精度的潮流约束建模提升迭代收敛性。

需要指出,当前国内现货市场出清的核心算法存在技术“卡脖子”风险,亟须攻克自主可控市场出清算法。目前,国内的商用优化求解器,如COPT、MindOpt 等在混合整数规划求解性能上与国外顶尖求解器还存在一定差距。基于国产化求解引擎,结合电力现货市场出清规则,通过现货市场出清模型多种优化求解器统一构建、求解性能评估分析、基于有效割平面策略的分支定界加速,进行基于国产优化求解器的大规模混合整数规划出清问题加速寻优技术研究,是未来电力现货市场安全有序发展的重要技术方向。

4.3 多层级市场与电网全过程闭环协同控制技术

现货市场是在短时序上建立与电力系统运行紧密结合的市场组织形式,采用集中出清的交易形式,产生分时价格信号,并形成满足安全约束、可实际下达执行的电力调度计划指令。现货市场运行难点在于需要统筹全天连续可靠出清与电网实时运行安全控制要求,避免实时市场异常或不合理的出清结果传递至电网运行控制环节。未来,电力现货市场参与主体多、不确定性强,多层级市场及调度间联系密切、流程长、环节多,对技术系统的可靠性、计算结果的合理性、故障恢复的时效性、实时市场与AGC 闭环协调等提出了更高的要求。

4.3.1 高安全、高可靠的实时市场安全运行框架

实时市场出清结果是调度执行依据,实时市场由于临近调度执行（一般提前5 min 或15 min）,其出清结果一般直接自动下发给调度运行环节进行执行。因此,实时市场与电网安全运行密切相关。为了保障实时市场出清结果正确、可靠,在实时市场出清全过程建立风险识别预警及异常处置机制。在出清前,通过数据校验规则库对实时市场输入数据进行全方位校验校正,确保输入数据满足出清计算要求。同时,稳定断面限额是市场出清的重要安全约束条件,利用深度学习算法,基于电网历史数据分析提前识别出有效稳定断面集及限额,进一步精细化实时市场安全约束处理。在出清计算过程中,针对可能发生的出清不收敛、结果异常等情况,根据预先设定原则通过边界条件修改、计算参数调整、约束条件松弛等多种手段来提升计算结果可用性。如果上述手段无法在短时间内计算形成可用出清结果,实时市场采取流程中断并告警提示,避免错误结果下发给实时调度进而影响电网安全。为进一步提升市场环境下的电网安全水平,在实时市场与实时运行间增加了实时调度环节。结合最新电网运行状态滚动修正实时市场出清结果,同时,在日前市场与实时市场间增加日内滚动调度环节。相比于实时市场,日内滚动调度增加了计算时间尺度（一般为4 h,实时市场为1～2 h）,在实时市场不可用的情况下,利用日内滚动调度结果下发执行,进一步增强实时环节下调度运行的可靠性。实时市场风险辨识与处置机制示意图如图3 所示。

图3 实时市场风险辨识与处置机制示意图Fig.3 Schematic diagram of real-time market risk identification and disposal mechanism

4.3.2 市场环境下AGC 技术

AGC 是现货市场出清结果的执行环节,实时市场及调频市场的出清结果被发送给AGC 作为基点功率,AGC 结合区域控制偏差产生最终控制指令下发机组进行执行。为了市场出清结果与AGC 的顺利闭环,在读取市场出清结果文件时设计了出清结果文件的数据安全校验机制,AGC 从数据完整性、数据有效性和数据合理性等多个维度对出清结果进行安全校验,确保出清结果完整正确。在出清结果闭环控制时,采用AGC 机组动态优先级调用策略和控制模式的自适应切换方法,确保在电网正常运行和严重故障时AGC 均具备足够的调节备用,在满足电网频率安全运行的前提下,保障市场出清结果的顺利执行。基于调频机组实际调节性能分析,采用计及机组受阻、网络约束和考核指标要求的调频机组实际可用容量和速率备用实时计算方法,基于电网超短期负荷预测和新能源发电预测数据,结合调频市场出清结果和送受电计划数据,通过考虑预测概率分布和电网控制性能指标的调节容量需求不足超前预警方法,再与实时市场协调闭环运行,实现了调节容量动态回收及电网安全运行。为了支撑新型电力系统中可调负荷、充电汽车、虚拟电厂等对象参与电网调度控制,AGC 软件中增加了新型控制对象建模及考虑新型对象运行特性（调节速率、调节上下限、调节次数等）的控制分配策略。由于控制对象及范围发生变化,AGC 向自动功率控制（automatic power control,APC）转变。

4.3.3 多层级市场耦合运行技术

为了实现资源大范围优化配置,电力现货市场在省调、网调及国调等纵向多级市场运营机构间进行协同。省级市场首先开展市场预出清,评估出省内市场平衡余缺情况,根据余缺情况参加区域辅助服务市场及省间现货市场。省间现货市场及区域辅助服务市场的出清结果作为省级现货市场的边界条件,省级现货市场在区域辅助服务市场及省间现货市场的基础上开展省内现货市场正式出清,通过多层级市场高效协同,以市场化手段达到资源余缺互济,保障多层次市场下大电网安全运行的目的。多层级市场协同交互的关键是实现大规模市场化数据可靠、高效共享与传输,这些数据包括不同层级市场运行状态、市场边界数据、市场出清结果数据及市场间协同调整数据等。通过跨域服务总线实现多层级市场跨系统数据快速交互,构建多层级市场全景数据资源池及统一的市场联合协商决策,联合协商决策包括冲突定位区、结果协商调整区、决策分析区、信息交互区等,利用远程调阅实现画面远程打开和同景展示,通过内网即时聊天工具实现多方市场运营机构在线交流协商。市场运营机构在计划编制及市场出清过程中在线联合开展问题快速分析、全网统一决策、出清结果调整等,避免过去基于文件数据异步交互方式下多级市场运营机构间反复迭代的运作模式,充分发挥大电网一体化决策能力,提升市场环境下大电网生产运行组织协同效率。

4.4 基于区块链安全可信交易环境构建技术

传统电力调度与交易仅开展发电与电网之间的调度协同与交易,经过长时间磨合已经具备了互信基础。但是,电力市场将逐步纳入新型主体参与现货交易,要求源-网-荷的协同互动,对发-输-用各环节中的主体协同提出了互信的要求。融合了加密技术、共识机制、分布式广播网络以及智能合约等关键技术的区块链技术逐渐成为构建电力交易互信的支撑技术［47-50］。目前,区块链技术主要提供关键数据封存、自动数据处理、可信溯源审计以及数字价值发现等功能支撑,融合现货交易业务需求,可提供全流程的市场管控与智能处理功能。

4.4.1 基于区块链的电力可信交易信息架构

为保障高比例新能源参与的电力现货市场安全、稳定、高效运行,需要利用区块链技术设计符合“安全可信”的市场运营数据管理支撑功能,构造面向新型电力系统的电力现货市场可信信息系统。针对电力现货交易申报发布、市场出清、用电计量、结算考核、市场监管等流程的市场信息进行关键数据加密存证、自动数据处理、数据查询,按照电力现货市场数据管理要求,确保业务数据防篡改、全流程监管、高效溯源。基于区块链技术的现货交易系统架构如图4 所示。

图4 基于区块链的电力现货交易系统架构Fig.4 Architecture of blockchain-based electricity spot trading system

基于区块链技术的现货系统升级,涉及物理层、平台层和应用层的信息数据。现货系统的各层级信息通过数据接口与区块链平台按照同构链和业务数据权限管理要求进行数据交互。其中,物理层为电力系统底层硬件的系统建模数据,包括电网拓扑、终端计量设备以及通信设备等,现货区块链平台调用智能合约进行数据处理和上链封存,为电力现货市场运营提供安全可信的业务数据支撑。平台层主要是面向电力现货技术系统的微服务区块链组件系统,创建电力现货业务通道和现货市场参与主体节点,为电力现货市场提供区块链功能服务。应用层是按照电力交易业务需求,构建面向电力现货交易的业务主链,并创建调峰、调频、备用、计量、调控监管、效能存证等市场业务的同构链或异构链,通过区块链的锚节点和权限管理机制构建电力现货市场的可信运营生态。

4.4.2 支撑电力现货交易的区块链关键技术

1）加密关键技术。区块链技术所包含的加密关键数据包括单向哈希加密和基于椭圆曲线的非对称数据签名加密技术两类。单向哈希加密算法用于现货交易电价、交易电量等市场敏感性进行加密,生成不可逆向解密的哈希字符串并上链封存。事后进行数据审计和溯源查询时,按照既定的哈希算法对被查询敏感数据进行加密后,与链上封存的历史加密字符串对比,防止交易数据明文在存储中被篡改。区块链中的非对称加密算法主要应用于电力现货系统市场主体身份认证和申报信息签名认证。当市场主体申报电力现货交易量价信息时,非对称加密算法会自动获取系统私钥对申报信息进行签名,现货交易系统接收申报信息后,自动调用市场主体公开的公钥进行市场交易主体身份验证,从而确保现货市场交易的安全。

2）链码关键技术。链码也称为智能合约,是一种用户自动进行数据处理的算法逻辑,通过程序代码的形式发挥作用［47］。现货交易市场的交易发布、出清、结算以及考核均可以通过智能合约自动获取链上可信数据,并按照定义算法逻辑进行数据处理。相比于传统智能合约调用,面向电力现货市场的区块链智能合约是以智能合约通用功能模块的形式呈现,开放外部算法逻辑实例化和调用的功能,发挥原有电力现货系统中发布、出清、结算以及考核等算法复用的优势。同时,调用链上可信数据进行离线数据处理,从而高效生成可信的交易结果数据。

3）分布式存证技术。区块链通过分布式广播网络规约构建市场主体之间分布式对等网络,通过对等网络节点之间数据的同步和交互,始终保持现货市场主体存证的数据相同［48-49］。同时,利用共识机制对需要上链的新业务数据进行认证和统计,通过共识算法确定合法性的业务数据,并自动调用分布式广播网络在现货节点之间同步合法数据,从而形成多中心的数据存证架构。

电力现货系统结合区块链关键技术,通过数据加密、智能合约、共识认知以及广播网络等关键技术支撑,可以为电力现货交易系统提供敏感数据防扩散、市场主体可验证、业务数据可信处理以及坚强数据存证的功能支撑,提供现货市场安全可信运营技术支撑。

4.4.3 基于区块链的现货业务趋势分析

伴随着“产业互联网”向数字化、网络化、智能化的“价值互联网”演进,对应于不同数字化阶段需求,领先的区块链技术服务商推出较为成熟的区块链开发平台、产品及解决方案、平台服务等多种商业模式。未来,区块链将面向3 个方向进行应用探索,包括分布式可信存证账本、多方协作的信任机器、价值传递的信任基础设施。

方向1:链上存证类是区块链成为链上存证的信任账本,应用于全网数据一致性要求较高的业务,可提升公共服务数字化能力。应用场景主要包括:1）确保各类电力交易结果无争议,梳理电力交易各敏感环节、电力系统状态、发电机组运行的关键数据,将区块链作为关键数据封存的信任账本,提升电力交易事后敏感数据溯源和审计服务数字化能力；

2）结合电力交易的参与市场主体数据溯源和查询需求,构建数据分布式封存和权限管理体系,提升电力交易业务数据的可信管理水平；3）面向各市场主体,开展上链的电力市场运营信息披露,利用区块链自动对链上交易关键数据进行处理并进行可视化展示,满足各市场主体对可信市场披露信息的需求。

方向2:区块链提供信任的链上多方协作,在多中心化的现货交易业务中,发挥数据共享、数据互联互通的重要作用,打通电网与其他单位、电网内部多部门之间以及市场主体之间的多主体协作场景的数据交互共享。未来主要的实践方向包括:1）面向发-输-用的火电碳排及碳交易数据在多系统、多部门、多市场下可信流转,提高电力市场的价格成本精准管控能力；2）围绕电力市场,利用区块链跨链技术分别关联碳市场、绿电交易、原油市场等,探索异构链平台、上层应用与底层链切换、链上链下数据可信交互的方法,实现多业务场景的关键数据融通共享；3）结合电力市场稳定运行需要,基于链上可信的关联市场数据,开展电力市场运行分析,及时预警电力现货市场的运行风险,提高未来电力市场管控与预警能力。

方向3:构建链上价值传递的智能互联信任基础设施,以市场主体的资产映射、记账、流通为主要业务场景,形成以数字化资产为基础的价值传递链,促进业务协同创新。未来,主要是利用区块链构建面向负荷侧调控响应、共享储能、调峰市场、综合能源等市场类型的全流程交易互信基础设施,创建电力市场主体的数字资产透明、安全、清晰的流转系统,为市场主体参与交易提供便捷的价值传递路径,解决新市场主体、新市场形态的价值可信流转。

4.5 基于大数据的市场风险识别与全景监视技术

新型电力系统下现货市场具有多元交易主体、复杂交易品种、多层级市场耦合等特征,导致市场体系复杂、运行难度大,需要建立全方位、智能化、精准的市场风险识别、预判、预警体系,提升新型电力系统下的现货市场交易运行风险监测与分析能力。

4.5.1 基于大数据的市场风险识别分析技术

现货市场拥有高频度的交易、更为复杂的市场主体、更多样的申报行为等,同时伴随着电力系统安全运行、电力保供、清洁能源消纳等要求,电力市场运行风险将进一步扩大。当前,电力现货市场仍处于建设关键期,市场机制仍需要根据需求场景的变化,对市场机制风险进行分析识别与预防。例如,过去几年电力供需平衡发生的变化为市场建设带来了新的挑战,部分地区出现电力短缺与价格高企,给市场主体运营带来严峻的挑战。未来,面对电力系统的高比例新能源和低碳化的趋势,电力市场面临更多的挑战,亟须在功率不平衡、新型市场主体、分布式交易、复杂博弈行为等新环境下,开展针对性的风险识别与分析方法研究,满足电力现货市场当前风险识别与未来潜在风险的预警要求。与此同时,电力现货市场与其他市场、社会发展形成了紧耦合的关系。例如,一次能源价格、社会用电行为、气象变化及碳市场价格等都会使得市场价格、供需、出清总量等出现难以预料的波动。以上多种风险因素作用关系复杂,会通过电力工业链条和现货运营机制在市场中引发各类运营风险。基于以上背景,考虑中国电力现货市场建设进程,以及未来现货市场常态化运营的实际需求,开展常态化的现货市场风险识别分析,维护现货市场安全稳定运行。

电力现货市场中涉及的风险较多,主要包括价格风险、市场力风险、供需不平衡风险、市场监管风险以及电力系统运行风险（安全运行、电力保供）等。对于电力现货市场而言,现货价格风险受市场主体关注,涉及价格波动率、实时尖峰价格、一次能源的生产价格指数、市场供需比、市场主体申报价格、边际机组申报价格等。因此,需要开展电力现货价格预测以及风险分析两个步骤的全景监测。其中,电力现货价格预测是参考历史现货价格及其影响因素,按照未来时段的现货市场供需、天气等影响因素进行未来电力现货交易价格预测。基于智能算法对电力现货预测价格存在的风险进行识别分析,首先,对电力现货运营、电网运行安全、输电通道阻塞、清洁能源消纳等历史数据进行挖掘,研究影响现货市场运营安全的各种风险因素。其次,针对各类风险因素和风险事件建立起电力市场运营风险量化和分级评价方法体系,并基于典型市场风险场景,提取和量化现货市场运营风险特征。同时,采用模式识别方法,基于海量电力市场运营数据,挖掘电力市场运营风险与海量运行数据之间的联系和规律,基于数据训练智能学习算法进行市场运营风险智能识别和分析,搭建现货市场运营风险智能识别和预警神经网络,基于量数据深度训练风险识别和预警模型形成了对市场运营风险的自主学习和智能预警能力。市场风险识别示意图如图5 所示。

图5 市场风险识别示意图Fig.5 Schematic diagram of market risk identification

4.5.2 基于两级协同的市场全景监视技术

面向新型电力系统的现货市场运行体系复杂、影响因素多、运行状态多变、市场间关联密切,需要在更高层面对大范围的电力现货市场运行情况进行全方位评估分析,充分发挥“统一大市场”对省级现货市场建设指导作用。基于两级协同的市场全景监视技术利用现有的调控云数据交互体系实现市场统一汇集,省调将省级电力现货市场信息通过省地调控云平台消息总线上送,网调将所辖区域备用、调峰等辅助服务市场信息通过国分调控云上送,并在国调中心汇集省级现货市场运营数据,形成现货市场运营数据中心,在此基础上,开展全网范围内电力现货市场全景监视与综合分析。

现货市场运营数据中心汇集电力现货市场上送数据并进行数据读取、清洗、分类,通过现货市场全景平台的数据处理算法和分析评估指标进行现货市场运行特征提取。其中,数据特征提取方法分为分类、聚类、关联分析、神经网络、降维和集成等智能评估算法,可挖掘电力现货市场运行的隐含特征。根据获得的现货市场运行数据特征,采用大数据的数据分析和校验方法进行市场运行情况评估,评估方法主要包括离线计算、在线计算、批量计算等。针对现货市场评价指标项采用在线计算或批量计算的方式开展,确保市场多维度指标的评价结果一致。利用大数据技术并结合现货市场全景分析评价指标项,给出全国现货市场运行状态和运行风险提示,实现现货市场的全景展示、信息查询、统计计算、评估分析。掌握各现货市场运行情况,为各省现货市场建设与运营提供技术支撑,及时发现潜在的市场运行风险和系统运行风险,保障电力现货市场有序健康的发展,提升市场整体运行效率及市场精细化管理水平。

4.6 电力现货市场联合仿真技术

中国的电力体制改革正深入推进,电网运行形态也发生了深刻变化,电力系统面临与竞争性市场协调耦合运行的挑战,新型电力系统下的电力现货市场运营面临电网安全风险、市场价格风险［51］。与此同时,“双碳”目标下中国碳市场、绿证市场快速发展,均已启动上线交易,电力现货市场与碳市场、绿证市场在核心产品属性、政策、技术等方面联系密切。通过电力现货市场全景仿真技术,提供电力现货市场与电网运行、碳市场、绿证市场之间交互影响仿真能力,更合理地引导并优化交易规则设计,降低电力现货市场建设与运营风险。

4.6.1 电力现货市场全景仿真智能场景构建

在电力系统运行场景构建技术方面,通过对各类型发电资源、用电资源、储能资源等调度对象标准化建模以及批量化配置技术,可对系统中的源荷储资源构成进行动态调整。采用电网拓扑的轻量化构建技术,可支撑各种标准测试算例以及实际电网拓扑模型的快速搭建。考虑源网荷特点,计及极端气象条件、一次能源供给等因素,通过对新能源发电、系统负荷、联络线计划的多样化场景生成及缩减技术,生成电力系统运行典型场景库。

电力现货市场运营场景构建技术方面,对电能量、调频、备用等各交易品种的申报、出清、运行、结算、评估等各个环节的规则算法信息,通过统一规范的底层逻辑和数据结构设计,建立开放通用的市场配置模块,实现对上述要素的自由组合。考虑影响市场成员投标行为的内外部因素,基于模型与数据交互驱动方法,构建市场成员典型报价集。基于交易品种、交易周期、市场主体组合的电力市场仿真场景组态技术,采用算法规则库、可配置任务驱动技术,支撑多品种、全周期、多模式等复杂场景下市场仿真推演。

4.6.2 电力市场与电网运行全过程闭环仿真

电力现货市场运营与电网调度运行密切相关,不同的市场设计会影响市场成员决策行为和响应特性、市场出清结果,进而影响电网的安全运行。与此同时,电网的各类调度运行事件等也会对电力市场运营产生极大影响。通过电力市场与电网运行的全过程闭环仿真,实现市场运营模拟与电网调度运行模拟的联动,反映实际电力市场与电网调度运行之间互动影响的运营特性。

构建电力市场仿真平台与调度员培训系统（DTS）协同运行框架,通过统一的模型共享服务、数据交换服务,实现电力市场仿真与电网运行仿真各类模型数据的安全及时交互。从电力市场仿真模块获取周期内的市场交易信息,包括日前出清结果、实时滚动出清结果等,以市场出清的发电量、负荷中标量作为电网调度运行的输入条件。再结合基于人工智能的负荷波动、设备故障、新能源机组出力不确定性、机组执行偏差等各种典型的电网调度运行数据的模拟方法,对市场交易模拟产生的出清结果进行潮流分析、安全校核、模拟执行,实现市场仿真结果下发执行控制的全业务流程贯通,真实模拟市场出清、电网执行、运行反馈的全过程闭环场景。

4.6.3 电力市场与碳市场、绿证市场协同仿真

当前,考虑碳成本的电力市场理论研究和示范应用较为有限,面向省级电力交易市场主要包括电网侧和发电侧两个维度的研究与示范应用:1）根据火电机组碳排量核算碳排成本,将该成本叠加到火电厂的交易申报价格上,并按照叠加后的发电成本进行交易出清；2）火电集团根据自身市场中标电量,考虑所辖各火电厂的碳排率,核算发电成本并优先安排低碳减排机组出力。除此之外,部分高校和科研单位的学者给出了碳-电轨迹跟踪、落点碳含量核算等理论研究［52］。整体而言,当前的碳电互动研究尚处于初级探索阶段,针对火电、电网、负荷侧的发电、输电、用电的碳排率核算、碳成本计算以及碳电市场成本传递关系仍未形成主流的理论体系。

未来,电力仿真系统不仅需要密切关注电力市场机制改革和市场政策变动,适时调整电力仿真的方向和功能设计,还需要加强电力现货与碳市场、绿证市场、绿电市场以及一次能源市场的联合仿真模型设计及系统研发,为后续电力现货市场的成本传递和机制完善提供支撑。

5 结语

不确定性是新型电力系统一项显著特征。为了提升不确定性条件下电网安全稳定运行水平,电力系统在电网、电源及负荷侧催生了多类型运行主体与复杂运行形态来缓解不确定性带来的稳定运行压力,这些变化给中国电力现货市场建设与运营带来了新的技术挑战。现有的电力现货市场运营技术需要在市场建模、出清算法、市场分析、市场仿真等多个方面进行技术突破和攻关。本文结合中国电力现货市场实践经验及当前电力现货市场运营技术现状,梳理新型电力系统背景下电力现货市场运营面临的技术难题,从多个方面给出了技术研究方向。目前,部分技术已经经过验证并实现了落地应用,取得了较好的效果。例如,新型负荷侧资源接入技术支撑电动汽车、虚拟电厂参与华北调峰市场,辅助服务与电能等多交易品种联合出清在浙江现货市场得到了应用；市场全景监视与分析应用于国调及甘肃现货市场；区块链技术在西北调峰市场得到了应用。通过研究适应新型电力系统下的电力现货市场交易运营技术,为电力现货市场健康运营提供支撑,进一步保障了新型电力系统可靠运行。

后续,针对基于国产化求解引擎的安全约束机组组合高效求解技术、电-碳-绿证等多市场联合仿真技术、基于人工智能的市场风险识别技术等还需要进一步开展深入研究,尤其是结合电网及市场最新发展趋势,不断进行技术迭代升级、完善,构建适合中国电力现货市场运营的交易运营技术体系。