面向东北电网调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态机制设计

王一帆，王艺博，尹立敏，刘 闯，蔡国伟，徐粤洋

（东北电力大学 电气工程学院，吉林 吉林 132012）

0 引言

为应对以化石能源为主的世界能源结构带来的能源枯竭和环境污染问题，全球能源转型势在必行，这一转型也将改变我国电力能源领域传统的生产方式和消费结构。构建以新能源为主体的新型电力系统是实现碳达峰、碳中和目标的一条重要途径［1-2］，然而，新能源的迅猛发展也带来了一系列问题，最直接的表现就是突出的弃风、弃光问题，这主要是由于我国电力系统调峰能力不足以及缺乏相应的市场机制［3］。随着未来新能源比例的不断攀升，挖掘电力系统灵活性调节能力愈加重要。

目前，我国电力体制改革正在快速推进，电力现货市场建设进入加速期。建立现货市场是实现调峰的一种有效方法，已有多个国家建立了相对成熟的现货市场，我国首批现货市场试点也取得了一定的成效［4］。然而，水电比例低、大风期与供热期重叠等特点决定了东北地区现货市场的建设是一项综合性的改革工作［5］。东北地区调峰辅助服务市场多年积累的运行经验和相对成熟的交易机制与体系能够助力现货市场的建设，因此，在现货市场建设初期，进一步健全完善并利用好调峰辅助服务市场，对电力系统的发展有着重要的现实意义。

现行的调峰辅助服务市场机制使得火电企业的实际深度调峰收入低于预期，这使其参与调峰的积极性降低，造成该情况的原因在于：东北地区新能源装机容量与火电深度调峰能力增长速度不匹配；现行“两个细则”中的有偿调峰费用分摊机制难以精细化划分分摊责任，这使调峰费用存在缺额。因此，应充分考虑东北地区电力调峰辅助服务市场的运营现状，保障市场主体的合理利益，引导火电企业积极挖掘调峰潜力，释放新能源发电空间，并促进东北地区能源结构向绿色低碳方向转型。

当前，已有学者对我国深度调峰及市场机制设计的问题开展研究。文献［6-7］提出利用储能技术进行电力系统调峰，以缓解调峰压力。文献［8-9］提出将虚拟电厂作为新兴的调峰资源，通过合理调整火电机组的启停调峰有效地解决系统调峰压力过大的问题。文献［10］介绍华东地区调峰辅助服务市场机制，分析市场的运行实践和存在的问题。文献［11］设计火电与新能源双边参与报价的市场机制，并对市场主体进行效益评估。文献［12］建立跟随负荷波动的动态调峰基准以及有利于市场监管的报价规则。上述文献主要是通过改造火电机组的灵活性或增加调峰资源提高电网对新能源的消纳能力，但没有从调峰需求侧出发，通过调整市场主体的利益分配挖掘火电调峰潜力，而合理的市场机制可使电网调峰达到事半功倍的效果。

为了掌握电力市场运行情况，有效规范市场秩序，需要从不同维度科学、合理地分析市场运行效果［13］。文献［14］介绍国外较为成熟的电力市场监管体系和评价指标，并结合我国实际情况，从信息披露、监管职能、评价机制等方面给出适应现阶段我国电力市场建设的若干建议。文献［15-16］以云南电力市场为基础，构建交易机制的评价指标方法，采用层次分析法与模糊综合评判法完成对模糊评价目标的定量分析。当前关于东北电网调峰辅助服务市场运行评价指标设计的研究成果较少。

在现有研究的基础上，本文首先对东北电网电力调峰辅助服务市场中的参与方分摊机制及其局限性进行分析；然后，基于东北电网调峰辅助服务市场中的现行分摊机制，设计面向交易主体的分摊上限动态调整机制，建立分摊上限动态调整机制的数学模型，利用市场化手段实现市场主体利益的重新分配，并构建用于评估动态机制下的调峰辅助服务市场指标体系；最后，基于辽宁省电网的实际运营数据进行算例分析，验证本文所提分摊上限动态机制的合理性与有效性。

1 东北电网调峰辅助服务费用分摊机制

1.1 现行分摊机制介绍

东北地区是我国最早的电力辅助服务市场专项改革试点，本文将重点对东北辅助服务市场中的实时深度调峰交易进行分析。深度调峰交易下火电厂实行阶梯式报价方式与价格机制，发电企业需在日前实现浮动报价，现行机制下的火电厂报价规则如附录A表A1所示。

深度调峰费用的结算是辅助服务市场的关键环节，如何合理分配市场各参与方的利益对辅助服务市场的建设有着深远的意义。在现行机制下，东北地区调峰辅助服务费用分摊方包括未达到有偿调峰基准的火电厂、无法承担调峰的风电场、光伏电站和核电厂。各分摊方的分摊方法如下。

1）火电厂的分摊方法。参与分摊的火电机组的实际负荷率是影响耗煤量的关键因素，在负荷率达到一定值后，火电机组的煤耗成本随着负荷率的提高而降低，因此，实行阶梯式分档，根据不同的负荷率区域逐步调整火电机组的分摊比例。火电机组调峰的分摊金额为：

式中：Fd为火电机组d调峰的分摊金额；为火电机组d修正后的发电量；I为调峰补偿总金额；为风电机组w修正后的发电量，为光伏方阵s修正后的发电量为核电机组h修正后的发电量，修正后的发电量计算公式如附录A式（A1）—（A3）所示。

2）风电场、光伏电站的分摊方法。参与分摊的机组按照修正后的发电量比例进行分摊。修正系数的具体分类如附录A表A2、A3所示。风电机组及光伏方阵调峰的分摊金额分别为：

式中：Fw、Fs分别为风电机组w、光伏方阵s调峰的分摊金额。

3）核电厂的分摊方法。若核电厂有不少于2 台机组运行，则分摊的准则为按照机组的实际发电量进行分摊；若核电厂仅有1 台机组运行，则核电厂负荷率超过77 % 的电量参与分摊。具体计算公式如附录A式（A4）、（A5）所示。

在分摊调峰服务费用时需要设置分摊上限，以提高分摊机制的合理性，当统计周期内的分摊方需要分摊的费用高于设置的分摊上限时，该分摊方按照分摊上限进行支付，分摊上限的计算公式如附录A式（A6）—（A9）所示。

当因发电企业受分摊上限的约束而产生调峰服务费用缺额时，将缺额按一定比例分摊给未达到分摊上限的发电企业，具体计算公式如附录A式（A10）所示。若在所有分摊方均按照分摊上限支付后仍存在调峰服务费用缺额，则缺额由参与调峰的火电机组的调峰收入抵消，直到所有调峰机组的调峰收入与所有分摊方支付的分摊费用总额相同，抵消公式如附录A式（A11）所示。

1.2 现行分摊机制的局限性

近年来，东北地区火电机组的灵活性改造程度及调峰能力逐年增加，市场供需结构不断发生变化，受限于现行机制下的分摊上限约束，参与分摊的新能源场站没有承担其应承担的调峰辅助服务费用，这导致火电有偿调峰补偿费用缺额的产生，火电厂调峰收益呈现逐年下降的趋势，现有的补偿和分摊规则难以保证火电厂的利益，使其参与深度调峰的意愿降低。综上可知，现行机制应对市场结构性变化的能力有限，对参与方的利益分配与风险共担问题的处理效果尚待提高，调峰需求方的分摊上限难以适应高比例新能源接入的场景，市场机制的引导作用减小，不利于新能源的消纳。

2 辅助服务费用分摊机制设计与模型构建

2.1 辅助服务费用分摊机制设计

分摊上限机制通过调整调峰市场参与者的利益分配挖掘调峰潜力，由于调峰辅助服务费用以15 min 为一个周期进行统计，因此本文以相同时间单位设立动态调峰分摊上限，引导市场向每个状态下的运行效率最高点运行，从而解决有偿调峰费用缺额问题，保障市场运行效率以及参与方的综合收益。

本文提出的分摊机制规定：调峰辅助服务购售电双方的收支费用以15 min为一个出清时段进行清算，辅助服务费用与当月电费一并结算。在竞价日（T-1，T为某一参考交易日）：调峰市场交易主体完成交易申报；调控中心实时计算上一时段的辅助服务费用分摊上限，结合调峰辅助服务费用计算方法完成市场日前预出清。在运行日（T）：以15 min为一个周期进行实时出清，形成日内发电计划；每小时调控中心对各市场交易主体公示上一小时的交易情况、分摊结果等实时信息；在每个调度周期内，实时调用火电机组并统计实际调用的调峰电量。在运行日结束后：调控中心在第2 天（T+1）01:00 发布前一天深度调峰交易的最终交易结果；每月技术支持系统在重新核准各电厂的收支数据后于第5 个工作日前公示上个月辅助服务市场的月度信息，使市场公平、透明。市场交易流程图如附录A图A1所示。

2.2 辅助服务费用分摊机制的数学模型

2.2.1 目标函数

本文所提出的面向市场交易主体的分摊上限动态调整机制数学模型以各交易主体的综合收益最高为目标，即：

火电机组上网电量收益可表示为：

式中：Q为t时刻火电机组d的上网电量；ρe为火电机组的上网电价。

火电机组调峰补偿费用可表示为：

式 中：Q为t时 刻 火 电 机 组d在 第l档 提 供 的 有偿调峰电量；ρl为第l档的实际出清电价；v为修正系数，在供热期时，其值为1，在非供热期时，其值为0.5。

有偿调峰费用分摊上限可表示为：

式中：Qd，t、Qw，t、Qs，t、Qh，t分别为t时刻火电机组d、风电机组w、光伏方阵s、核电机组h的实际发电量；α1—α6为动态分摊系数；F、F分别为t时刻有补贴风电机组w'、光伏方阵s'的分摊上限。

火电机组运行成本可分为两部分：一部分是提供调峰有偿辅助服务的火电机组运行成本，即火电机组的调峰成本；另一部分是负荷率高于有偿调峰基准的火电机组运行成本，即火电机组的煤耗成本。具体计算公式及推导过程如附录A 式（A12）—（A16）所示。

将新能源机组参与调峰市场获得的上网电量收益定义为有偿调峰电量与电价的乘积，并将风电机组／光伏方阵参与跨区现货市场获得的收益定义为参与跨区现货市场的售出电量与电价的乘积，具体计算公式如附录A式（A17）—（A20）所示。

2.2.2 约束条件

1）系统功率平衡约束［17］，即：

式中：Pw，t、Ps，t、Ph，t分别为t时刻风电机组w、光伏方阵s、核电机组h的出力；P为t时刻有意愿参与调峰的火电机组d的调峰容量。

2）机组运行约束［18］。该约束包括火电机组和新能源机组运行约束，其中火电机组运行约束包含爬坡速率约束和机组出力约束。具体公式如附录A 式（A21）—（A25）所示。

3）弃风、弃光率约束，即：

式中：P、P分别为t时刻风电机组w、光伏方阵s的最大出力；lW、lS分别为根据不同地区电网需求所制定的一天内的弃风、弃光率上限。

4）动态分摊系数约束，即：

式中：M2、M1分别为动态分摊系数的上、下限，实际计算中可根据动态调整后允许的分摊系数最大值、最小值进行选取。

3 调峰辅助服务市场综合评估

市场机制的有效性对东北地区辅助服务市场的发展具有重要作用，如何科学、合理地分析辅助服务市场的运行效果是当前市场监管部门所关注的问题。本文综合考虑评价指标的实用性与具体性，从市场供需、行为、环保、风险4 个方面设计用于评估调峰辅助服务市场的指标体系，以期能对东北地区调峰辅助服务市场的运营情况进行系统的评价，促进市场机制的优化。

3.1 市场供需类指标

市场供需类指标描述了调峰供应方和调峰需求方之间的关系。考虑到东北地区新能源资源丰富的3、4、9、10 月（调峰需求增大）与供热期的11、12 月（调峰资源减少）是关键月份，在这些时间可能出现调峰供需关系紧张，因此，对关键月份的供需比进行分析，新能源资源丰富月份的供需比与供热期的供需比指标分别为：

式中：x=3，4，9，10；y=11，12；Γx为新能源资源丰富的x月的调峰辅助服务供需比；Q为调峰辅助服务供应方i在x月的供应电量；Q为有偿调峰辅助服务购买方j在x月的需求电量；Γy为供热期y月的调峰辅助服务供需比；Q为有偿调峰辅助服务供应方i在y月的供应电量；Q为有偿调峰辅助服务购买方j在y月的需求电量。

3.2 市场行为类指标

为了体现调峰辅助服务供应主体规划的容量策略，定义持留比率为可用辅助服务供应量与可提供辅助服务供应总量之间的比值，如式（17）所示。在市场供应量较紧张时，供应主体可能采取持留容量的策略，通过抬高价格获取高利润，针对该情况，需采取管制措施，以维持市场秩序［19］。

式中：Λret为持留比率；P为机组可提供调峰辅助服务的最大容量，实际中可取为调峰辅助服务供应方i的单日最大申报量；Pdec，i为机组提供调峰辅助服务的实际容量，可取为调峰辅助服务供应方i的单日平均实际申报量。

3.3 市场环保类指标

本文选取新能源消纳电量增长率与CO2、SO2减排量作为市场环保类指标，分别如式（18）—（20）所示。

式中：ϒinc为新能源消纳电量增长率；分别为在统计期τ和统计期τ-1 内消纳的新能源发电量；GCO2、GSO2分别为CO2、SO2减排量；P为单位时间内火电机组d下调的调峰容量；β为煤耗率；c为碳排放系数；γ为煤中硫转化为SO2的转化率；s为煤中的全硫份含量；η为脱硫效率，为简便计算，本文假设未采用脱硫装置，即η=0。指标ϒinc通常以年度作为统计周期进行统计分析。

3.4 市场风险类指标

价格波动率是表征市场风险的重要指标［20］，为市场最高边际电价和最低边际电价的差值与日平均出清价格的比值，即利用出清价格的最大波动范围表示价格的波动性，从而体现市场的风险性。价格波动率指标为：

式中：Λflu为价格波动率；为辅助服务市场的最高边际电价，实际中可取为辅助服务市场的最高出清价格；为辅助服务市场的最低边际电价，实际中可取为辅助服务市场最低出清价格；ρcl为日平均出清价格。

4 算例分析

4.1 算例概述

为了验证本文所设计机制的合理性，基于辽宁省电网实际运营数据进行算例分析，选取非供热期中2 d（采样日1 和采样日2）的数据以及供热期中2 d（采样日3 和采样日4）的数据，并设置现行机制场景和各采样日场景。在现行机制下的分摊系数为0.6，风电动态分摊上限调整参数上限M1=1.67，下限M2=0.67。所选4 d 内的实际负荷曲线、新能源预测曲线与实际出力曲线如附录B 图B1 所示，采样周期内的火电机组参数如附录B 表B1 所示。另外，新能源消纳电量增长率指标通常以年度作为统计周期，但由于年份数据不足，对于该指标，本文仅对比现行机制和动态机制下4个采样日的新能源消纳电量。

4.2 动态分摊上限结果分析

基于辽宁省电网实际运营数据，根据本文所提模型计算得到各采样日的风电调峰辅助服务费用分摊结果，如图1所示。

图1 各采样日的风电调峰辅助服务费用分摊结果Fig.1 Cost allocation results of wind power peak regulation auxiliary service in each sampling day

由图1 可知：在大多数情况下风电参与方的动态分摊上限与其理论分摊金额更接近，即相较于现行机制，动态机制下的分摊上限能够更好地与理论分摊金额相适配；在采样日1 — 4，风电理论分摊金额高于现行分摊上限的时刻数占比分别为51 %、74 %、53 %、62 %，这使得现行机制下火电厂调峰收益低于预期，火电厂调峰费用存在较大缺口，从而导致火电厂参与调峰辅助服务的积极性降低。由分摊上限的计算公式可知，分摊上限的主要决定因素为风电修正后的实际发电量，而在图1 中的大多时刻，动态分摊上限高于现行分摊上限对应于风电出力较大的情况，动态分摊上限低于现行分摊上限对应于风电出力较小的情况，即风电出力大小对分摊系数的变化有一定影响。图2 为现行机制和动态机制下分摊系数的对比，可以看出，动态机制下的分摊系数能够在各时刻动态调整，这表明电力系统灵活性资源的价值应随着差异化场景的变化而变化。

图2 现行机制和动态机制下分摊系数的对比Fig.2 Comparison of allocation coefficients between current and dynamic mechanisms

4.3 交易主体经济效益分析

图3 为各采样日动态机制相较于现行机制的火电厂调峰收益变化。在采样日1 — 4，火电厂调峰收益分别增加23.49、36.27、13.49、20.84 万元。其中，在采样日2 的火电厂调峰收益最大，这是由于该日的风电调峰辅助服务费用分摊金额几乎均达到上限，火电厂调峰收益的潜在空间最大。综上可知，动态机制保障了火电厂参与调峰辅助服务的收益。

图3 各采样日的火电厂调峰收益变化Fig.3 Peak regulation revenue change of thermal power plants in each sampling day

为进一步验证动态机制的优越性，对比动态机制、直接调整和现行机制下的火电厂收益缺额，如附录C 表C1 所示。在采样日1 — 4，动态机制下96 点的分摊系数均值分别为0.61、0.67、0.64、0.67。由于直接调整下分摊系数的选取缺乏理论依据，为保持客观性，对直接调整设定3种方案：直接调整方案1，将分摊系数设定为4 个采样日动态分摊系数的均值0.65；直接调整方案2，将分摊系数调高至0.68；直接调整方案3，将分摊系数调高至0.70。由表可知：动态机制的效果优于直接调整方案1；直接调整方案2下的火电厂收益缺额总和小于动态机制，但相差不大，且在采样日2 和采样日4 直接调整方案2 下的火电厂收益缺额大于动态机制，即直接调整方案2 的总体效果优于动态机制，但并不能保证对所有场景的效果最优；直接调整方案3 下的火电厂收益缺额总和最小，且由于直接调整方案3 的分摊系数设定得过高，在采样日1和采样日3，相较于现行机制，该方案下的火电厂收益增幅比动态机制分别提高22.4 %、29.3 %，但在采样日4 该方案下的火电厂收益缺额大于动态机制，即直接调整方案3 也无法保证对所有场景的效果最优。综上可知，对于实际复杂多变的场景，难以设定一个能保证所有场景效果的分摊系数。

表1 为考虑弃风与不考虑弃风时现行机制和动态机制下各采样日的风电收益。相较于现行机制，在采样日1 — 4，动态机制下的风电收益均有不同程度的增大，当考虑弃风时，风电收益分别增大15.8、38.2、21.0、33.2 万元，当不考虑弃风时，风电收益分别增大16.1、38.8、21.4、33.8 万元。采样日2 与采样日4 的风电收益大于采样日1 和采样日3，这是由于采样日2与采样日4的风电出力大幅增加。因此，在动态机制下，通过火电出让电量空间可以提高风电发电比例，且通过成本优势和相应政策支持可实现风电收益的提升，即动态机制能够有效保障风电参与方的收益。不考虑弃风时各采样日的风电收益均优于考虑弃风，可见新能源渗透率的提高会增加调峰需求，并促使新能源积极参与分摊。

表1 各采样日的风电收益对比Table 1 Comparison of wind power revenue in each sampling day

4.4 市场效益评估

为进一步验证动态机制的优越性，对比4 类指标计算结果，如表2和表3所示。由表2和表3可知：在2 种机制下，各采样日的关键月份供需比均小于1，这表明调峰辅助服务市场供不应求，火电有能力影响市场价格，其调峰潜力并未完全释放，相较于现行机制，动态机制下各采样日的关键月份供需比均有所增大，这表明动态机制能够使市场充分竞争；相较于现行机制，在采样日1 — 4，动态机制下的持留比率分别降低0.095、0.084、0.009、0.022 个百分点，在一定程度上降低了火电对调峰供应量的控制程度，从而降低了火电通过限量抬价扰乱市场秩序进而牟取高额利润的可能性；相较于现行机制，在采样日1 — 4，动态机制下的新能源消纳电量分别增长0.162 %、0.265 %、0.165 %、0.211 %，同时，单位电量的CO2、SO2排放量也有所降低，调峰市场具有良性发展态势；动态机制下各采样日的价格波动率均在合理范围内，能够规避市场风险，保持交易的稳定性。

表2 市场供需类和行为类指标计算结果Table 2 Calculation results of market supplydemand and behavioral indicators

表3 动态机制下的市场环保类和风险类指标计算结果Table 3 Calculation results of market environmental protection and risk indicators under dynamic mechanism

综上所述，相较于现行机制，动态机制下的调峰辅助服务市场竞争更充分，能够实现资源的优化配置，并在一定程度上调动火电厂参与调峰的积极性。

5 结论

针对因东北电网现行的调峰辅助服务市场机制难以应对市场结构变化而导致的交易主体实际调峰收益低于预期、积极性降低等问题，本文提出市场交易主体有偿调峰费用动态分摊上限思想，构建调峰辅助服务市场分摊上限动态调整机制，在机制设计的基础上建立数学模型，同时，综合考虑评价指标的实用性和具体性原则，提出具有代表性的4 类评价指标，并基于辽宁省供热期与非供热期采样日的实际运营数据，验证了本文所提动态机制能够充分发挥市场的引导作用，有利于均衡市场各交易主体的利益，提高了火电厂调峰积极性。

本文仅考虑源侧各发电企业作为有偿调峰辅助服务费用的分摊方，而没有考虑需求侧，后续笔者将开展考虑将需求侧纳入市场主体的调峰辅助服务费用分摊机制研究，并从预测精度的角度探索火电所提供灵活性的价值量化评估方法，建立考虑灵活性价值的收益分配机制，挖掘系统各环节的灵活性潜力。

附录见本刊网络版（http：//www.epae.cn）。