微电网并网运行的市场运营机制设计

刘皓明，李栅栅，陆丹，叶季蕾(.河海大学能源与电气学院，南京市00;.中国电力科学研究院，南京市0003)

微电网并网运行的市场运营机制设计

刘皓明1，李栅栅1，陆丹1，叶季蕾2
(1.河海大学能源与电气学院，南京市211100;2.中国电力科学研究院，南京市210003)

在输配分开的电力市场环境下，为了实现微电网的智能化市场运作，需要结合微电网自身特点设计一套可行的市场运行机制。提出“发电驱动负荷”模式，在保证与主网电力市场相容的基础上，基于多代理系统的市场运营控制体系，计及可中断负荷和储能装置的灵活市场行为，融入需求侧响应机制，负荷用户可根据自身相对需求向微电网市场控制平台提交需求报价信息，构建微电网并网运行的合同市场和实时平衡市场，设计了竞价规则和模型，并针对几个关键问题进行了讨论。

微电网;电力市场;发电驱动负荷;市场机制;储能装置

0 引言

微电网是将分布式电源、负荷用户及储能装置等结合在一起，通过联络开关接入配电网，在用户终端侧形成的智能可控的网络供需单元。作为主网的有效补充，微电网能有效实现分布式能源的梯级利用，迅速响应主网功率平衡，在提高供电可靠性、改善电能质量、缓解电力供应压力、实现能源高效利用等方面具有重要作用。

目前针对微电网电力市场的研究方向，可概括为4个方面:在微电网经济运行方面，文献［1-2］介绍了微电网功率优化、运行控制策略、能量优化调度等;在发电配置方面，文献［3-4］分析讨论了发电备用配置优化、不可再生分布式发电备用的优化配置、储能优化配置等;在微电网市场方面，文献［5-7］设计了电力市场交易模型、竞价优化策略等;在微电网效益分析方面，文献［8］进行了低碳综合效益分析。

欧洲是世界上最早实现电力市场化的地区之一，就其目前市场成熟度及市场规模而言，欧洲仍然处于领先地位，文献［9］研究了欧洲混合电力市场的融合设计，取代原有的当地市场和全国市场的二级电力市场，并采用集中式的市场分割方法，考虑日前市场出清时间上限是1 h。在电力市场经济运营中，更准确的短期负荷预测能够加强对可再生能源和传统资源的管理。微电网和传统大电网相比，市场规模小，更靠近负荷侧，针对微电网中的短期负荷预测问题，文献［10］研究了一个典型的微电网负荷时间序列特征，对比分析了其与传统电力系统的负荷时间序列的差异，提出两层式的预测方法。

《能源发展“十二五”规划》提出，加快推进电价改革，逐步形成发电和售电价格由市场决定、输配电价由政府制定的价格机制。在输配分开的市场环境下，主网通过电力市场机制引入竞争，优化资源配置，而微电网需要在市场环境下和主网相配合才能更好地融入到主网运营体系中。因此，为微电网设计一套公平有效的市场机制，统筹协调各成员的运行，具有重要意义。

本文在电力市场输配分开环境下，提出了微电网电力市场的“发电驱动负荷”运行模式，设计了市场运营控制体系和市场框架，研究了并网运行时的合同市场和实时平衡市场运行机制，并针对几个关键问题展开讨论。

1 微电网电力市场分析

1.1 前提假设

为便于研究，对微电网市场进行了如下假设:

(1)以电能作为主要产品，不涉及热能供应的市场化运作;

(2)微电网差额容量相对主网容量可忽略，对主网市场出清无影响;

(3)以单个微电网为研究对象，不研究微电网高渗透下市场行为的相互影响;

(4)以配电网的实时电价作为信息指导，进行实时响应;

(5)假定在国家新能源政策扶持下，如电价补贴等，分布式电源的电能产品价格具有足够的市场竞争力。

1.2 发电驱动负荷模式

传统的主网电力市场运行的必要条件之一是发电量大于负荷，发电侧的电源装机容量通常大于总负荷需求，因此存在着大量备用发电容量。在负荷侧，终端负荷用电呈现一定分布规律，可进行精确的短期负荷预测，市场运行人员能够依据预测负荷结果，结合机组发电容量和报价，确定机组的启停及出清信息。这种运行模式可概括为“负荷驱动发电”模式［11-12］，即市场交易量基本由负荷预测需求量大小决定。

和主网不同的是，在微电网电力市场中，考虑到并网运行是常态，分布式电源及储能装置的单机容量较小，总设计装机容量通常只能维持微电网内的重要需求，无法满足所有负荷，即实际可调用发电容量与负荷需求量存在一定差额。在负荷侧，负荷总数量不大、结构比较单一，存在用电规律不明显、负荷用户用电策略随机性强等特点，短期负荷预测可能存在较大误差。在这样的环境下，主网的“负荷驱动发电”模式可行性不强。

因此，本文提出“发电驱动负荷”模式，依据发电预测量大小来确定微电网市场交易量。此种模式下，分布式电源的发电量可以结合其自身条件和自然因素进行预测，用户根据实时电价自主选择用电策略。主网和微电网运行模式的差异可简要归纳为表1所示。

微电网市场采用“发电驱动负荷”模式的优点在于:

(1)在一定程度上避免了短期负荷预测环节，增加了发电预测环节，减少了负荷预测信息量的交换和处理，降低了预测的难度和精度;

(2)负荷用户作为市场竞价的参与者，需要结合市场供需情况调整竞价，充分调动了用户参与市场的积极性，改善终端用户对电价的响应程度;

(3)储能装置在市场机制的引导下可灵活转换运行状态，在市场供小于求时，储能装置可作为微电源向用户供电，在市场供大于求时，储能装置可作为负荷吸纳多余电能，调节市场供需。

1.3 微电网与主网市场的配合

输配分开的主网电力市场分为远期市场、日前市场和实时平衡市场。从能量交易来考虑，首先通过远期的电力交易合同方式锁定容量和电价，在合同容量分解的基础上，由日前拍卖进行交易，最后用实时平衡市场来保证实时需求与供应的平衡。日前市场面对次日预测负荷，通常提前24 h开启;实时平衡市场为一滚动市场，针对实时负荷需求差额，提前1 h或更短的时间开启。

微电网通常情况下并网运行，由于假定微电网对主网市场出清无影响，因此主网出清和微电网出清是相对独立的。当主网实时电价较低时，微电网分布式电源及储能装置的电价可能不具有竞争力，负荷用户主要从主网购买电力;相反，当主网电价偏高，微电网内部电价具有优势时，负荷用户会更青睐购买网内电力。微电网需要和主网协调运行，在遵循主网电力市场的既定规则基础上，配合主网市场的时间安排及市场划分，启动微电网市场运行。

本文根据前述的微电网市场运营特点，设定为两级能量市场，如图1所示，分别为微电网合同市场和实时平衡市场。在合同市场中，根据市场需要，可以签订年前合同、月前合同、周前合同或日前合同等，通过锁定一部分市场成交电价和电量，规避风险，剩余容量进入实时平衡市场进行交易。在实时平衡市场中，每一个市场运行周期可设定为1 h或者30 min，具体应与主网保持一致，用T表示;在开启一个实时平衡市场运行周期之前需要提前T0市场出清，例如30 min或者15 min。微电网市场控制平台(microgrid power exchange controller，MPEC)接收主网公布的竞价信息，结合微电网内分布式电源和负荷用户的竞价信息，提前开启实时平衡市场，在时间上与主网市场相契合。

微电网参加辅助服务市场，可以向主网提供无功支撑、调频控制、黑启动、电压稳定及备用容量等服务［13］，需要与主网配合，参与辅助服务竞价。微电网的参与可降低主网在辅助服务方面的资本投入。微电网需要对自身可调用发电容量进行相应的规划，确定容量市场与辅助市场的份额。本文对辅助服务市场不做展开。

2 并网运行的微电网市场机制

2.1 市场运营控制体系和市场框架

在输配分开的环境下，微电网是一个可控又自治的系统，一方面接受主网的调度，另一方面汇集市场成员的交易信息，通过内部优化控制实现自身市场的运行。本文选择基于多代理系统的分布式控制体系，将控制权分散给微电网市场成员，在经济杠杆的作用下，实现微电网效益最大化。

微电网运营控制体系分为3层，如图2所示。

(1)配电网运行中心(distribution system operator，DSO)负责该低压区域微电网的市场运行，与MPEC灵活双向通信，实时传递配电网购电和售电电价、电量等市场信息。

(2)MPEC是微电网市场运营控制体系的核心，代表整个微电网。对上层而言，MPEC是微电网与DSO的交互代理;对下层而言，MPEC是微电网运营的管理员。

(3)负荷控制器(load controller，LC)、分布式电源控制器(distribution generator controller，DGC)、储能装置控制器(energy storage device controller，ESDC)赋予了市场成员控制权，根据市场信息调整各自运行状态，实现分布式协调控制方式。

在并网环境下，主网出清后，MPEC接受DSO传递的主网售电和购电信息，同时接受网内各控制器上报的市场竞价信息，以经济为杠杆，组织市场竞价。市场竞价优化出清后，MPEC将竞价优化反馈给DSO，同时进行安全校核，将出清信息传递给各控制器，最终实现微电网优化运行。

在微电网两级能量市场的调控下，基于需求侧竞价和可中断负荷管理，负荷用户可根据其自身相对需求分别或同时进入合同市场和实时平衡市场，按照规定的市场竞价机制向MPEC提交需求报价信息。

2.2 合同市场

合同市场主要用于保障微电网内重要负荷供电可靠性，通过微电网合同市场的价格锁定及容量锁定，规避和防范用户直接在并网环境下与配网交易实时电价波动带来的高额电价及配网的中断供电风险。

合同市场的出清可类比于传统的“任务指派”问题，不同人员有不同的工作效率，需要解决如何将“任务”与“人员”进行匹配，使总体效率最大，所需时间或费用最少［14］。在“发电驱动负荷”模式下，把电能合同类比于“任务”，把用户代理类比于“人员”，通过“电能合同—用户代理”指派方式来调动用户对重要负荷的需求响应，实现合同市场价格出清。

2.2.1 合同市场竞价规则

(1)竞价形式:采用动态竞价，允许买方对卖方不断修改报价直至竞价结束;

(2)报价规则:采用单一报价，只要求市场交易方给出某时段的电价及电量对;

(3)出清结算规则:采用按报价支付(pay as bid，PAB)方式，市场成员按照最终成交价进行交易。

2.2.2 合同市场数学模型

合同市场中，将用户的用电需求按要求拆分成单位容量块，设置一定数量的用户代理;同理，将分布式电源提供的发电量拆分成单位容量块，设置一定数量的合同，每份合同上报自己的合同电价和中断补偿系数，中断补偿系数是合同期内分布式电源未履行合同时，向用户提供的中断赔偿单价与合同约定的单位电价的比值。如对于第j份电能合同，合同电价为fj，中断补偿系数为kj，在合同期内，对用户用电实施中断后，将按照单位电量中断补偿价格kjfj给予用户补偿。

每个效用函数uij是用户代理i通过对第j份电能合同的消费所得到的主观效益，其值大小通常与价格高低及合同所允诺的高价中断补偿系数相关。通常，用户希望合同的初始电价越低越好，中断补偿系数越高越好，具体表达式如下:

式中:βi为用户代理i的效用价值评估系数，增大βi时，用户代理对所有合同的效用值会得到整体增大; αi为用户代理i的权值系数，其值表现了用户对于电价和中断补偿的倾向性;M和N分别是用户代理和合同的总数。

定义sij为指派变量，如果第j份电能合同指派给第i用户代理，达成合作，sij=1，否则为0，同时每份合同、每个用户代理至多存在1种指派方式，保证合同的唯一性。合同市场数学模型的优化目标是用户方签订合同后产生的效用值之和最大，可描述为

该模型中，首先每份电能合同j上报合同电价fj和中断补偿系数kj，用户代理i根据合同情况确定自己的报价策略，即效用价值评估系数βi和权值系数αi。效用值uij大小直接决定着用户代理i对电能合同j的竞拍倾向，可理解为用户能接受的心理价位。当uij＜fj时，说明用户代理i对该合同的效用值低于合同单价，即合同性价比不足，用户没有竞拍意向。

求解该模型，可得到所有用户签订合同效用总值最大的合同匹配结果，旨在全局进行最大效用价值寻优，即微电网用户侧整体效益最大。在模型求解中，给定约束条件，让合同侧或用户侧数目相对少的一方全部有所匹配，允许用户修改报价，实现合同市场提前锁定价格、稳定市场价格的目的。

2.3 实时平衡市场

随着大量分布式电源的接入，给配电网运行带来诸多影响，如短路水平、设备选型、无功功率和电压分布等。近年来，主动配电网(active distribution network，ADN)的概念得到越来越多的认可［15-16］。从本质上来说，主动配电网基于先进的信息通信和电力电子技术，主动管理规模化接入的分布式能源，自主协调控制间歇式新能源与储能装置等分布式发电单元，积极消纳可再生能源，确保网络的安全经济运行，这与微电网并网运行的实时平衡市场核心思想是一致的。

微电网实时平衡市场在时间上滞后于配电网实时平衡市场，提前1个时间段针对普通负荷及剩余重要负荷开启，主要用于保证微电网实时供需平衡。参加实时平衡市场的负荷可根据实时电价优化用电方式。

MPEC追求效益最大，即从供用电两侧赚取差价，所得收益作为微电网的运营收入，可用于整个市场的正常运作，如微电网维护、电能质量管理设备、稳定控制设备、无功补偿设备等，保证用户安全可靠的电能供应。

2.3.1 实时平衡市场竞价规则

(1)竞价形式:采用静态竞价，即交易方单轮投标后不得修改竞标信息;

(2)报价规则:采用单一报价，只要求市场交易方给出某时段的电价及电量对;

(3)出清结算规则:采用按报价支付方式，市场成员按照最终成交价进行交易。

2.3.2 储能装置模型

储能装置具有电源和负荷角色可转换的特性，和其他分布式电源类似，储能可以作为微电源发电，提供网内负荷功率支持，同时可以更灵活地作为备用容量，在微电网供大于求时转换成负荷角色，吸纳网内多余清洁能源发电，同时可进一步参与削峰填谷，平抑功率波动。因此储能参与实时平衡市场时，其竞价模型和其他分布式电源不同。

在储能装置的建模方面，有文献指出其收益是由备用容量收益和备用发电收益2部分组成［17］，无论电网是否发生故障，微电网内的重要负荷用户如果选择了发电备用服务，都要承担备用容量费用;有文献针对储能的容量配置和模型，通过规划中心级的负荷平衡、服务器配置和蓄电池管理，在保证终端用户服务质量的同时，实现节约成本和储能容量之间的均衡，降低电力整体成本［18］。

总的来说，储能装置的数学模型可由充电成本Cc、放电收益Bd、备用发电收益Bb这3部分组成，即

式中:备用发电收益Bb涉及辅助服务市场，本文不对此展开研究。

2.3.3 实时平衡市场数学模型

微电网和主网能够实现电能双向流动，微电网既可以向主网购电，又可以将电能反馈给主网。MPEC收益主要包括主网对可中断负荷的高额补偿Bp和MPEC的售电收入Bs，成本包括微电网对可中断负荷的高额补偿Cp和MPEC的购电成本Cb。

MPEC的售电收入包括3个方面:微电网向用户的售电收入、向储能装置实际售电收入、向主网的实际售电收入:

式中:qBj，qbl分别为用户交易容量和独立储能装置充电容量;fBj，fbl分别为用户报价和独立储能装置充电报价;qBZ，fB分别为主网向微电网购电的容量和报价;M和L分别为用户总数和独立储能装置总数。

相应地，MPEC的购电成本也包括3个方面:微电网向分布式电源的实际购电成本、向储能装置的实际购电成本、向主网的实际购电成本:

式中:qSi，qsl分别为分布式电源交易容量和独立储能装置放电容量;fSi，fsl分别为分布式电源报价和独立储能装置放电报价;qSZ，fS分别为微电网向主网购电的容量和报价，N为微电网内分布式电源总数。

对于用户的可中断负荷，主网向MPEC提供的中断补偿为

式中:fp为主网向MPEC提供的可中断容量的单位补偿价;qpj为用户j的实际中断容量，M'为受到中断供电影响的用户总数;γ为0-1决策变量，当微电网市场负荷上报容量大于电源上报容量时，其值为1，否则为0。

相应地，MPEC向用户提供的中断补偿为

式中:fpj为微电网提供给可中断用户的中断容量单位补偿价。

根据上述信息，建立下述实时平衡市场模型:

模型的约束条件首先需要考虑功率平衡，忽略网络损耗时为

其次，分布式电源、储能装置和负荷用户的实际交易容量都应满足相应的约束，具体公式不再展开。储能装置在同一个实时平衡市场运行周期内，不允许既作为电源又作为用户，只能为单一角色，这点在模型求解中需要注意。

3 几个关键问题的讨论

3.1 储能的市场行为

本文主要研究了微电网能量市场机制，没有对辅助服务市场进行讨论。事实上，储能装置可以提供多种电力市场辅助服务支撑，例如可用于削峰填谷，实现微电网中发电与用电的解耦;抑制可再生能源注入功率的波动，降低对微电网的冲击;可用于解决微电网中诸如谐波、电压闪变等电能质量问题。储能装置不能简单作为一种可充电可放电的市场成员来看待。一种合理的假设是，储能系统将按一定比例的容量分别参与辅助服务市场、合同市场和实时平衡市场。如何实现储能系统在3个市场中的最优容量配比是一个值得研究的重要问题。

3.2 可再生能源的间歇性

微电网分布式电源大致可分为两类，一类是可再生能源发电，如风力发电、光伏发电等，另一类是非可再生能源发电，如微型燃气轮机发电、燃料电池发电等。风力发电和光伏发电有一个共性，就是受自然环境因素影响比较大，在发电功率输出上存在一定的不确定性和波动性。如果在实际运行时，具有输出功率随机波动特性的可再生分布式电源的输出功率与其竞价容量不一致，简单按照规则进行惩罚既不公平也不合理。如何尽可能发挥可再生能源的优势，降低可再生能源间歇性引起的电力市场运行风险是亟待解决的关键问题。

3.3 价格帽设置与两级能量市场的配合

在微电网两级能量市场中，合同市场用户根据微电源报价进行喊价。如果微电源利用其存在的市场力哄抬电价，将使得用户不得不在高额底价的基础上进一步喊价，会给用户利益带来损害，尤其是在微电网供小于求的关系下。另一方面，由于合同市场未匹配的剩余重要负荷和发电容量可进入实时平衡市场，存在微电源进入不同市场的容量划分问题。

考虑到合同市场和实时平衡市场的电价不同，如果实时平衡市场价格偏高，则微电源可能为了获取更大的利润空间而将大部分容量进入实时市场中进行交易，导致合同市场中发电容量短缺加大，用户的重要负荷无法得到优先保证。因此，在两级能量市场配合中应当有相应管制，比如设置价格帽，要求微电源在实时平衡市场中的报价不得高于合同市场的平均价格的一个固定倍数，这样能在一定程度上遏止微电源在实时平衡市场内哄抬电价的行为。

3.4 微电网经济效益评估

微电网电力市场化运行所获得的经济效益不能仅仅从MPEC所获得的经济效益来衡量。一方面，通过实时平衡市场，MPEC获得一定的净收益;另一方面，微电网能够充分利用分布式清洁能源，由此产生的节能减排会带来一定的社会环境效益，这部分环境效益可以通过诸如政府环境补贴或碳交易等转化为经济效益。微电网在获得这些经济效益之后，有责任也有义务更新微电网设备和维护运行安全，提供更优质的电能服务，完善更公平合理的交易平台，同时积极响应主网的市场需求，以期实现市场的良性运作。

4 结论

本文设计了合同市场和实时平衡市场的微电网两级能量市场，提出了“发电驱动负荷”运行模式，以价格为杠杆，引导微电网市场透明化运行，充分体现了电力系统微型“细胞”响应配电网市场的“电源/负荷”功能，拓展了配电网在用户终端侧的负荷管理，有力的支撑了电力市场在用户端的渗透。

在设计的两级能量市场中，用户能够自主报价，与供电方直接交易，充分提高了用户参与市场实现自身利益最大化的积极性。此外，在配电网故障时，所设计的市场模式能够应用到微电网独立运行状态，微电网市场能够继续以合同锁定容量对用户进行供电，并实时实现网内负荷的平衡。

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(编辑:张媛媛)

Market Operation Mechanism Design for Grid-Connected Microgrid

LIU Haom ing1，LIShanshan1，LU Dan1，YE Jilei2
(1.College of Energy and Electrical Engineering，Hohai University，Nanjing 211100，China; 2.China Electric Power Research Institute，Nanjing 210003，China)

An operablemarketoperationmechanism considering the fundamental characteristics ofmicrogrid was designed to realize the intelligentoperation ofmicrogrid under transmission and distribution separated electricitymarkets."Load Driven by Generation"mode was proposed.On the premise of ensuring the compatibility with themain grid electricitymarket，based on themarket operation control system of multi-agent systems，customers could submit the bidding information to Microgrid power exchange controller(MPEC)in the multi-agentmarket operation control system according to their relative demands，with considering the flexible market behavior of interruptible load and energy storage devices，as well as the demand-side responsemechanism.The contractmarket and the real-time balance market were constructed for grid-connected Microgrid，together with the bidding rules and themathematicalmodels.Finally，several key questionswere discussed.

Microgrid;electricity market;load driven by generation;marketmechanisms;energy storage device

TM 73

A

1000－7229(2014)11－0013－06

10.3969/j.issn.1000－7229.2014.11.003

2014-07-01

2014-07-29

刘皓明(1977)，男，博士，副教授，研究方向为智能配电网、微电网和电力市场;

李栅栅(1990)，女，硕士研究生，研究方向为微电网和电力市场;

陆丹(1991)，女，硕士研究生，研究方向为微电网优化运行;

叶季蕾(1983)，女，博士，高级工程师，研究方向为电池储能应用技术与电力市场。

国家自然科学基金项目(51207044)。