西北电网调峰市场与电能量市场耦合运作模式探讨

王鹏，任冲，李信，王世杰，姜楠

(1. 国家电网公司西北分部，西安710048；2. 广东电网有限公司广州供电局，广州510060；3. 陕西秦岭发电有限公司，陕西 渭南714206)

0 引言

当前随着新能源规模不断扩大，电网调峰矛盾日益突出，调峰市场构建已成为焦点问题。文献[1 - 4]立足于省级电网，分别从省内调峰需求、机组调节性能、考核补偿和交易方式等方面进行了探讨；文献[5]立足于省间交易，针对省间低谷调峰市场，分析了调峰提供方的调峰成本和受用方产生的效益；文献[6]提出多区域互联系统考虑大规模风电接入下的热电联合调度模型；文献[7 - 8]结合东北区域电网大规模风电消纳的实际需求，介绍了东北电力调峰辅助服务市场的设计目标、基本原理、市场规则、实践情况等。上述文献为深化西北电网调峰市场建设提供了有益参考。

当前西北电网调峰市场是传统意义上的“离线”市场，基本运作原理是以日前预估的“弃风弃光电量”作为需求边界，火电厂进行单边报价并排序形成“出清价格”，产生的市场费用由新能源电场按发电量占比分摊，如图1所示。

图1 当前西北电网调峰市场基本运作原理Fig.1 Basic operation principle of current peaking market of Northwest Power Grid

调峰市场从时间维度上分为日前市场和日内市场[9]，日内市场是以日前市场为边界，针对日内富裕新能源电量，仍按照上述的报价排序来出清；从地理维度上分为省内市场和省间市场，省内市场优先于省间市场运作，省间市场以省内市场为边界，针对本省无法消纳的富裕新能源，由邻省来进行报价排序并出清。从而形成了完整的“日前+日内”、“省内+省间”调峰市场体系。

鉴于“离线”调峰市场以日前计划出力(省间市场)或50%额定容量(省内市场)作为设定的补偿基准，并不通过实时配置来确定，因此易产生市场补偿边界不清、调节资源错配问题。本文旨在探索调峰与电能量市场的在线化耦合模式，实时计算调峰贡献量，即时反馈调节效果，实现各级市场的有序衔接。

1 当前“离线”的调峰市场模式存在问题

1.1 调峰和电能量市场边界不清，补偿基准混淆

对于省内调峰而言，西北电网“两个细则”[10]定义了火电机组额定容量50%以上常规调节部分的补偿标准：以100%额定容量为补偿基准，向下调节到70%的调节部分(图2左上区左斜线)为第一档常规调峰贡献电量；以70%额定容量为补偿基准，向下调节到50%的调节部分(图2左上区竖线)为第二档常规调峰贡献电量。

西北电网省内深度调峰市场[10]则定义了额定容量50%以下的深度调峰补偿标准：以额定容量50%为补偿基准，向下调节到40%的部分(图2右下区右斜线)为第一档深度调峰贡献电量；额定容量40%再向下的调节部分(图2右下区竖线)为第二档深度调峰贡献电量。可以看出，省内调峰市场默认以火电机组额定容量的50%，作为调峰市场和电能量市场的边界。

对于西北电网省间调峰市场[11 - 12]而言，是以日前计划出力为补偿基准，向下调节到50%的部分(图2.2左斜线)为第一档省间调峰贡献电量；以50%额定容量为补偿基准，向下调节到40%的调节部分(见图3竖线)为第二档省间调峰贡献电量；额定容量40%再向下的调节部分(图3右斜线)为第三档省间调峰贡献电量。可以看出，省间调峰市场默认为以火电机组日前计划出力，作为调峰市场和电能量市场的边界。

可见，当前无论省内还是省间调峰市场，都是采用提前预设的方式确定调峰市场与电能量市场间的边界，而并非基于实时计算的基准，因此存在不同程度的“过补偿”或“欠补偿”现象。省内和省间市场在同一调节区间还可能存在补偿“重叠”的情况。

图2 西北“两个细则”和“省内深度调峰市场”火电补偿基准示意图Fig.2 Schematic diagram of Northwest “Two Rules” and “Deep Peaking Market in the province”thermal power compensation benchmark

1.2 将全部新能源视作“负荷”承担付费，未体现其“电源”属性

从系统平衡角度讲，新能源预测出力实质上承担了“电源”的作用。只有新能源实际出力较预测偏小，才起到反向“负荷”的作用。而当前调峰市场由全部新能源承担付费[13]，未区分新能源不同部分所对应的不同属性，因此有失偏颇。

1.3 纯“下调”市场，未体现“上调”市场价值

当前“离线”调峰市场默认只在弃风弃光情况下启动，所以只有火电给新能源提供“向下调节”的单一品种，未体现系统正平衡不足时火电“向上调节”的市场价值[14]。

1.4 当前模式结算效率低，市场反馈慢

当前调峰市场采取的是“日前出清、日内执行、月后结算”的模式，结算结果一般到月后才能公布，发电主体对参与调峰市场调节的“感知”迟缓，不利于形成改良调节效果的有效反馈。

由此可见，上述问题根源在于当前调峰市场采用“离线”模式，使得调峰市场和电能量市场间界限模糊，未能实现协调运转。所以解决问题的关键在于清晰梳理调峰和电能量两级市场的边界，统一补偿基准，实现“在线”耦合运作。

2 调峰市场和电能量市场的供需关系梳理

在新能源预测边界下，火电用于平衡实时用电负荷和联络线计划的出力，应作为满足电能量市场的火电基准出力。于是，新能源预测出力和火电基准出力就作为电能量市场的供应方，实际用电负荷及联络线计划作为电能量市场的需求方。

火电在基准出力上的再调节(大概率是深度调峰)，就体现为对新能源偏差部分承担的调节[15]。因此火电在基准出力上的再调节部分作为供应方，新能源实际较预测的偏差部分作为需求方，纳入到调峰市场范畴。详见表1。

表1 电能量和调峰两级市场的供需方关系Tab.1 Relationship between supply and demand in the two-level market of electric energy and peaking

对于新能源偏差有2种情况。

1)实际高于预测的正偏差。此时新能源预测出力全部参与电能量市场的平衡；而实发高于预测的正偏差部分，则需要启动向下调节的“负调峰市场”来平衡，如图4所示。

图4 新能源正偏差情况下的两级市场对应关系Fig.4 Correspondence relationship between the two levels of market under the condition of new energy positive deviation

2)实际低于预测的负偏差。此时新能源实发出力全部参与电能量市场平衡；而实发低于预测的负偏差部分，则需要启动向上调节的“正调峰市场”来平衡，如图5所示[16]。可以看出，正调峰市场(或称“备用市场”)弥补了当前模式只有“下调”市场的不足，充分反映了“上调”市场的价值。

图5 新能源负偏差情况下两级市场对应关系Fig.5 Correspondence relationship between the two levels of market under the negative bias of new energy

3 对当前“离线”调峰市场模式改进的思路

需要说明的是，对当前“离线”调峰市场的改进，并不是要改变日前、日内报价出清的操作流程。当前日前报价排序出清决定日前中标主体，日内报价排序出清决定实时中标主体的做法仍然保留。需要改进的只是在实时层面对火电机组基准出力的确定、对调节贡献量的实时计算和结算反馈，这样才能实现调峰市场与电能量市场的在线耦合和有序衔接。

3.1 火电机组基准出力由“日前计划确定”改为“实时在线配置”

如上所述，火电机组调峰基准不应按日前计划提前设定，而应在实时边界下在线配置。

对于日前调峰市场而言，火电机组计划出力就是满足电能量市场后、进入调峰市场前的基准出力。如图6所示。

图6 日前调峰市场的火电基准出力示意图Fig.6 Schematic diagram of the benchmark power output of the peaking market a few days ago

到了实时层面，保持新能源预测值和联络线计划不变，只将“日前预测负荷”更新“实时负荷”，并根据AGC预定策略重新分配火电机组出力，即得到各火电机组在实时层面承担电能量市场后、进入调峰市场前的基准出力，如图7所示。这个基准出力就作为各层级调峰市场的唯一基准，解决了当前模式下基准不统一的问题。

图7 实时调峰市场的火电基准出力示意图Fig.7 Schematic diagram of thermal power benchmark output in real-time peaking market

将火电机组基准出力由“日前计划确定”改为“实时在线配置”有2个优点：1)找准了反映实时调峰和电能量市场的真实边界，解决了采取机组50%额定容量或日前计划出力为基准的“过补偿”或“欠补偿”问题；2)统一了省内、省间市场的补偿基准，实现两级市场的无缝衔接，解决了“重叠补偿”的问题。

3.2 火电机组调峰贡献电量由“出清目标认定”改为“实时积分计算”

当前“离线”调峰市场执行的是“日前出清目标认定”法，即默认日前计划出力这个基准未变，机组最终出力与目标出力的差额即为少调节的量。其根本问题仍是默认日前计划基准在实时不会发生变化。

按照上述思路，基准出力改为“实时在线配置”后，“日前出清目标认定”法就不再适用，必须实时计算火电机组积分贡献电量。具体操作如下。

在确定实时基准出力的基础上，再将“日前新能源预测出力”更新为“实时新能源出力”。此时火电机组较基准出力产生的积分电量，即为对新能源偏差部分的调节贡献，纳入到调峰市场范畴，如图8所示。

图8 进入实时调峰市场后的火电机组调节贡献示意图Fig.8 Thermal power unit adjustment after entering the real-time peaking market contribution diagram

火电机组调峰贡献电量改为“实时积分计算”的优点有：一是能够精确反映火电的实际调节贡献效果；二是针对新能源正负偏差，能清晰区分出向上和向下两个方向的调峰品种，从而解决了当前模式只有“纯下调”品种的局限性。如图9所示。

图9 火电在调峰市场中的向上、向下双向调节示意图Fig.9 Schematic diagram of up down bidirectional adjustment of thermal power in the peaking market

首先需要说明的是，由“日前出清目标认定”向“实时积分计算”的转变，并非取消日前和日内调峰市场出清，因为日前和日内调峰市场的中标主体仍需要通过报价排序来确定，只不过日前、日内中标主体的具体贡献都要通过“实时积分计算”而非“日前出清目标认定”来确定。

3.3 调峰市场模式由“事前出清+事后结算”向“实时计算+事中反馈”转变

当前调峰市场模式的基本流程是发电主体日前报价、排序出清，日内执行、月后结算。操作流程繁琐，周期长，结算效率低，对市场主体反馈慢。为提高调峰市场运作效率，应改为“实时计算+事中反馈”的新模式，使发电主体灵敏地“感受”自身调节效果[17]，促进良性调节。

4 实现调峰市场和电能量市场耦合运作的具体操作方法

4.1 实时计算火电机组基准出力并积分调峰电量

如上所述，用“实际用电负荷”替代“预测用电负荷”，即可得到火电满足电能量市场后、进入调峰市场前的实时基准出力。如式(1)—(2)所示。

P计划火电总基准出力=P预测用电负荷+P联络线计划-
P预测新能源-P水电

(1)

P实时火电总基准出力=P实际用电负荷+P联络线计划-
P预测新能源-P水电

(2)

在水电出力不发生变化时，可得出火电总基准出力的变化量如式(3)所示。

ΔP火电总基准出力=P实际火电总基准出力-P计划火电总基准出力
=P实际负荷-P预测负荷

(3)

将这个变化量按系统预定的AGC策略分配到每台机组(为叙述方便，本文采取平均分配方式)，即得到每台火电机组进入到调峰市场前的基准出力曲线，如式(4)—(5)所示。

ΔP火电机组i=ΔP火电总基准出力/n

(4)

P火电机组i调峰基准=P火电机组i计划+ΔP火电机组i

(5)

于是该机组实际出力与基准出力之间形成的积分量，即为该机组在调峰市场的贡献电量。用Q代表积分电量，t代表统计周期，机组为i，对应所在的控制区内有n台机组。于是正调峰市场电量计算如(6)所示。

(6)

相应地，负调峰市场电量计算如式(7)所示。

(7)

4.2 向省内深调市场和省间调峰市场的同步传递

以电能量市场为枢纽，向下调节延伸到“负调峰市场”，向上调节延伸到“正调峰市场”，就形成了“负调峰市场-电能量市场-正调峰市场”的各层级完整市场体系[17]，如图10所示。

图10 各层级调峰市场边界及传递触发图Fig.10 Peaking market boundary of all levels and delivery trigger map

当省内负调峰能力用尽仍无法满足负调峰市场需求(新能源消纳)时，则启动“省内深调市场”和“省间负调峰市场”；当省内正调峰能力用尽仍不能满足正调峰市场需求(电力平衡)时，则启动“省间正调峰市场”。

对于提供“省间负调峰”的省而言，不仅要计算满足自身电能量市场的第一级基准出力(负荷变化)，还要计算满足自身调峰市场的第二级基准出力(新能源变化)。机组在第二级基准上再开展的“下调”服务，才应纳入到省间负调峰市场的范畴。

为与第一级基准出力的变化量ΔP火总区分开来，采用ΔP′火总代表第二级基准出力的变化量。ΔP′火总相较ΔP火总而言，不仅考虑实际负荷偏差的影响，同时也要考虑实际新能源偏差的影响。将ΔP′火总按照AGC预定策略分解到机组，得到每台机组的ΔP′火i， 也就得到了每台机组负调峰市场的基准出力。具体如式(8)—(9)所示。

ΔP′火总=P实际负荷-P预测负荷+
P预测新能源-P实际新能源

(8)

ΔP′火i=ΔP′火总/n

(9)

当ΔP′火总<0时，对应为启动省间负调峰市场。积分电量计算公式如式(10)—(11)所示。

P火电机组i省间负调峰市场基准=(P火电机组i计划+ΔP′火i)<
P火电机组i计划

(10)

(11)

当ΔP′火总>0时，对应启动省间正调峰市场。积分电量计算公式如式(12)—(13)所示.

P火电机组i省间正调峰市场基准=(P火电机组i计划+ΔP′火i)>
P火电机组i计划

(12)

(13)

4.3 实时计算调峰市场价格并反馈给调节主体

设B代表额度。需求省机组为i，共有n台。提供省间调节的机组为j，共有v台参与。假设需求省第一级基准出力在[70%，100%]之间，按照“两个细则”对应补偿标准为0.007 元/kWh；提供省间负调峰省的第二级基准出力在[50%，70%]之间，按照“两个细则”对应补偿标准为0.035 元/kWh。设省内深度调峰市场在[40%，50%]部分的调峰出清价格为SN1，40%以下的调峰价格定为SN2。省间调峰市场在50%以上的价格定为SJ1，[40%，50%]的价格定为SJ2，40%以下的调峰价格取为SJ3。则考虑省内常规、省内深调和省间调峰的负调峰市场总额度如式(14)所示。

(14)

用该额度除以新能源正偏差总电量，即得到新能源正偏电量承担负调峰市场付费的度电成本[18]。如式(15)所示。

(15)

考虑到新能源波动性较强，正偏差总量应按照统计周期内，每个产生正偏差的新能源电场的偏差量比例来分摊到个体。用l代表本省的新能源电场，共有w个。每个新能源电场的付费计算如式(16)所示。

(16)

对于正调峰的情况，仍设本省的第一级基准出力在[70%，100%]之间，对应补偿标准为0.007元/kWh；提供省间正调峰省的第二级基准出力在[50%，70%]之间，对应补偿标准为0.035元/kWh。如式(17)所示。

(17)

这样该额度除以新能源的负偏差电量，即得到新能源承担正调峰市场付费的度电成本。如式(18)所示。

(18)

正调峰市场对应于新能源负偏差电量。即应按照统计周期内，每个产生负偏差的新能源电场的偏差量比例来分摊到个体[19]。设l代表新能源电场，共有w个。每个新能源电场的付费计算如式(19)所示。

(19)

这样就形成了基于正、负调峰市场付费度电成本的价格信号并即时反馈主体，达到了实时形成需求、实时计算贡献量、实时反馈价格引导、实时配置资源的成熟市场目标。

5 算例

设某系统由X1—X5 5个风电场和H1—H5 5台火电机组组成(火电机组均为容量300 MW，最小技术出力150 MW)。按新能源“整体正偏”、“整体负偏”两种情况，以及“本省提供深调”、“临省提供负调峰”和“临省提供正调峰”5种典型情况进行分析。

5.1 情况一：新能源整体正偏

由于实际负荷较计划增加50 MW，于是第一级基准出力就是每台火电计划出力各增加10 MW，达到260 MW。考虑到新能源实际出力较预测增加100 MW，每台火电目标出力应达到240 MW，于是新模式下调峰市场贡献量相应为(24-26)×10=-20 MWh，负值代表负调峰贡献。而原模式以机组额定容量作为起补基准，计算每台机组调峰贡献量为(24-30)×10=-60 MWh。可见，原模式存在明显“过补偿”的情况。

新能源整体正偏情况详见附表1。

5.2 情况二：新能源整体负偏

由于实际负荷较计划增加50 MW，第一级基准出力仍为260 MW。但考虑新能源实际出力较计划减少50 MW，这样每台火电的目标出力达到270 MW，于是新模式下调峰市场贡献量为(27-26)×10=10 MWh，正值代表正调峰贡献。而原模式下仍以火电机组额定容量作为起补基准，对应每台机组的调峰贡献量为(27-30)×10=-30 MWh，体现的却是负调峰贡献，存在不对应性问题。

新能源整体负偏情况详见附表2。

5.3 情况三：深度调峰市场

由于实际负荷较计划增加50 WW，于是第一级基准出力达到190 MW。考虑到新能源电场实际出力较计划共增加250 MW，这样每台火电的目标目标出力就达到140 MW，低于最小技术出力150 MW。于是新模式下从190 MW基准减到150 MW的部分，就是常规负调节市场贡献量，即(15-19)×10=-40 MWh；而深度调峰市场贡献量为(14-15)×10=-10 MWh。原模式下虽然也以150 MW作为机组深度调峰的起补基准，但对于常规负调峰市场贡献量的计算，却是以额定容量作为起补基准，这样每台机组常规负调峰市场贡献量为(15-30)×10=-150 MWh，存在明显过补偿现象。

深度调峰市场情况详见附表3。

5.4 情况四：提供省的负调峰提供情况(详见附表4)

若提供省自身未开展深调，则相应省间调峰需求可传递到该省。这样需求省下调50 MW的需求通过联络线传递到提供省，使得提供省的联络线计划值由原来的-100 MW叠加到-150 MW。

设提供省的也由5个风电场和5台300 MW火电机组组成。由于实际负荷较计划增加100 MW，于是第一级基准出力仍是在5台火电机组平均计划值上各增加20 MW，达到190 MW。考虑到提供省自身新能源电场实际出力较计划共增加50 MW，这样每台火电的第二级基准出力达到180 MW。最后考虑联络线计划下调至-150 MW后，各机组平均目标出力应为170 MW，每台机组恰好较第二级基准出力下调了-10 MW，实现了下调需求的传递和分解。

而若按原模式运作，火电调峰基准为日前计划值170 MW，低于新模式下的第二级基准值180 MW，因此原模式存在“欠补偿”现象。

提供省的负调峰提供情况详见附表4。

5.5 情况五：邻省提供省间正调峰市场

对于发生正调峰的需求省而言，由于实际风电全部为0，普遍低于预测，导致火电理论出力均高于额定容量，每台机组超出30 MW，共有150 MW的上调量需求，要通过联络线传递到提供省，使得提供省的联络线计划值由原来的100 MW叠加为250 MW。

设提供省的情况也由5个风电场和5台300 MW火电机组组成。由于实际负荷较计划增加50 MW，于是提供省第一级基准出力是在5台火电机组计划值上平均各增加10 MW，达到240 MW。考虑到提供省自身新能源电场实际出力较计划共增加50 MW，这样每台火电的第二级基准出力为230 MW。最后考虑联络线计划上调50 MW至250 MW后，各机组平均出力应为260 MW，每台机组恰好较第二级基准出力下调了30 MW，从而实现了上调需求的传递和分解。

邻省提供省间正调峰市场中需求省的正调峰需求情况见附表5，提供省的正调峰提供情况见附表6。

6 结语

本文旨在构建调峰与电能量市场的在线耦合模式：通过在线分割调峰和电能量市场边界，形成火电统一基准出力；即时计算积分贡献量和调峰市场价格直观反馈收益，促进发电主体改善调节效率；通过理清“省内调峰市场”和“省间调峰市场”的边界和启动传递条件，实现有序衔接。最后通过分析5种典型市场情况，验证了基于电能量和调峰市场耦合运作的新模式，在准确体现市场价值、提升调节效率和促进主体调节积极性方面具备的优越性。