促进新能源消纳的省间、省内两级电力现货市场运行机制

陈艺华，张 炜，张成刚，乌鹏涛

（国网陕西省电力公司，陕西省西安市 710048）

0 引言

近年来，以风电和光伏为主的清洁能源在中国迅速发展［1-2］。风电、光伏的装机容量均已位列世界第一。截至2020 年底，中国新能源装机容量为535 GW，占比已达24.31%。中国向全球承诺，二氧化碳排放量争取于2030 年前达到峰值，努力争取在2060 年前实现碳中和［3］。为达成此目标，在后续相当长一段时间内，中国均会大力推进新能源的并网。到2030 年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能总装机容量将达到1200 GW 以上［3］。最大化消纳新能源将是电网运行长期面临的一项艰巨任务，也是未来电力现货市场的核心目标［4］。建立网源协调机制，充分挖掘潜力，优化市场规则，提升消纳能力，是适应新能源快速发展形势亟待解决的问题。

新能源消纳不能仅局限于本省范围，一方面是由于各省自身能力有限，另一方面，中国各区域、各省的资源分布、装机、负荷特性存在一定的差异及互补性，互相配合，协同消纳潜力巨大。在促进新能源消纳方面，电能市场与辅助服务市场虽然交易标的物不同，但都是有效手段。在现货市场尚未全面开展的情况下，为解决新能源消纳难题，西北区域调峰辅助服务市场率先建立，自2018 年11 月28 日开始试运行。2020 年西北区域调峰辅助服务市场累计出清352 天，占全部天数的96.2%。通过省间调峰交易增发新能源5 380 GW·h，新能源利用率提升3%。在区域省间调峰辅助服务市场基础上，各省也纷纷建立了省内调峰辅助服务市场，有效利用省内调峰资源。2020 年西北区域省间、省内两级调峰辅助服务市场共计增发新能源10 445 GW·h，补偿费用26 亿元，在新能源消纳方面发挥了巨大作用。但市场建设周期短，机制在运行过程中尚有部分功能存在改进空间。此外，省间、省内两级市场交叉运行，由此产生的市场衔接及运营管理问题需要提升。

新能源消纳及电力市场建设是近年来电网运行面临的重大问题，许多学者针对电网调峰、现货市场设计等方面进行了深入研究。新能源的高渗透率和冬季供热机组的供热约束是导致电网调峰问题的主要因素，文献［5-6］对其影响进行了深入分析。文献［7］利用网省两级电网的负荷和电源互补性来提升调峰能力。文献［8］提出了热电联产机组参与调峰的新模式。在调峰机制设计方面，许多学者对区域或省级电网的调峰需求［9］、调节模式［10-13］、调峰效果［14-15］方面进行了讨论。在现货市场机制建设方面，文献［16-18］总结了国外现货市场特点，并提出了中国的建设思路。文献［19］研究了富余可再生能源跨区现货交易的方式。文献［20］对现货市场的增量优化与全电量优化模式进行了比较。文献［21］研究了考虑多日机组组合的日前市场出清策略。上述研究对现货电能市场和省级调峰辅助服务市场建设提供了有益的参考。但针对中国区域市场现状所开展的两级现货市场方面的研究还不充分。

伴随着中国电力市场建设进程的不断加快，已有部分省份开始试点省级现货市场。现货市场在实现电能价格发现、帮助新能源消纳的同时，也应当与辅助服务市场协同建设，实现省间与省内市场、电能与辅助服务市场、日前与实时市场等多维度、多层次的深度统筹，有效利用市场信息，提高市场运行效率。本文在分析西北区域省间调峰辅助服务市场现有运行机制存在问题的基础上，构建了基于最大化消纳新能源的省间、省内两级电力现货市场协调运行机制。并针对西北区域电网实际系统进行算例仿真，验证了所提机制的正确性和有效性。

1 现有两级调峰辅助服务市场协调存在的问题

西北区域省间调峰辅助服务市场是由国家电网西北分部组织陕、甘、青、宁、新五省（区）电力公司共同参与，依托各省省内调峰辅助服务市场，搭建形成的区域内调峰资源省间交易平台。区域省间调峰辅助服务市场可以实现西北五省（区）的调峰资源与调峰需求的区域内优化配置，有效提高新能源的消纳能力。

省间调峰辅助服务市场的调峰资源提供方为西北调控分中心在各省的直调火电机组。调峰需求方为存在新能源消纳困难的西北五省（区）网内的新能源场站，市场初期由省级调控中心代理各新能源场站提报调峰需求。各省调预测本省有调峰需求时，首先启动省内调峰辅助服务市场，如果仍无法消纳本省新能源，则提交跨省调峰需求至省间调峰辅助服务市场，寻求邻省调峰资源支持，由西北分中心组织其直调火电机组完成省间调峰辅助服务市场出清。通过省内与省间两级调峰辅助服务市场，实现区域调峰资源共享及充分利用。

省间调峰辅助服务市场出清结果通过省间联络线曲线、机组发电曲线下达，省内调峰辅助服务市场出清结果通过机组发电曲线下达。

在两级市场中，西北调控分中心直调火电机组在参与省内调峰辅助服务市场的同时也参与省间调峰辅助服务市场。为保证省内调峰资源优先为本省所用，避免出现省内弃电的同时又在消纳省外新能源的情况，落实新能源消纳“先省内、后省外”主体责任，各省调可基于预测数据在日前及日内环节提出本省分中心直调机组的调峰容量占用，被申请占用的调峰容量将被预留来参与省内调峰辅助服务市场而不再参与省间调峰辅助服务市场。省间调峰辅助服务市场运行流程如图1 所示。

省间调峰辅助服务市场的占用机制保证了参与省间调峰的分中心直调机组优先参与省内调峰。但省调在日前或日内环节提交的调峰容量占用可能由于新能源出力预测及负荷预测的偏差，在实时环节不再需要该调峰容量，但已被占用的这一部分调峰容量将不再参与省间调峰，无法为邻省需求方利用，可能造成调峰资源的浪费。

图1 省间调峰辅助服务市场运行流程Fig.1 Operation process of inter-provincial peak regulation auxiliary service market

当前机制保证了本省优先、区域共享的调峰辅助服务市场运营原则，在优先消纳新能源方面做出了很大的贡献。但也存在明显的问题：①两级市场衔接方式不够优化，为了保证“先省内、后省外”的调峰资源利用次序，使用了人工干预的“调峰占用”措施。对机制的市场化运行产生了影响；②相应调度机构为最大化消纳新能源，主动代理新能源，作为“调峰占用”的执行者，未体现出新能源的市场主体作用；③“调峰占用”的核心目标是为了消纳超出预测水平的新能源，部分情况下，由于预测偏差可能造成调峰资源的浪费，但机制中未设计新能源的担责环节，造成责权界面不清；④当前机制可以适应电网调峰缺口不大的情况，后期，随着新能源投运规模的进一步扩大，电网调峰缺口将不断增加，需要建立责权清晰的市场化规则，促进新能源企业通过市场化的方式为其预测偏差承担责任。

以上以西北区域现行省间、省内两级调峰辅助服务市场运行实际为例，阐述了两级市场协调运行的重要性。在一个完整的电力现货市场中，省间与省内市场、电能与辅助服务市场、日前与日内市场的衔接协调将更为复杂，需要在市场设计环节，着眼关键细节，进行深入的研究和思考。

2 电力现货市场协调运行机制设计

随着中国电力市场建设进程的不断推进，现货市场将取代调度计划成为保证电力平衡、促进新能源消纳的平台。

目前，中国电力现货市场建设主要分为省间和省内两级市场，两级市场均包含电能市场和辅助服务市场，按时间周期分为日前、日内、实时市场［21］。如何实现电能市场与辅助服务市场的耦合搭建，省间市场与省内市场协调配合，日前市场与日内市场有序衔接，是电力现货市场实践中亟待解决的问题。

本文结合中国电网运行的实际情况以及现货市场建设现状，提炼出市场机制设计时应参照的几条原则：

1）省间市场出清结果，包括电能及辅助服务出清结果，作为省内市场的边界条件，按物理合同执行，以便于省内市场随后得以顺利出清。

2）省间市场基于本省电力电量平衡的预测结果开展，其交易结果作为省内市场出清的边界条件，时序上应先于省内市场［22］。

3）在电网阻塞普遍存在、新能源预测精度还需提高的现状下，不具备中长期合约分解曲线作为物理合同执行的条件，不宜采用分散式市场结构模式。省内现货市场中电能市场采取集中式全电量竞价出清模式［19］，中长期合约为金融合同并进行曲线分解，仅作为结算依据，不进行物理执行，在此基础上，根据日前、日内、实时市场出清结果，与中长期合约分解曲线进行偏差结算。

4）省内辅助服务市场基于省内电能市场出清结果开展，日前、日内预出清，实时环节正式出清，根据实际执行结果结算。

按照以上原则，确定了“先省间、后省内”“先电能、后辅助服务”的现货市场交易次序。当然，现货交易的开展是基于对本省电力、电量平衡状况的预测，在交易开展过程中，还需要根据预测多次反复迭代、精确协调统筹，最终达到社会价值最大化的目标。

2.1 市场运行方式

2.1.1 市场运行流程

现货市场中电能市场与调峰辅助服务市场运行流程如图2 所示，电能市场与调峰辅助服务市场、省间与省内市场在多个环节相互耦合。

1）日前市场

图2 电能市场与调峰辅助服务市场运行流程Fig.2 Operation process of energy market and peak regulation auxiliary service market

在市场运行流程及时序安排方面，日前环节，省间、省内电能市场与辅助服务市场协调配合、逐步递进，实现新能源最大程度消纳。首先，市场参与的发电机组（火电及新能源机组）申报报价信息，新能源企业申报出力预测。新能源与火电机组同等参与市场竞价出清，不设定优先消纳政策。随后，省内电能市场据此计算系统机组组合，安排次日开机方式，同时可根据计算的系统平衡结果判断是否能够实现新能源的有效消纳并预出清。电能市场预出清后，因系统下备用不足而导致的无法消纳的新能源量即为系统调峰需求。如果存在无法消纳的富余新能源，第1 步在省间电能市场提交电能交易需求，通过省间交易促进富余新能源的进一步消纳。待市场出清后，第2 步根据交易结果重新核算省内调峰需求并预出清。如无省间调峰需求，则可在预留省内调峰需求的容量后，释放省内深度调峰机组的剩余调峰容量参与省间调峰市场，帮助邻省进行新能源消纳。在省间市场出清的调峰容量不会在省内调峰辅助服务市场重复出清。如有省间调峰需求，则提交省间调峰申请，出清后，形成省间联络线曲线，作为省内市场开展的边界条件。第3 步，开展省内电能市场。第4 步，开展省内调峰市场。以上出清结果形成发电机组日前发电曲线。

2）日内及实时市场

日内、实时市场在时间尺度上更加贴近实际运行时刻Tr，时间窗口短，涉及环节多，紧密衔接才能实现电能、调峰资源的优化配置。首先，在Tr−120时刻，更新新能源超短期预测、负荷预测，基于日前市场出清结果，计算Tr时刻的平衡情况，并进行省内预出清。如存在无法消纳的富余新能源，第1 步在省间电能市场提交交易需求。待市场出清后，第2 步在Tr−90 时刻再次测算本省调峰电力平衡，如有省间调峰需求，提交省间调峰申请，如有富余调峰资源，则释放其参加跨省调峰辅助服务市场，帮助邻省实施调峰。省间调峰市场出清后，形成省间联络线曲线，作为省内现货市场开展的边界条件。第3步，Tr−60 时刻，对省内电能市场进行出清。第4步，Tr−30 时刻，在以上各类出清的基础上，对省内调峰辅助服务进行出清，形成发电曲线下达机组执行，完成日内市场结果下达。第5 步，在实时环节，15 min 以内，择期开展1 次或2 次新能源应急交易。市场具体运行流程如图3 所示。

图3 日内及实时市场运行流程Fig.3 Operation process of intra-day and real-time markets

以上给出了电力现货市场中省间电能交易、省间调峰交易、省内电能交易、省内调峰交易、实时应急交易这5 个步骤的运行流程及节点任务。在不同节点，分别提供了不同的途径来促进新能源最大化消纳，通过对两级市场的时序、交易类型进行耦合优化，形成了清晰、有序的市场运行流程。

要全方位实现新能源的最大化消纳，还需要建立相应的配套规则，在配套规则的设计方面，需要考虑在各个步骤均能促进新能源消纳。同时，还应考虑新能源预测偏差的应对机制，在电网消纳空间允许的情况下，为不同周期超预测的新能源报价出清提供可能性，做到新能源消纳度电必争。配套规则中，应特别做好新能源电价体系的设计，引导新能源企业不断强化预测水平，提高新能源可控性，降低其随机性、波动性对系统运行的影响。

2.1.2 市场交易品种协调配合

现货市场中电能市场与调峰、调频2 种辅助服务市场可能产生联系，必须明确划分不同交易品种的界线，以确保各类交易能够清晰区分结算。同时，考虑到火电机组要承担电网运行的转动惯量，保证基础出力，且在后续发展中，会长期利用小时偏低，为保证其长周期的安全可靠运行，设计市场机制时应考虑保留调峰辅助服务市场，通过市场由新能源和负荷率较高的火电机组向参与深度调峰的火电进行一定补偿，以满足其良性发展需要。电能市场与调峰辅助服务市场区分以基准出力为线，根据系统运行需要划定基础调峰率，确定基准出力，高于基准出力的在电能市场出清，低于基准出力的，在辅助服务市场出清。调频市场仅在实时环节出清，实时市场中三者出清先后顺序为电能市场、调峰辅助服务市场、调频市场，通过出清顺序实现3 种交易的精准区分，同时应建立相应的偏差处理规则，合理解决实际执行结果与出清结果的偏差。

2.2 市场主体职责

省间、省内两级电力市场的设计、运行、管理、参与等不同环节涉及多方主体［21］，其中市场的总体建设目标与交易机制设计由政府部门确定，电网公司调控中心负责市场的组织与管理，发电企业按照市场规则参与交易，提供申报信息，服从调度机构统一调度。

在市场运行中，调控中心保障系统供需平衡和电网安全，组织各市场成员按照市场规则有序参与市场交易，披露和发布规定的市场信息，校核电网安全边际，监测并执行交易结果。省间电力市场由国调中心（区域分中心）负责组织和管理，省内电力市场由省级电网公司调控中心负责组织和管理，各发电企业作为市场参与者直接在不同市场中申报交易需求。省间、省内两级市场耦合运行时，省级调控中心既作为省内市场的管理者组织省内发电企业参与交易，维护电网稳定运行，同时负责统筹省内发用电平衡情况，根据实际需求组织发电企业参与省间市场，通过省间交易进一步促进新能源的有效消纳。

在两级市场信息交互方面，国调中心（区域分中心）和省级调控中心具有不同的主体责任，需要相互协调配合完成市场衔接。省际联络线是省间交易在省级电网落地的传递媒介，省间交易将会改变联络线曲线，省际联络线曲线作为省内电能市场的边界条件，必须先确定，之后才能完成省内现货市场出清，所以在市场时序安排上，省间市场必须先于省内市场出清。为了保证市场各环节的有序衔接，国调中心（区域分中心）应考虑市场组织的时间、系统出清时间，在省间电能现货交易及省间调峰辅助服务交易确认后及时下发联络线曲线。考虑到多级联动协调信息量大，省间交易出清结果可于D−2 日下达（其中D表示现货市场运行日）。

参与市场交易的发电企业包含火电企业和新能源企业。2 类企业根据各自机组特性按照要求申报电能市场的报价信息，其中新能源企业还需申报出力预测作为其机组出力上限。为促进新能源健康有序发展，培养市场参与意识，赋予2 类企业相同的市场权利和职责，在市场报价和出清时不对新能源机组制定优先消纳政策。

2.3 新能源预测偏差处理

新能源出力的不确定性是电力现货市场中的重要变量之一，一套最利于新能源消纳的完整市场机制，必须包含新能源预测偏差处理规则，对新能源预测的准确率进行有效的管理，理清责权界面，为市场的有序开展打好基础。

以日内市场为例，Tr−120 和Tr−90 时刻分别提供了通过省间电能市场和省间调峰辅助服务市场消纳本省富余新能源的途径，出清结果通过省间联络线曲线下达；Tr−60 和Tr−30 时刻分别提供了通过省内电能市场消纳新能源的途径，出清结果通过发电机组出力曲线下达。

上述每一个时刻点均需要更新新能源预测值，但各时刻点的交易组织不会重复，而是按序递进。主要考虑到新能源特别是风电的短期波动性，市场运行的有序性及反复迭代影响系统效率，各环节无法消纳的新能源仅考虑在本环节及之后的环节消纳，预测偏差集中到实时应急交易环节统一处理。

在理想的现货市场中，新能源预测准确率较高，省间、省内市场有足够的消纳能力，则通过以上4 个环节完全可以消纳本省的新能源。但实际情况是新能源预测准确率还有待提高，偏差处理环节非常必要。如果4 个环节交易完成后，仍存在无法消纳的新能源，在15 min 内增加应急交易，一方面实现最大化消纳，另一方面对其预测偏差予以管理。按照省内电能市场、省内辅助服务市场、省间电能市场、省间辅助服务市场的次序出清，此时应考虑以较低的电价开展交易，尽力促成交易达成，如果其交易不积极，应采取强制出清方式，先行消纳，事后低价结算。如果4 个环节交易完成后，新能源出力未达到预测值，造成电力供应缺口，规则设计中应考虑新能源以较高价格购电以补充其出力缺口，如果其不主动购电，则采取事后强制方式，令其强迫高价购电。

应急交易规则的设计，主要还是考虑最大化利用市场空间增加消纳量，同时对于新能源预测偏差通过电价规则进行一定惩罚。

2.4 机制设计特点

基于前文所述，本文建立的省间、省内两级电力现货市场协调运行机制，包含日前、日内及实时这3 个时间尺度，涉及电能和调峰辅助服务这2 类交易品种。对比现行方式，该机制在结合西北地区电网运行特点的基础上，以电网电力平衡为基础，以市场交易为手段，通过各环节间优化配置，有序衔接，不仅可以很好地解决本文第1 章所述当前机制存在的4 点问题，还能够促进新能源的最大化消纳。与现行机制对比如下：

1）本文所提机制构建了包含省间、省内，日前、日内、实时，电能市场与辅助服务市场的完整电力现货市场的衔接协调运行机制，现行的市场仅有调峰辅助服务市场而未包含电能市场。

2）本文所提机制所有环节均通过市场方式运行，避免了人工主观干预形式的“调峰占用”。

3）各新能源企业负责各自的市场报价，主动参与市场交易，体现其市场主体的权利。

4）本文所提机制设计了新能源的预测偏差处理方法，明晰了新能源作为市场参与者所应承担的权责。

5）本文所提机制预测偏差处理方案通过合理的奖惩机制可以促进新能源预测精度的提升。

3 现货市场出清模型

以包含电能市场和调峰辅助服务市场的现货市场为例给出市场出清模型。电能市场中，参与现货市场的发电机组申报电能报价，市场以购电成本最小为目标，考虑断面约束以及机组性能约束，构建统一出清模型。调峰辅助服务市场中，具备调节能力的火电机组申报调峰报价，市场根据系统调峰需求，考虑断面约束以及机组性能约束，构建统一出清模型。

3.1 电能市场模型

3.1.1 电能市场模型目标函数

1）日前市场

单边市场环境下，社会总价值最大即通过购电成本最小体现。本文以市场总购电成本最小为目标函数，因日前市场需要考虑机组开机情况，目标函数中考虑机组启停成本，报价低的机组应当优先中标，具体数学模型如下：

式中：N为参与现货市场的发电机组数量；M为机组报价总段数；T为总时段数；Pi，s，t为机组i在时段t的分段s的中标电力；Ci，s为机组i申报的分段s对应的价格；为火电机组i的启停成本；Ii，t为火电机组i在时段t的运行状态（0-1 变量）。

2）日内及实时市场

以市场总购电成本最小为目标函数，报价低的机组应当优先中标［23］，具体数学模型如下：

3.1.2 电能市场模型约束条件

1）负荷平衡约束

每个交易时段，应保证系统负荷供需平衡：

式中：Dt为时段t的系统负荷需求。

2）机组运行约束

发电机组出力满足其最大、最小技术出力：

式中：Pi，min和Pi，max分别为机组i的最小、最大技术出力。

3）火电机组爬坡率约束

火电机组在一个时段内的出力增减量需要满足机组的技术爬坡速率技术约束：

4）系统备用容量约束

各个时段的开机机组出力必须根据一定的备用比例满足系统的正负备用约束：

5）传输断面约束

对于时段t，在断面f上流过的有功潮流应不大于该断面稳定限额的上限值，不小于断面稳定限额的下限值：

3.1.3 电能市场模型应用场景

根据第2 章所建立的两级市场运行机制，在日前、日内及实时市场环节中均需要进行省间、省内的电能市场出清。省间与省内市场所采用的出清模型相同，仅参与的机组信息及断面边界条件数据存在差异。日前环节电能市场需要确定机组开机情况，因此目标函数中需考虑机组启停成本。模型目标函数为式（1），约束条件为式（3）—式（11）。日内及实时市场，机组开机情况已确定，模型目标函数为式（2），约束条件为式（3）—式（9）。

3.2 调峰辅助服务市场模型

3.2.1 调峰辅助服务市场模型目标函数

交易中，电网作为调峰需求方不申报价格，市场价格即调峰机组提供调峰容量获得的补偿价格，因此以总调峰成本最小为目标［10］。报价低的机组应当优先中标，具体数学模型如下：

3.2.2 调峰辅助服务市场模型约束条件

1）调峰需求平衡约束

每个交易时段，应保证市场总中标调峰容量与系统调峰需求平衡：

式中：Ut为时段t的系统调峰需求。

2）机组运行约束

根据各火电机组调峰能力，可得到其中标调峰容量应不大于其最大深度调峰能力：

3）机组爬坡率约束

式（5）和式（6）所示机组爬坡率约束同样适用于调峰辅助服务市场。

4）传输断面约束

式（9）所示传输断面约束同样适用于调峰辅助服务市场。

3.2.3 调峰辅助服务市场模型应用场景

根据第2 章所建立的两级市场运行机制，在日前、日内及实时市场环节中均需要进行省间、省内的调峰辅助服务市场出清。其中，日前、日内及实时市场所采用的出清模型及数据形式均相同；省间与省内市场所采用的出清模型相同，仅参与的机组信息及断面边界条件数据存在差异。

4 算例分析

本文以陕西省2020 年6 月夏季典型日的电网运行数据为研究对象，基于本文建立的两级电力市场机制，分析省间与省内市场、电能与调峰辅助服务市场如何相互协调配合实现新能源最大化消纳。

省级现货市场参与的火电机组容量为18 000 MW，风电机组最大出力为1 500 MW，光伏电站最大出力为3 000 MW。系统96 点负荷曲线如图4 所示。省内火电机组可提供的深度调峰容量为650 MW。由于日前市场与日内市场运行流程相似，本算例以日内市场为例进行仿真计算验证。

图4 负荷曲线Fig.4 Load curve

1）模式1：两级市场协调配合

根据市场运行流程，首先在Tr−120 时刻进行系统电力平衡计算，由平衡结果可得到系统Tr时刻无法消纳的新能源富余电力（对24 h 市场运行结果进行分析），如图5 所示。

图5 系统富余新能源Fig.5 Surplus renewable energy of system

由图5 可见，凌晨02：15—05：30、中午11：00—16：00 系统下备用不足，存在无法消纳的富余新能源。按照市场交易流程，针对上述时段申请省间电能现货交易。交易结果如表1 所示。

表1 省间电能现货交易Table 1 Inter-provincial energy spot trading

开展省间电能现货交易之后，省内仍有部分时段的新能源无法消纳，按照市场交易流程应当随后开展省间调峰辅助。申请调峰需求前，应当根据省间电能市场交易结果以及省内机组深度调峰能力核算调峰容量缺额，据此在Tr−90 时刻前申请省间调峰辅助服务。其中省内机组最大调峰容量为650 MW。根据核算，在03：30—4：30、12：15—14：00 等新能源大发时段，系统仍存在省间调峰需求。根据两级市场交易流程，申请跨省调峰支援。通过省间调峰辅助服务市场交易，邻省可提供的调峰容量最大为290 MW，省内剩余的富余新能源得到有效消纳。同时，对于除03：30—04：30、12：15—14：00 之外的其他时段，省内调峰容量在满足本省需求外仍存在调峰空间，有调峰裕度的深度调峰机组可以参与省间调峰辅助服务市场，为邻省新能源消纳提供支撑。

省间调峰辅助服务市场出清后，分中心下发省际联络线，作为省内电能市场出清的边界条件。随后，在Tr−60 时刻省内电能市场出清，确定机组出力。由省内电能市场计算的电力平衡结果可以确定无法消纳的富余新能源电量，根据这一结果在Tr−30 时刻启动省内调峰辅助服务市场，进行深度调峰，市场出清结果见附录A 图A1。

经过上述两级市场各项交易流程，省内全部富余新能源在日内市场环节成功被消纳，具体消纳结果见附录A 图A2。可见根据本文构建的省间、省内两级市场相互协调配合，通过多个市场在时序上的有效衔接，逐步实现了新能源的最大化消纳。

日内市场结束后，Tr−15 时刻再次更新新能源超短期预测出力，根据各市场出清结果再次校核系统电力平衡，如果新能源超短期预测出力较之前预测结果发生调整，偏差量将影响系统平衡和新能源消纳。如果新能源出力较前期预测增加，将开启应急交易促进新能源消纳。新能源超短期预测出力偏差及应急交易结果见附录A 图A3。从图中可以看出，03：45—04：30 及13：00—14：15 这2 个时段因为系统调峰手段用尽，已无法进一步消纳新能源，将产生弃电。

2）模式2：两级市场时序错配

考虑两级市场间按照非最优的方式进行衔接的情况，第1 步开展省内调峰辅助服务交易，第2 步开展省内电能现货交易，第3 步开展省间调峰辅助服务交易，第4 步开展省间电能现货交易。

首先，进行省内调峰辅助服务交易，交易结果见附录A 图A4。与模式1 中省内调峰辅助服务市场交易结果（附录A 图A1）对比可见，市场出清电量在部分时段有所增加，因为在该场景中省内调峰辅助服务为最先采用的手段。

下一步进行省内电能现货交易市场出清，确定各机组出力。随后开展省间调峰辅助服务交易，出清结果见附录A 图A5，与模式1 的省间调峰辅助服务市场交易结果基本相同。此时，通过省内调峰辅助服务市场与省间调峰辅助服务市场交易已完成全部富余新能源的消纳，无需开展省间电能现货交易。

经过两级多市场的递次交易，富余新能源的消纳结果见附录A 图A6。从图中可见，由于首先开展省内调峰辅助服务市场交易，当富余新能源小于省内最大调峰容量（650 MW）时，可通过省内机组调峰完成富余新能源的消纳。其余时段无法消纳的部分再进一步通过省间调峰辅助服务市场和省间电能现货交易市场予以解决。对比2 种不同市场运行模式下的消纳结果，可见模式2 将模式1 中的省间电能现货交易量通过省内调峰辅助服务予以消纳。但深度调峰会提高火电机组运行费用，使得市场总体成本增加，社会福利减少，产生了能源资源的浪费。此外，模式2 中首先进行省内交易再进行省间交易，省间交易完成后只是对省际联络线进行了修改，并未直接对应到各机组出力，需要重新迭代省内电能市场，增加市场衔接流程。

通过上述对不同两级多市场不同时序方式下市场运行结果的模拟对比分析可见，不同的市场安排方式对电网运行会产生很大影响。本文建立的省间、省内两级电力市场协调运行机制可以实现各市场间的时序优化衔接以及调峰资源的有效利用，实现新能源的最大化消纳。

5 结语

本文基于中国新能源消纳任务艰巨的发展趋势，在分析西北区域现行两级调峰辅助服务市场运行机制存在问题的基础上，提出了未来区域电网省间、省内两级电力市场协调运行中的关键问题及解决措施，建立了以最大化消纳新能源为目标的市场间优化协调机制。通过某省级电力市场实际运行数据，对本文提出的两级市场协调机制进行了模拟计算和对比分析，验证了设计机制的有效性。对中国以新能源最大化消纳为目标的电力现货市场机制设计有参考和指导意义。

本文结合中国当前电力市场发展情况，对电能市场与辅助服务市场按照解耦出清考虑。在此基础上，两市场耦合出清并且引入用户侧参与市场是进一步的研究方向。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。