兼容中長期實物合同的日前市場出清模型

張粒子，許傳龍，賀元康，劉瑞豐，陳天恩

（1. 華北電力大學電氣與電子工程學院，北京市102206；2. 國家電網有限公司西北分部，陜西省西安市710048）

0 引言

全球的電力市場化改革興起于20 世紀90 年代，經過30 多年的發展，歐洲、北美、澳大利亞、南美等多個國家或地區已經建立了相對完善的電力批發市場［1-3］，盡管各個國家或地區的電力市場設計存在明顯差異，但其共同特征是建立了分時定價的電力現貨市場［4］。2015 年3 月，中國開啟了新一輪的電力體制改革［5］，電改配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》要求在具備條件的地區開展電力現貨市場試點，并將電力市場模式分為分散式和集中式2 種［6］。

分散式和集中式市場模式最大的區別在于，前者允許市場主體簽訂中長期的實物合同，偏離中長期實物合同的發用電需求自愿參與日前、日內等現貨交易；而后者則要求市場主體必須全電量參與現貨交易，中長期交易只允許簽訂差價合同、電力期貨期權等金融性的合同。2 種市場模式并沒有絕對的優劣之分［7］，需要根據各地區的電源結構、電網特點、市場結構、管理體制等因素進行選擇。國內首批8 個現貨市場試點地區中，蒙西和福建選擇采用分散式市場模式，廣東、浙江等其他地區選擇采用集中式市場模式，各試點地區的現貨市場目前處于試運行和規則完善階段［8］。

關于現貨市場出清模型的研究，國內外的研究熱點主要是考慮風電［9-11］、儲能［12］、需求響應［13］、分布式能源［14-15］等新興市場主體的技術特點對傳統市場模型的出清機制或定價機制進行改進，相關模型僅考慮市場主體的現貨報價，不涉及與中長期實物合同的銜接問題。針對分散式市場模式現貨市場出清模型的研究，以介紹英國［16-19］、北歐［20-22］等歐洲國家或地區日前、日內市場以及實時平衡的運行機制和出清模型為主，這些采用分散式市場模式的國家或地區并未在其日前、日內現貨市場出清模型中考慮中長期實物合同的影響，而是由調度機構在實時平衡階段予以處理。文獻［23］借鑒北歐現貨市場的報價機制，構建了兼容不同類型塊交易的現貨市場出清模型，并提出了降低模型非線性程度的線性化建模方法，但模型并未考慮中長期實物合同交割對現貨市場出清的影響。對于中長期交易電量合同（不約定交易曲線）與現貨市場的銜接問題，文獻［24］建立了考慮中長期交易電量約束和風電出力波動性的日前市場出清模型。

針對中長期實物合同需要約定交易曲線的市場建設階段，本文在總結分析歐洲分散式市場模式現狀和現貨市場出清模型特點的基礎上，根據中國電力交易和調度管理運行體制與歐洲國家的差異，設計了一種日前現貨交易與中長期實物合同交割、電網阻塞管理協同優化的市場出清模型，并通過仿真算例，分析了文中模型對日前市場和實時平衡兩階段整體社會福利的影響，驗證了模型及機制的有效性和實用性。

1 歐洲分散式市場模式特點及其日前市場出清模型

分散式市場模式目前主要在歐洲國家和地區中應用。例如:英國允許在全國市場范圍內簽訂中長期實物雙邊合同；北歐劃分了15 個價區，各價區內部允許簽訂中長期實物雙邊合同。電力現貨交易中心負責組織日前和日內交易，針對中長期實物合同無法覆蓋的發用電需求，市場主體可以在日前和日內交易中提交次日各個時段的買電和賣電報價（hourly order），也可以將連續的幾個時段組合在一起，以時塊（block order）的形式進行報價。機組還可以通過關聯報價（linked order）、排他報價（exclusive order）等特殊的時塊報價體現自身的某些運行約束［25-26］。

英國的日前市場出清模型中，只考慮日前市場的買電和賣電報價進行市場出清，并不考慮中長期實物合同交割和電網運行約束的影響，當中長期實物合同及日前、日內市場出清結果對應的發電計劃與電網運行約束存在沖突時，由調度機構在實時運行階段通過平衡機制滾動處理［27］。北歐的日前市場出清模型與英國有所不同，考慮了價區間的輸電約束進行市場出清，當價區內部中長期實物合同及日前、日內市場出清結果對應的發電計劃與電網運行約束存在沖突時，由各國的調度機構在實時運行階段通過調節市場滾動處理。

目前，歐洲已經建立了涵蓋英國、北歐、中西歐等多個國家和地區在內的統一日前市場，其出清模型是以社會福利最大化為目標的混合整數二次規劃模型，主要考慮5 類約束:①市場供需平衡約束，即保證各時段買方和賣方中標電量的平衡；②報價約束，即確保中標結果滿足市場主體特殊類型報價的出清約束；③聯絡線或輸電斷面的輸電容量約束，即保障日前市場出清結果不超過相應輸電限制；④商業線路的輸電價格約束，即確保價區之間的價差能夠收回商業線路的輸電成本；⑤聯絡線或輸電斷面的爬坡約束，即保障相鄰時段輸電潮流的變化值不超過限值。歐洲統一日前市場采用自行開發的Euphemia 算法對模型進行求解［28］。

從電力交易和調度的管理體制來看，歐洲采用分散式市場模式的國家和地區，其中長期交易、現貨交易（日前和日內）和實時調度由不同的機構負責，電力現貨交易中心與其他機構之間無需或只需較少的信息交互，現貨交易品種的設計和組織十分靈活。但是，由于電力現貨交易中心既不掌握市場主體的中長期合同信息，也不掌握全面的電網運行信息，其現貨交易出清模型無法充分考慮中長期實物合同交割對電網運行的影響，現貨交易的出清結果在實際執行中可能會加劇電網阻塞，增加調度機構在實時平衡階段的調整成本。

2 日前市場出清模型設計

與歐洲有所不同，根據電改配套文件確定的中國電力交易和調度管理體制［29］中，電力交易機構主要負責組織中長期電力交易，電力調度機構主要負責組織現貨交易，交易機構與調度機構之間需要密切配合，充分考慮電力網架結構、安全供電標準、調度運行體系等實際情況，基于安全約束條件組織電力交易。因此，國內采用分散式市場模式的地區，很難直接應用歐洲分散式市場模式現行的日前市場出清模型，而是有必要在日前市場出清階段考慮中長期實物合同交割對電網運行的影響，對日前現貨交易、中長期實物合同交割和電網阻塞管理進行協同優化。

2.1 報價及出清機制

1）機組自主決定啟停機計劃，日前市場出清優化僅涉及增量開機、不涉及停機

日前市場開市前，簽有中長期實物合同的機組可自主選擇在某些時段停機運行，不參與相應時段的出清優化，對應的實物合同電量按日前市場出清價格購入，否則，市場出清系統默認簽有實物合同的機組在各時段開機運行，參與日前市場出清優化。沒有實物合同且處于停機狀態的機組可申報啟機報價及分段賣電報價，由市場出清模型決定其是否啟機運行。

啟機機組的實物合同位置（指與中長期實物合同約定交割電力相對應的機組各時段出力容量）在某些時段低于其最小出力時，市場出清系統自動將其實物合同位置調整為最小出力；相鄰時段實物合同位置不滿足機組爬坡約束時，市場出清系統自動將下一時段實物合同位置調整為滿足最大爬坡約束；實物合同位置調整引起的偏差電量，按日前市場的出清價格進行結算。對于風電、光伏等間歇性電源占比較高的電力系統，通常需要建立滾動交易的日內市場以促進可再生能源消納，機組有機會主動參與日內交易以滿足運行約束，此時的日前市場出清模型可以不再考慮機組爬坡和最大最小技術出力等運行約束。

2）實物合同位置作為日前市場出清的邊界條件，啟機機組需要同時申報反向交易報價

對于開機機組，其各時段實物合同位置由系統設為市場出清計算的邊界條件，剩余發電容量可申報分段賣電報價；開機機組需要同時申報各時段反向交易報價（即買電報價），報價容量不超過其相應時段實物合同位置與其最小技術出力之間的容量差值。簽訂實物合同的用戶可自愿申報反向交易報價（即賣電報價），報價容量不超過其相應時段的實物合同位置。

3）引入需求側靈活資源報價

與用戶側的反向交易報價不同，需求側靈活資源報價只申報負荷可下調容量、價格和可調節時長，但并不指定具體的投標時段，而是由日前市場出清模型根據社會福利最大化原則確定其最優中標時段。需求側靈活資源報價可以滿足可調節負荷參與日前市場的需要。

4）設置市場供需平衡松弛變量

日前市場出清模型中，當自主開機的機組最小出力之和超過某些低谷時段的系統負荷需求時，引入市場供需平衡松弛變量保證模型求解。日前市場出清后、實時市場運行前，由調度機構根據系統平衡需要決定是否購買停機服務或其他保障實時電力平衡的手段，產生的費用可以先從相應時段的日前市場電費結算盈余中支付，不足部分再由引起偏差的市場主體按責任大小承擔。

2.2 目標函數

模型以社會福利最大化為優化目標，可以對日前市場的電能與旋轉備用進行聯合優化出清。目標函數的具體數學表達式如下:

2.3 約束條件

1）機組和負荷中標電力的上下限約束式 中:Pi，t為t 時 段 機 組i 的 出 力；Ui為 機 組i 在Δt時段內的上爬坡速率；Di為機組i 在Δt 時段內的下 爬 坡 速 率；zi，t為 機 組 停 機 控 制0-1 變 量，zi，t=1表 示t 時 段 機 組i 執 行 停 機 操 作，否 則 為0；Pstart，i和Pshut，i分別為啟動功率速度限制和停機功率速度限制。

5）啟停機邏輯約束

當機組運行狀態ui，t發生變化時，式（6）可以確保yi，t和zi，t取正確的 值。

7）需求側靈活資源報價運行約束

式中:Tm為第m 個需求側靈活資源的可調節時長。

8）系統電力平衡約束

9）系統旋轉備用需求約束

10）網絡傳輸約束

式中:fmaxl為第l 條線路的潮流傳輸極限；模型中潮流的求解采用直流潮流算法，Se，l為第e 個節點注入功率對第l 條線路潮流的靈敏度；Pe，net為第e 個節點的凈注入功率；n 為節點數。

分析上述日前市場出清模型的目標函數和約束條件可知，該模型為混合整數線性規劃模型，本文采用GAMS 編程求解。

3 算例仿真

采用圖1 所示的IEEE 30 節點標準測試系統對本文模型進行仿真分析。日前市場的定價機制一般分為系統邊際電價、分區邊際電價和節點邊際電價3 種，分別適用于不同阻塞情況下的電網結構。為便于分析，本文算例不對電網模型進行簡化，直接采用節點邊際電價進行分析。

圖1 IEEE 30 節點系統Fig.1 IEEE 30-bus system

3.1 仿真結果

基于圖1 所示的仿真系統，對以下4 種場景下的日前市場出清結果進行分析:①網絡無輸電容量約束，6 臺機組全部決定開機運行，即場景1；②網絡無輸電容量約束，機組5 決定停機運行，即場景2；③網絡存在輸電容量約束，6 臺機組全部決定開機運行，即場景3；④網絡存在輸電容量約束，機組5 決定停機運行，即場景4。

4 種場景中各節點的負荷報價數據、開機機組報價數據、雙邊合同數據、負荷預測數據等保持不變，各場景下的日前市場安全約束機組組合（security constrained unit commitment，SCUC）優化結果、發電側各機組中標結果及各節點邊際出清價格分別如圖2、圖3 和圖4 所示。

圖2 日前市場SCUC 結果Fig.2 SCUC results of day-ahead market

圖3 發電側日前市場中標結果Fig.3 Bidding results of day-ahead market at generation side

圖4 日前市場出清價格Fig.4 Clearing price of day-ahead market

在場景1 和場景3 中，時段3、時段4 的市場出清價格均為日前市場最低限價-300 元/（MW·h），這是由于模型求解引入了供需平衡松弛變量。以場景3 的時段4 為例，6 臺機組在時段4 全部決定開機運行，機組最小出力之和為117 MW；負荷側與各機組簽訂的中長期實物合同在時段4 合計為99 MW，負荷側在日前市場時段4 申報的增量用電合計為12 MW，即負荷側在日前市場時段4 的總用電需求僅為111 MW，與系統機組最小出力之和117 MW存在矛盾；市場出清模型引入了6 MW 的虛擬負荷保障模型出清，并將市場出清價格設為價格下限-300 元/（MW·h）。對于時段4 中長期實物合同位置小于最小出力的機組，為避免停機運行引起更大的損失，需要按市場出清價格向市場運營機構支付費用。市場運營機構在日前市場結束后根據不斷更新的電力平衡預測情況，可以選擇購買停機服務或調用儲能、需求響應等手段保障實時電力平衡。

3.2 結果分析

仿真結果表明，本文日前市場出清模型能夠滿足不同運行場景的需要，實現基于機組運行約束的中長期實物合同出力調整、基于阻塞管理的中長期實物合同出力調整、基于帕累托改進的發電權轉讓交易。

1）基于機組運行約束的中長期實物合同出力調整。由于機組之間發電成本存在差異且市場競爭力不同，在日前市場開市前，部分機組簽訂的中長期實物合同可能無法滿足其部分時段的運行約束，通過文中模型可以使其以最優的市場價格滿足運行約束。以場景2 中的時段4 為例，6 臺機組的最小運行出力要求分別為50、20、15、10、10、12 MW，各機組在時段4 的雙邊合同電力分別為60、12、10、5、4、8 MW。除機組G1 外，其他機組均無法滿足最小運行出力需要。日前市場出清后，負荷側中標凈值12 MW，機組G5 在時段4 中標-4 MW 實現停機運行，機組G2、G3、G4、G6 在時段4 分別中標8、5、5、4 MW 滿足最小出力運行，而機組G1 中標-6 MW滿足系統平衡需要。時段4 的市場出清價格為180 元/（MW·h），為機組G1 在50～60 MW 容量段的反向交易報價，也即機組G1 的報價決定了市場出清價格，其他機組因運行約束而強制中標的電量只能作為價格接受者。

2）基于帕累托改進的發電權轉讓交易。由于存在信息壁壘和市場博弈，中長期實物合同并不一定由成本最低的機組獲得，因而完全按照中長期實物合同形成的日前發電計劃進行調度實際上無法實現系統發電成本的最小化。對于已經簽訂的中長期實物合同，通過文中模型可以實現低成本機組對高成本機組的替代發電，提高電力系統運行的經濟性。以場景2 中的時段8 為例，6 臺機組在時段4 的雙邊合同電力分別為120、30、25、12、10、18 MW，均能滿足自身最小運行出力需要。其中，機組G1 在120～170 MW、170～190 MW、190～200 MW 容量區間的賣電報價分別為200、230、270 元/（MW·h），機組G2 在20～30 MW 區間的買電報價為205 元/（MW·h），機組G3 在15～25 MW 區間的買電報價為210 元/（MW·h），機組G4 在10～12 MW區 間 的 買 電 報 價 為245 元/（MW·h），機 組G6 在12～18 MW 區間的買電報價為235 元/（MW·h）。機組G2、G3、G4、G6 的 買 電 報 價 均 高 于G1 在 第1 段容量區間的賣電報價，在經濟性上具有通過發電權交易實現帕累托改進的空間。日前市場出清后，負荷側在時段8 中標凈值13 MW，機組G5 中標-10 MW 實現停機運行，機組G2 中標-9 MW出力運行點降至21 MW，機組G3、G4、G6 分別中標-10、-2、-6 MW 降至最小出力運行，而機組G1 中標50 MW 滿足系統供需平衡，市場出清價格為205 元/（MW·h）。

3）基于阻塞管理的中長期實物合同出力調整。由于中長期實物合同簽訂時無法考慮全部的電網運行約束，機組按照中長期實物合同形成的日前發電計劃可能在部分時段與電網運行約束存在矛盾，通過文中模型能夠以最小的成本調整機組中長期實物合同出力以滿足電網運行約束?？紤]到基于阻塞管理的實物合同出力調整與基于帕累托改進的發電權交易在日前市場出清優化時通常同時發生，在圖2所示的多節點環網仿真系統中難以單獨分析其機理，采用圖5 所示的雙節點系統進行闡釋。機組G1和G2 與負荷L 在T 時段分別簽訂了120 MW 和60 MW 的雙邊實物合同。負荷L 預測該時段的總用電需求為190 MW，其在日前市場中的買電報價為300 元/（MW·h），需 求 為10 MW；機 組G1 在120～150 MW 區間的日前市場賣電報價為250 元/（MW·h）、在50～120 MW 容量區間的買電報價為180 元/（MW·h）；機組G2 在60～100 MW 區間的日前市場賣電報價為280 元/（MW·h），在50～60 MW 區間的買電報價為220 元/（MW·h）。日前市場出清后，G1 中標-20 MW，所在節點出清價格為180 元/（MW·h）；G2 中標30 MW，所在節點出清價格為280 元/（MW·h），該時段的電費結算盈余為-2 000 元，即阻塞管理成本為2 000 元。

圖5 雙節點示例系統Fig.5 Two-bus example system

3.3 電費結算

4 種場景下日前市場的電費結算情況如表1所示。

表1 日前市場電費結算Table 1 Electricity bill settlement of day-ahead market

場景1 中，時段3 和時段4 的擬開機機組最小出力之和超過了系統負荷需求，市場出清價格設為價格下限（-300 元/（MW·h）），對于最小出力高于雙邊合同電力的機組，超出的電量以負的市場價格賣出，導致電費結算盈余為正。

場景2 中，機組5 決定停機運行，各時段均能實現電力供需平衡，且買賣雙方均按系統邊際電價進行結算，電費收支平衡，結算盈余為零。

場景3 和場景4 中，部分時段發生線路阻塞，節點之間存在價差，結算后產生阻塞盈余。需要說明的是，場景3 和場景4 中的電費結算盈余涵蓋了中長期實物合同阻塞管理引起的成本，當阻塞管理成本過高時，會出現電費結算盈余為負的情形。

3.4 模型對比

仍以IEEE 30 節點系統為例，選取場景4，從市場出清結果和社會福利兩方面對比分析本文模型與歐洲現行模型的差異。模型對比基于以下共同前提:①日前市場只開展電能量交易；②市場主體在2 種模型中的報價策略保持不變；③負荷的實時用電需求與日前預測相同；④實時平衡機制以調整成本最小化為目標，按報價結算平衡服務電量。2 種模型的出清結果分別如表2 和表3 所示，表中數據為各時段的累計數據。

表2 歐洲現行模型出清結果Table 2 Clearing results of European existing model

表3 本文模型出清結果Table 3 Clearing results of proposed model

日前市場中標電量方面，2 種模型的市場出清結果存在較大差異:歐洲現行模型主要由價格較低的機組G1 獲得；本文模型考慮了中長期實物合同交割對電網運行的影響，線路傳輸能力限制了機組G1 的中標電量，機組G2 和G3 的中標電量則相應增加。由于日前市場中標電量的不同，導致2 種模型形成的日前發電計劃存在顯著差異。

實時平衡服務的調用方面，當負荷側實時用電需求與日前預測相同時，本文模型形成的日前發電計劃無須額外調用平衡服務，而歐洲現行模型形成的日前發電計劃在實時運行階段則需要購買較多的平衡服務電量以滿足電網運行約束。實時發電量發面，在報價策略保持一致的情況下，各機組在2 種模型下最終的實時發電量相差很小。

如表4 所示，對2 種模型的社會福利情況進行了對比。本文日前市場出清模型中，報價低的機組受電網運行約束的限制不一定能夠完全中標，日前市場的社會福利小于歐洲現行模型。但是，在實時運行階段，歐洲現行模型形成的日前發電計劃產生了較高的調整成本（即結算虧空），無論由發電側還是用戶側承擔這部分成本均會造成社會福利的損失。綜合考慮日前市場和實時調整兩階段的整體社會福利，本文模型要優于歐洲現行模型。

表4 社會福利比較Table 4 Comparison of social welfare

4 結語

隨著中國電力現貨市場建設工作的不斷深化，部分現貨試點地區未來可能采用允許中長期實物合同的分散式市場模式，由于電力交易與調度管理體制的差異，歐洲分散式市場模式現行的日前市場出清模型難以在國內直接應用。

本文設計了一種日前現貨交易與中長期實物合同交割、電網阻塞管理協同優化的市場出清模型，與中國的電力交易與調度管理體制具有良好的銜接性。多場景的仿真算例表明，該模型能夠滿足不同市場運行場景的需要，具有較強的實用性和靈活性。與歐洲分散式市場模式現行日前市場出清模型的算例對比表明，該模型能夠有效提高日前市場出清結果的可執行性，減少實時平衡機制的調整成本，提高日前市場和實時平衡兩階段的整體社會福利。考慮到中長期實物合同阻塞管理成本對日前市場運行效率的影響，本文模型的應用存在局限性，主要適用于電網阻塞較少或易于劃分阻塞斷面的電力系統，以便于在中長期實物交易環節考慮關鍵斷面約束進行安全校核，降低日前市場阻塞管理成本。此外，日前市場通過反向交易報價進行中長期實物合同阻塞管理時，部分機組可能利用其位置優勢通過策略性報價行使市場力，后續需要進一步研究相關的市場力管控機制。

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