促進新能源消納的省間、省內兩級電力現貨市場運行機制

陳藝華，張 煒，張成剛，烏鵬濤

（國網陜西省電力公司，陜西省西安市 710048）

0 引言

近年來，以風電和光伏為主的清潔能源在中國迅速發展［1-2］。風電、光伏的裝機容量均已位列世界第一。截至2020 年底，中國新能源裝機容量為535 GW，占比已達24.31%。中國向全球承諾，二氧化碳排放量爭取于2030 年前達到峰值，努力爭取在2060 年前實現碳中和［3］。為達成此目標，在后續相當長一段時間內，中國均會大力推進新能源的并網。到2030 年，中國非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能總裝機容量將達到1200 GW 以上［3］。最大化消納新能源將是電網運行長期面臨的一項艱巨任務，也是未來電力現貨市場的核心目標［4］。建立網源協調機制，充分挖掘潛力，優化市場規則，提升消納能力，是適應新能源快速發展形勢亟待解決的問題。

新能源消納不能僅局限于本省范圍，一方面是由于各省自身能力有限，另一方面，中國各區域、各省的資源分布、裝機、負荷特性存在一定的差異及互補性，互相配合，協同消納潛力巨大。在促進新能源消納方面，電能市場與輔助服務市場雖然交易標的物不同，但都是有效手段。在現貨市場尚未全面開展的情況下，為解決新能源消納難題，西北區域調峰輔助服務市場率先建立，自2018 年11 月28 日開始試運行。2020 年西北區域調峰輔助服務市場累計出清352 天，占全部天數的96.2%。通過省間調峰交易增發新能源5 380 GW·h，新能源利用率提升3%。在區域省間調峰輔助服務市場基礎上，各省也紛紛建立了省內調峰輔助服務市場，有效利用省內調峰資源。2020 年西北區域省間、省內兩級調峰輔助服務市場共計增發新能源10 445 GW·h，補償費用26 億元，在新能源消納方面發揮了巨大作用。但市場建設周期短，機制在運行過程中尚有部分功能存在改進空間。此外，省間、省內兩級市場交叉運行，由此產生的市場銜接及運營管理問題需要提升。

新能源消納及電力市場建設是近年來電網運行面臨的重大問題，許多學者針對電網調峰、現貨市場設計等方面進行了深入研究。新能源的高滲透率和冬季供熱機組的供熱約束是導致電網調峰問題的主要因素，文獻［5-6］對其影響進行了深入分析。文獻［7］利用網省兩級電網的負荷和電源互補性來提升調峰能力。文獻［8］提出了熱電聯產機組參與調峰的新模式。在調峰機制設計方面，許多學者對區域或省級電網的調峰需求［9］、調節模式［10-13］、調峰效果［14-15］方面進行了討論。在現貨市場機制建設方面，文獻［16-18］總結了國外現貨市場特點，并提出了中國的建設思路。文獻［19］研究了富余可再生能源跨區現貨交易的方式。文獻［20］對現貨市場的增量優化與全電量優化模式進行了比較。文獻［21］研究了考慮多日機組組合的日前市場出清策略。上述研究對現貨電能市場和省級調峰輔助服務市場建設提供了有益的參考。但針對中國區域市場現狀所開展的兩級現貨市場方面的研究還不充分。

伴隨著中國電力市場建設進程的不斷加快，已有部分省份開始試點省級現貨市場。現貨市場在實現電能價格發現、幫助新能源消納的同時，也應當與輔助服務市場協同建設，實現省間與省內市場、電能與輔助服務市場、日前與實時市場等多維度、多層次的深度統籌，有效利用市場信息，提高市場運行效率。本文在分析西北區域省間調峰輔助服務市場現有運行機制存在問題的基礎上，構建了基于最大化消納新能源的省間、省內兩級電力現貨市場協調運行機制。并針對西北區域電網實際系統進行算例仿真，驗證了所提機制的正確性和有效性。

1 現有兩級調峰輔助服務市場協調存在的問題

西北區域省間調峰輔助服務市場是由國家電網西北分部組織陜、甘、青、寧、新五省（區）電力公司共同參與，依托各省省內調峰輔助服務市場，搭建形成的區域內調峰資源省間交易平臺。區域省間調峰輔助服務市場可以實現西北五省（區）的調峰資源與調峰需求的區域內優化配置，有效提高新能源的消納能力。

省間調峰輔助服務市場的調峰資源提供方為西北調控分中心在各省的直調火電機組。調峰需求方為存在新能源消納困難的西北五省（區）網內的新能源場站，市場初期由省級調控中心代理各新能源場站提報調峰需求。各省調預測本省有調峰需求時，首先啟動省內調峰輔助服務市場，如果仍無法消納本省新能源，則提交跨省調峰需求至省間調峰輔助服務市場，尋求鄰省調峰資源支持，由西北分中心組織其直調火電機組完成省間調峰輔助服務市場出清。通過省內與省間兩級調峰輔助服務市場，實現區域調峰資源共享及充分利用。

省間調峰輔助服務市場出清結果通過省間聯絡線曲線、機組發電曲線下達，省內調峰輔助服務市場出清結果通過機組發電曲線下達。

在兩級市場中，西北調控分中心直調火電機組在參與省內調峰輔助服務市場的同時也參與省間調峰輔助服務市場。為保證省內調峰資源優先為本省所用，避免出現省內棄電的同時又在消納省外新能源的情況，落實新能源消納“先省內、后省外”主體責任，各省調可基于預測數據在日前及日內環節提出本省分中心直調機組的調峰容量占用，被申請占用的調峰容量將被預留來參與省內調峰輔助服務市場而不再參與省間調峰輔助服務市場。省間調峰輔助服務市場運行流程如圖1 所示。

省間調峰輔助服務市場的占用機制保證了參與省間調峰的分中心直調機組優先參與省內調峰。但省調在日前或日內環節提交的調峰容量占用可能由于新能源出力預測及負荷預測的偏差，在實時環節不再需要該調峰容量，但已被占用的這一部分調峰容量將不再參與省間調峰，無法為鄰省需求方利用，可能造成調峰資源的浪費。

圖1 省間調峰輔助服務市場運行流程Fig.1 Operation process of inter-provincial peak regulation auxiliary service market

當前機制保證了本省優先、區域共享的調峰輔助服務市場運營原則，在優先消納新能源方面做出了很大的貢獻。但也存在明顯的問題：①兩級市場銜接方式不夠優化，為了保證“先省內、后省外”的調峰資源利用次序，使用了人工干預的“調峰占用”措施。對機制的市場化運行產生了影響；②相應調度機構為最大化消納新能源，主動代理新能源，作為“調峰占用”的執行者，未體現出新能源的市場主體作用；③“調峰占用”的核心目標是為了消納超出預測水平的新能源，部分情況下，由于預測偏差可能造成調峰資源的浪費，但機制中未設計新能源的擔責環節，造成責權界面不清；④當前機制可以適應電網調峰缺口不大的情況，后期，隨著新能源投運規模的進一步擴大，電網調峰缺口將不斷增加，需要建立責權清晰的市場化規則，促進新能源企業通過市場化的方式為其預測偏差承擔責任。

以上以西北區域現行省間、省內兩級調峰輔助服務市場運行實際為例，闡述了兩級市場協調運行的重要性。在一個完整的電力現貨市場中，省間與省內市場、電能與輔助服務市場、日前與日內市場的銜接協調將更為復雜，需要在市場設計環節，著眼關鍵細節，進行深入的研究和思考。

2 電力現貨市場協調運行機制設計

隨著中國電力市場建設進程的不斷推進，現貨市場將取代調度計劃成為保證電力平衡、促進新能源消納的平臺。

目前，中國電力現貨市場建設主要分為省間和省內兩級市場，兩級市場均包含電能市場和輔助服務市場，按時間周期分為日前、日內、實時市場［21］。如何實現電能市場與輔助服務市場的耦合搭建，省間市場與省內市場協調配合，日前市場與日內市場有序銜接，是電力現貨市場實踐中亟待解決的問題。

本文結合中國電網運行的實際情況以及現貨市場建設現狀，提煉出市場機制設計時應參照的幾條原則：

1）省間市場出清結果，包括電能及輔助服務出清結果，作為省內市場的邊界條件，按物理合同執行，以便于省內市場隨后得以順利出清。

2）省間市場基于本省電力電量平衡的預測結果開展，其交易結果作為省內市場出清的邊界條件，時序上應先于省內市場［22］。

3）在電網阻塞普遍存在、新能源預測精度還需提高的現狀下，不具備中長期合約分解曲線作為物理合同執行的條件，不宜采用分散式市場結構模式。省內現貨市場中電能市場采取集中式全電量競價出清模式［19］，中長期合約為金融合同并進行曲線分解，僅作為結算依據，不進行物理執行，在此基礎上，根據日前、日內、實時市場出清結果，與中長期合約分解曲線進行偏差結算。

4）省內輔助服務市場基于省內電能市場出清結果開展，日前、日內預出清，實時環節正式出清，根據實際執行結果結算。

按照以上原則，確定了“先省間、后省內”“先電能、后輔助服務”的現貨市場交易次序。當然，現貨交易的開展是基于對本省電力、電量平衡狀況的預測，在交易開展過程中，還需要根據預測多次反復迭代、精確協調統籌，最終達到社會價值最大化的目標。

2.1 市場運行方式

2.1.1 市場運行流程

現貨市場中電能市場與調峰輔助服務市場運行流程如圖2 所示，電能市場與調峰輔助服務市場、省間與省內市場在多個環節相互耦合。

1）日前市場

圖2 電能市場與調峰輔助服務市場運行流程Fig.2 Operation process of energy market and peak regulation auxiliary service market

在市場運行流程及時序安排方面，日前環節，省間、省內電能市場與輔助服務市場協調配合、逐步遞進，實現新能源最大程度消納。首先，市場參與的發電機組（火電及新能源機組）申報報價信息，新能源企業申報出力預測。新能源與火電機組同等參與市場競價出清，不設定優先消納政策。隨后，省內電能市場據此計算系統機組組合，安排次日開機方式，同時可根據計算的系統平衡結果判斷是否能夠實現新能源的有效消納并預出清。電能市場預出清后，因系統下備用不足而導致的無法消納的新能源量即為系統調峰需求。如果存在無法消納的富余新能源，第1 步在省間電能市場提交電能交易需求，通過省間交易促進富余新能源的進一步消納。待市場出清后，第2 步根據交易結果重新核算省內調峰需求并預出清。如無省間調峰需求，則可在預留省內調峰需求的容量后，釋放省內深度調峰機組的剩余調峰容量參與省間調峰市場，幫助鄰省進行新能源消納。在省間市場出清的調峰容量不會在省內調峰輔助服務市場重復出清。如有省間調峰需求，則提交省間調峰申請，出清后，形成省間聯絡線曲線，作為省內市場開展的邊界條件。第3 步，開展省內電能市場。第4 步，開展省內調峰市場。以上出清結果形成發電機組日前發電曲線。

2）日內及實時市場

日內、實時市場在時間尺度上更加貼近實際運行時刻Tr，時間窗口短，涉及環節多，緊密銜接才能實現電能、調峰資源的優化配置。首先，在Tr?120時刻，更新新能源超短期預測、負荷預測，基于日前市場出清結果，計算Tr時刻的平衡情況，并進行省內預出清。如存在無法消納的富余新能源，第1 步在省間電能市場提交交易需求。待市場出清后，第2 步在Tr?90 時刻再次測算本省調峰電力平衡，如有省間調峰需求，提交省間調峰申請，如有富余調峰資源，則釋放其參加跨省調峰輔助服務市場，幫助鄰省實施調峰。省間調峰市場出清后，形成省間聯絡線曲線，作為省內現貨市場開展的邊界條件。第3步，Tr?60 時刻，對省內電能市場進行出清。第4步，Tr?30 時刻，在以上各類出清的基礎上，對省內調峰輔助服務進行出清，形成發電曲線下達機組執行，完成日內市場結果下達。第5 步，在實時環節，15 min 以內，擇期開展1 次或2 次新能源應急交易。市場具體運行流程如圖3 所示。

圖3 日內及實時市場運行流程Fig.3 Operation process of intra-day and real-time markets

以上給出了電力現貨市場中省間電能交易、省間調峰交易、省內電能交易、省內調峰交易、實時應急交易這5 個步驟的運行流程及節點任務。在不同節點，分別提供了不同的途徑來促進新能源最大化消納，通過對兩級市場的時序、交易類型進行耦合優化，形成了清晰、有序的市場運行流程。

要全方位實現新能源的最大化消納，還需要建立相應的配套規則，在配套規則的設計方面，需要考慮在各個步驟均能促進新能源消納。同時，還應考慮新能源預測偏差的應對機制，在電網消納空間允許的情況下，為不同周期超預測的新能源報價出清提供可能性，做到新能源消納度電必爭。配套規則中，應特別做好新能源電價體系的設計，引導新能源企業不斷強化預測水平，提高新能源可控性，降低其隨機性、波動性對系統運行的影響。

2.1.2 市場交易品種協調配合

現貨市場中電能市場與調峰、調頻2 種輔助服務市場可能產生聯系，必須明確劃分不同交易品種的界線，以確保各類交易能夠清晰區分結算。同時，考慮到火電機組要承擔電網運行的轉動慣量，保證基礎出力，且在后續發展中，會長期利用小時偏低，為保證其長周期的安全可靠運行，設計市場機制時應考慮保留調峰輔助服務市場，通過市場由新能源和負荷率較高的火電機組向參與深度調峰的火電進行一定補償，以滿足其良性發展需要。電能市場與調峰輔助服務市場區分以基準出力為線，根據系統運行需要劃定基礎調峰率，確定基準出力，高于基準出力的在電能市場出清，低于基準出力的，在輔助服務市場出清。調頻市場僅在實時環節出清，實時市場中三者出清先后順序為電能市場、調峰輔助服務市場、調頻市場，通過出清順序實現3 種交易的精準區分，同時應建立相應的偏差處理規則，合理解決實際執行結果與出清結果的偏差。

2.2 市場主體職責

省間、省內兩級電力市場的設計、運行、管理、參與等不同環節涉及多方主體［21］，其中市場的總體建設目標與交易機制設計由政府部門確定，電網公司調控中心負責市場的組織與管理，發電企業按照市場規則參與交易，提供申報信息，服從調度機構統一調度。

在市場運行中，調控中心保障系統供需平衡和電網安全，組織各市場成員按照市場規則有序參與市場交易，披露和發布規定的市場信息，校核電網安全邊際，監測并執行交易結果。省間電力市場由國調中心（區域分中心）負責組織和管理，省內電力市場由省級電網公司調控中心負責組織和管理，各發電企業作為市場參與者直接在不同市場中申報交易需求。省間、省內兩級市場耦合運行時，省級調控中心既作為省內市場的管理者組織省內發電企業參與交易，維護電網穩定運行，同時負責統籌省內發用電平衡情況，根據實際需求組織發電企業參與省間市場，通過省間交易進一步促進新能源的有效消納。

在兩級市場信息交互方面，國調中心（區域分中心）和省級調控中心具有不同的主體責任，需要相互協調配合完成市場銜接。省際聯絡線是省間交易在省級電網落地的傳遞媒介，省間交易將會改變聯絡線曲線，省際聯絡線曲線作為省內電能市場的邊界條件，必須先確定，之后才能完成省內現貨市場出清，所以在市場時序安排上，省間市場必須先于省內市場出清。為了保證市場各環節的有序銜接，國調中心（區域分中心）應考慮市場組織的時間、系統出清時間，在省間電能現貨交易及省間調峰輔助服務交易確認后及時下發聯絡線曲線。考慮到多級聯動協調信息量大，省間交易出清結果可于D?2 日下達（其中D表示現貨市場運行日）。

參與市場交易的發電企業包含火電企業和新能源企業。2 類企業根據各自機組特性按照要求申報電能市場的報價信息，其中新能源企業還需申報出力預測作為其機組出力上限。為促進新能源健康有序發展，培養市場參與意識，賦予2 類企業相同的市場權利和職責，在市場報價和出清時不對新能源機組制定優先消納政策。

2.3 新能源預測偏差處理

新能源出力的不確定性是電力現貨市場中的重要變量之一，一套最利于新能源消納的完整市場機制，必須包含新能源預測偏差處理規則，對新能源預測的準確率進行有效的管理，理清責權界面，為市場的有序開展打好基礎。

以日內市場為例，Tr?120 和Tr?90 時刻分別提供了通過省間電能市場和省間調峰輔助服務市場消納本省富余新能源的途徑，出清結果通過省間聯絡線曲線下達；Tr?60 和Tr?30 時刻分別提供了通過省內電能市場消納新能源的途徑，出清結果通過發電機組出力曲線下達。

上述每一個時刻點均需要更新新能源預測值，但各時刻點的交易組織不會重復，而是按序遞進。主要考慮到新能源特別是風電的短期波動性，市場運行的有序性及反復迭代影響系統效率，各環節無法消納的新能源僅考慮在本環節及之后的環節消納，預測偏差集中到實時應急交易環節統一處理。

在理想的現貨市場中，新能源預測準確率較高，省間、省內市場有足夠的消納能力，則通過以上4 個環節完全可以消納本省的新能源。但實際情況是新能源預測準確率還有待提高，偏差處理環節非常必要。如果4 個環節交易完成后，仍存在無法消納的新能源，在15 min 內增加應急交易，一方面實現最大化消納，另一方面對其預測偏差予以管理。按照省內電能市場、省內輔助服務市場、省間電能市場、省間輔助服務市場的次序出清，此時應考慮以較低的電價開展交易，盡力促成交易達成，如果其交易不積極，應采取強制出清方式，先行消納，事后低價結算。如果4 個環節交易完成后，新能源出力未達到預測值，造成電力供應缺口，規則設計中應考慮新能源以較高價格購電以補充其出力缺口，如果其不主動購電，則采取事后強制方式，令其強迫高價購電。

應急交易規則的設計，主要還是考慮最大化利用市場空間增加消納量，同時對于新能源預測偏差通過電價規則進行一定懲罰。

2.4 機制設計特點

基于前文所述，本文建立的省間、省內兩級電力現貨市場協調運行機制，包含日前、日內及實時這3 個時間尺度，涉及電能和調峰輔助服務這2 類交易品種。對比現行方式，該機制在結合西北地區電網運行特點的基礎上，以電網電力平衡為基礎，以市場交易為手段，通過各環節間優化配置，有序銜接，不僅可以很好地解決本文第1 章所述當前機制存在的4 點問題，還能夠促進新能源的最大化消納。與現行機制對比如下：

1）本文所提機制構建了包含省間、省內，日前、日內、實時，電能市場與輔助服務市場的完整電力現貨市場的銜接協調運行機制，現行的市場僅有調峰輔助服務市場而未包含電能市場。

2）本文所提機制所有環節均通過市場方式運行，避免了人工主觀干預形式的“調峰占用”。

3）各新能源企業負責各自的市場報價，主動參與市場交易，體現其市場主體的權利。

4）本文所提機制設計了新能源的預測偏差處理方法，明晰了新能源作為市場參與者所應承擔的權責。

5）本文所提機制預測偏差處理方案通過合理的獎懲機制可以促進新能源預測精度的提升。

3 現貨市場出清模型

以包含電能市場和調峰輔助服務市場的現貨市場為例給出市場出清模型。電能市場中，參與現貨市場的發電機組申報電能報價，市場以購電成本最小為目標，考慮斷面約束以及機組性能約束，構建統一出清模型。調峰輔助服務市場中，具備調節能力的火電機組申報調峰報價，市場根據系統調峰需求，考慮斷面約束以及機組性能約束，構建統一出清模型。

3.1 電能市場模型

3.1.1 電能市場模型目標函數

1）日前市場

單邊市場環境下，社會總價值最大即通過購電成本最小體現。本文以市場總購電成本最小為目標函數，因日前市場需要考慮機組開機情況，目標函數中考慮機組啟停成本，報價低的機組應當優先中標，具體數學模型如下：

式中：N為參與現貨市場的發電機組數量；M為機組報價總段數；T為總時段數；Pi，s，t為機組i在時段t的分段s的中標電力；Ci，s為機組i申報的分段s對應的價格；為火電機組i的啟停成本；Ii，t為火電機組i在時段t的運行狀態（0-1 變量）。

2）日內及實時市場

以市場總購電成本最小為目標函數，報價低的機組應當優先中標［23］，具體數學模型如下：

3.1.2 電能市場模型約束條件

1）負荷平衡約束

每個交易時段，應保證系統負荷供需平衡：

式中：Dt為時段t的系統負荷需求。

2）機組運行約束

發電機組出力滿足其最大、最小技術出力：

式中：Pi，min和Pi，max分別為機組i的最小、最大技術出力。

3）火電機組爬坡率約束

火電機組在一個時段內的出力增減量需要滿足機組的技術爬坡速率技術約束：

4）系統備用容量約束

各個時段的開機機組出力必須根據一定的備用比例滿足系統的正負備用約束：

5）傳輸斷面約束

對于時段t，在斷面f上流過的有功潮流應不大于該斷面穩定限額的上限值，不小于斷面穩定限額的下限值：

3.1.3 電能市場模型應用場景

根據第2 章所建立的兩級市場運行機制，在日前、日內及實時市場環節中均需要進行省間、省內的電能市場出清。省間與省內市場所采用的出清模型相同，僅參與的機組信息及斷面邊界條件數據存在差異。日前環節電能市場需要確定機組開機情況，因此目標函數中需考慮機組啟停成本。模型目標函數為式（1），約束條件為式（3）—式（11）。日內及實時市場，機組開機情況已確定，模型目標函數為式（2），約束條件為式（3）—式（9）。

3.2 調峰輔助服務市場模型

3.2.1 調峰輔助服務市場模型目標函數

交易中，電網作為調峰需求方不申報價格，市場價格即調峰機組提供調峰容量獲得的補償價格，因此以總調峰成本最小為目標［10］。報價低的機組應當優先中標，具體數學模型如下：

3.2.2 調峰輔助服務市場模型約束條件

1）調峰需求平衡約束

每個交易時段，應保證市場總中標調峰容量與系統調峰需求平衡：

式中：Ut為時段t的系統調峰需求。

2）機組運行約束

根據各火電機組調峰能力，可得到其中標調峰容量應不大于其最大深度調峰能力：

3）機組爬坡率約束

式（5）和式（6）所示機組爬坡率約束同樣適用于調峰輔助服務市場。

4）傳輸斷面約束

式（9）所示傳輸斷面約束同樣適用于調峰輔助服務市場。

3.2.3 調峰輔助服務市場模型應用場景

根據第2 章所建立的兩級市場運行機制，在日前、日內及實時市場環節中均需要進行省間、省內的調峰輔助服務市場出清。其中，日前、日內及實時市場所采用的出清模型及數據形式均相同；省間與省內市場所采用的出清模型相同，僅參與的機組信息及斷面邊界條件數據存在差異。

4 算例分析

本文以陜西省2020 年6 月夏季典型日的電網運行數據為研究對象，基于本文建立的兩級電力市場機制，分析省間與省內市場、電能與調峰輔助服務市場如何相互協調配合實現新能源最大化消納。

省級現貨市場參與的火電機組容量為18 000 MW，風電機組最大出力為1 500 MW，光伏電站最大出力為3 000 MW。系統96 點負荷曲線如圖4 所示。省內火電機組可提供的深度調峰容量為650 MW。由于日前市場與日內市場運行流程相似，本算例以日內市場為例進行仿真計算驗證。

圖4 負荷曲線Fig.4 Load curve

1）模式1：兩級市場協調配合

根據市場運行流程，首先在Tr?120 時刻進行系統電力平衡計算，由平衡結果可得到系統Tr時刻無法消納的新能源富余電力（對24 h 市場運行結果進行分析），如圖5 所示。

圖5 系統富余新能源Fig.5 Surplus renewable energy of system

由圖5 可見，凌晨02：15—05：30、中午11：00—16：00 系統下備用不足，存在無法消納的富余新能源。按照市場交易流程，針對上述時段申請省間電能現貨交易。交易結果如表1 所示。

表1 省間電能現貨交易Table 1 Inter-provincial energy spot trading

開展省間電能現貨交易之后，省內仍有部分時段的新能源無法消納，按照市場交易流程應當隨后開展省間調峰輔助。申請調峰需求前，應當根據省間電能市場交易結果以及省內機組深度調峰能力核算調峰容量缺額，據此在Tr?90 時刻前申請省間調峰輔助服務。其中省內機組最大調峰容量為650 MW。根據核算，在03：30—4：30、12：15—14：00 等新能源大發時段，系統仍存在省間調峰需求。根據兩級市場交易流程，申請跨省調峰支援。通過省間調峰輔助服務市場交易，鄰省可提供的調峰容量最大為290 MW，省內剩余的富余新能源得到有效消納。同時，對于除03：30—04：30、12：15—14：00 之外的其他時段，省內調峰容量在滿足本省需求外仍存在調峰空間，有調峰裕度的深度調峰機組可以參與省間調峰輔助服務市場，為鄰省新能源消納提供支撐。

省間調峰輔助服務市場出清后，分中心下發省際聯絡線，作為省內電能市場出清的邊界條件。隨后，在Tr?60 時刻省內電能市場出清，確定機組出力。由省內電能市場計算的電力平衡結果可以確定無法消納的富余新能源電量，根據這一結果在Tr?30 時刻啟動省內調峰輔助服務市場，進行深度調峰，市場出清結果見附錄A 圖A1。

經過上述兩級市場各項交易流程，省內全部富余新能源在日內市場環節成功被消納，具體消納結果見附錄A 圖A2。可見根據本文構建的省間、省內兩級市場相互協調配合，通過多個市場在時序上的有效銜接，逐步實現了新能源的最大化消納。

日內市場結束后，Tr?15 時刻再次更新新能源超短期預測出力，根據各市場出清結果再次校核系統電力平衡，如果新能源超短期預測出力較之前預測結果發生調整，偏差量將影響系統平衡和新能源消納。如果新能源出力較前期預測增加，將開啟應急交易促進新能源消納。新能源超短期預測出力偏差及應急交易結果見附錄A 圖A3。從圖中可以看出，03：45—04：30 及13：00—14：15 這2 個時段因為系統調峰手段用盡，已無法進一步消納新能源，將產生棄電。

2）模式2：兩級市場時序錯配

考慮兩級市場間按照非最優的方式進行銜接的情況，第1 步開展省內調峰輔助服務交易，第2 步開展省內電能現貨交易，第3 步開展省間調峰輔助服務交易，第4 步開展省間電能現貨交易。

首先，進行省內調峰輔助服務交易，交易結果見附錄A 圖A4。與模式1 中省內調峰輔助服務市場交易結果（附錄A 圖A1）對比可見，市場出清電量在部分時段有所增加，因為在該場景中省內調峰輔助服務為最先采用的手段。

下一步進行省內電能現貨交易市場出清，確定各機組出力。隨后開展省間調峰輔助服務交易，出清結果見附錄A 圖A5，與模式1 的省間調峰輔助服務市場交易結果基本相同。此時，通過省內調峰輔助服務市場與省間調峰輔助服務市場交易已完成全部富余新能源的消納，無需開展省間電能現貨交易。

經過兩級多市場的遞次交易，富余新能源的消納結果見附錄A 圖A6。從圖中可見，由于首先開展省內調峰輔助服務市場交易，當富余新能源小于省內最大調峰容量（650 MW）時，可通過省內機組調峰完成富余新能源的消納。其余時段無法消納的部分再進一步通過省間調峰輔助服務市場和省間電能現貨交易市場予以解決。對比2 種不同市場運行模式下的消納結果，可見模式2 將模式1 中的省間電能現貨交易量通過省內調峰輔助服務予以消納。但深度調峰會提高火電機組運行費用，使得市場總體成本增加，社會福利減少，產生了能源資源的浪費。此外，模式2 中首先進行省內交易再進行省間交易，省間交易完成后只是對省際聯絡線進行了修改，并未直接對應到各機組出力，需要重新迭代省內電能市場，增加市場銜接流程。

通過上述對不同兩級多市場不同時序方式下市場運行結果的模擬對比分析可見，不同的市場安排方式對電網運行會產生很大影響。本文建立的省間、省內兩級電力市場協調運行機制可以實現各市場間的時序優化銜接以及調峰資源的有效利用，實現新能源的最大化消納。

5 結語

本文基于中國新能源消納任務艱巨的發展趨勢，在分析西北區域現行兩級調峰輔助服務市場運行機制存在問題的基礎上，提出了未來區域電網省間、省內兩級電力市場協調運行中的關鍵問題及解決措施，建立了以最大化消納新能源為目標的市場間優化協調機制。通過某省級電力市場實際運行數據，對本文提出的兩級市場協調機制進行了模擬計算和對比分析，驗證了設計機制的有效性。對中國以新能源最大化消納為目標的電力現貨市場機制設計有參考和指導意義。

本文結合中國當前電力市場發展情況，對電能市場與輔助服務市場按照解耦出清考慮。在此基礎上，兩市場耦合出清并且引入用戶側參與市場是進一步的研究方向。

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