發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模式設(shè)計(jì)

任景， 周鑫， 薛晨， 馬曉偉， 張小東， 吳春燕

(1. 國家電網(wǎng)有限公司西北分部，陜西 西安 710048；2. 北京清能互聯(lián)科技有限公司，北京 100084)

0 引言

新型電力系統(tǒng)核心特征在于新能源占據(jù)主導(dǎo)地位，高比例新能源的大規(guī)模并網(wǎng)將進(jìn)一步加劇新能源的消納壓力[1—3]。在“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)下，我國新能源裝機(jī)容量和占比都將快速增長，2030年風(fēng)電和太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量預(yù)計(jì)將超過12億kW[4]。為滿足高比例新能源的并網(wǎng)消納需求、最大程度降低棄風(fēng)棄光率，迫切需要充分挖掘系統(tǒng)中的靈活性調(diào)節(jié)資源。發(fā)電側(cè)由于受到機(jī)組出力限制以及機(jī)組自身性能的影響，可提供的調(diào)峰資源有限，難以為新型電力系統(tǒng)下的新能源消納提供足夠的空間[5]。為此，應(yīng)積極挖掘電力用戶的調(diào)峰潛力[6—7]，建立需求響應(yīng)市場化交易機(jī)制[8]，用市場化手段調(diào)動用戶側(cè)參與調(diào)峰輔助服務(wù)的積極性，從而引導(dǎo)用戶側(cè)資源公平、有序參與電網(wǎng)靈活互動。目前，相關(guān)學(xué)者對用戶側(cè)參與調(diào)峰的優(yōu)化調(diào)度策略[9—11]和發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的模式[12—17]進(jìn)行了研究。

調(diào)峰輔助服務(wù)市場是在我國尚未建設(shè)現(xiàn)貨市場時(shí)提出的，本質(zhì)仍是電能量市場。國外成熟電力市場并沒有調(diào)峰這一輔助服務(wù)品種，系統(tǒng)調(diào)峰問題主要通過現(xiàn)貨市場解決[18]。但是，我國火電機(jī)組中可作為靈活調(diào)節(jié)資源的燃?xì)鈾C(jī)組占比較少，不能頻繁啟停的燃煤機(jī)組占比較高，僅通過現(xiàn)貨市場無法解決調(diào)峰問題，仍需研究調(diào)峰輔助服務(wù)市場。如果現(xiàn)貨市場和調(diào)峰輔助服務(wù)市場先后獨(dú)立出清，調(diào)峰市場需以現(xiàn)貨市場出清結(jié)果為基礎(chǔ)。在調(diào)峰市場中，假如機(jī)組在某一時(shí)段本可調(diào)減出力進(jìn)行調(diào)峰，但由于受機(jī)組爬坡約束限制，調(diào)減出力之后的下一時(shí)段可能無法達(dá)到現(xiàn)貨出清的設(shè)定出力，從而失去該時(shí)段的調(diào)峰能力。調(diào)峰市場和現(xiàn)貨電能量市場聯(lián)合優(yōu)化，統(tǒng)一優(yōu)化目標(biāo)和約束條件可獲得更好的優(yōu)化結(jié)果，同時(shí)保證出清結(jié)果的可行性。

目前，相關(guān)學(xué)者對調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化的市場模式進(jìn)行了相關(guān)研究，包括考慮用戶側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式[19—20]和考慮發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式[21]。文獻(xiàn)[19]針對三北地區(qū)風(fēng)電消納問題，在電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了電力用戶參與風(fēng)電消納的日前市場模式，深入挖掘用戶側(cè)的調(diào)峰潛力，并設(shè)計(jì)了調(diào)峰成本在市場主體間的分?jǐn)倷C(jī)制。文獻(xiàn)[20]在安全約束機(jī)組組合(security constrained unit commitment，SCUC)模型的基礎(chǔ)上加入了用戶側(cè)互動負(fù)荷，形成發(fā)用電一體化調(diào)度計(jì)劃模型。文獻(xiàn)[21]設(shè)計(jì)了考慮火電機(jī)組深度調(diào)峰和可再生能源避免削減降價(jià)的日前市場機(jī)制，將可再生能源出讓的發(fā)電上網(wǎng)紅利補(bǔ)償給深度調(diào)峰的火電機(jī)組。

現(xiàn)有研究中，缺乏考慮發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)共同參與的調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模式。同時(shí)在用戶側(cè)參與調(diào)峰市場的相關(guān)研究中，沒有考慮儲能的參與，且對調(diào)節(jié)不同用戶側(cè)調(diào)峰資源的能力差異考慮不充分，未能精細(xì)且合理地挖掘用戶側(cè)調(diào)峰潛力。

為此，文中針對新能源大規(guī)模并網(wǎng)條件下電網(wǎng)調(diào)峰能力不足的問題，根據(jù)用戶是否具有跟蹤實(shí)時(shí)調(diào)度指令的能力，將用戶側(cè)調(diào)峰資源分為靈活調(diào)節(jié)用戶和非靈活調(diào)節(jié)用戶，在此基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)了一種發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式，將調(diào)峰輔助服務(wù)市場、新能源消納與現(xiàn)貨市場相結(jié)合，充分發(fā)揮常規(guī)機(jī)組和柔性負(fù)荷的調(diào)峰能力，提升新能源消納水平。

1 發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模式設(shè)計(jì)

1.1 基本原則

發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模式將現(xiàn)貨市場和調(diào)峰輔助服務(wù)市場進(jìn)行聯(lián)合出清，并在優(yōu)化時(shí)考慮新能源消納。火電機(jī)組、獨(dú)立儲能和用戶作為調(diào)峰輔助服務(wù)提供者，在調(diào)峰輔助服務(wù)市場中同臺競價(jià)。其中，用戶根據(jù)其是否具有跟蹤實(shí)時(shí)調(diào)度指令的能力，分為靈活調(diào)節(jié)用戶和非靈活調(diào)節(jié)用戶。火電機(jī)組、獨(dú)立儲能和靈活調(diào)節(jié)用戶按照實(shí)時(shí)市場出清結(jié)果執(zhí)行；非靈活調(diào)節(jié)用戶不參與實(shí)時(shí)市場，按照日前市場出清結(jié)果執(zhí)行，其日前市場出清結(jié)果作為實(shí)時(shí)市場的邊界條件。

1.2 交易申報(bào)

1.2.1 能量申報(bào)

火電機(jī)組在日前申報(bào)“電能量-價(jià)格”曲線時(shí)，最多可申報(bào)n段，每段需申報(bào)出力區(qū)間起點(diǎn)、出力區(qū)間終點(diǎn)以及該區(qū)間報(bào)價(jià)。每段報(bào)價(jià)均不可超過申報(bào)價(jià)格的上、下限。最小技術(shù)出力不為零的發(fā)電機(jī)組，第一段出力區(qū)間起點(diǎn)為機(jī)組的最小技術(shù)出力，最后一段出力區(qū)間終點(diǎn)為機(jī)組的最大技術(shù)出力。隨著出力增加，報(bào)價(jià)曲線必須單調(diào)非遞減。每段報(bào)價(jià)段的長度不能低于[(機(jī)組最大技術(shù)出力-機(jī)組最小技術(shù)出力)/n]%，這是為了防止機(jī)組進(jìn)行高價(jià)試探，對可申報(bào)高價(jià)的報(bào)價(jià)段區(qū)間終點(diǎn)和區(qū)間起點(diǎn)間的長度設(shè)置過長，抬高市場出清價(jià)格。

為了促進(jìn)新能源消納，在文中所設(shè)計(jì)的現(xiàn)貨市場模式下，風(fēng)電、光伏采用報(bào)量不報(bào)價(jià)的方式參與市場，按零價(jià)在現(xiàn)貨市場中優(yōu)先出清。

1.2.2 調(diào)峰申報(bào)

發(fā)電側(cè)主體和用戶側(cè)主體調(diào)峰均采用“階梯式”分檔報(bào)價(jià)，以“調(diào)峰貢獻(xiàn)-價(jià)格”曲線形式和報(bào)量報(bào)價(jià)方式來參與市場。

火電機(jī)組的調(diào)峰貢獻(xiàn)是最小技術(shù)出力以下的發(fā)電電力，日前在最小技術(shù)出力的基礎(chǔ)上，采用下調(diào)容量比率的形式報(bào)價(jià)，以k%額定容量作為一個報(bào)價(jià)區(qū)間，直至最小深調(diào)出力為止。用戶的調(diào)峰貢獻(xiàn)是負(fù)荷基準(zhǔn)以上的用電負(fù)荷，日前在負(fù)荷基準(zhǔn)的基礎(chǔ)上，采用上調(diào)用電負(fù)荷的形式報(bào)價(jià)，由用戶自行確定報(bào)價(jià)區(qū)間分段。獨(dú)立儲能采用充電負(fù)荷的方式進(jìn)行調(diào)峰貢獻(xiàn)，報(bào)價(jià)區(qū)間分段由獨(dú)立儲能自行確定。“調(diào)峰貢獻(xiàn)-價(jià)格”曲線為單調(diào)連續(xù)非遞減曲線，最多可分為m段，每段曲線包含調(diào)峰貢獻(xiàn)起點(diǎn)、終點(diǎn)以及該區(qū)間的報(bào)價(jià)。為了保障市場的穩(wěn)定運(yùn)行以及考慮到調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性，需對每段報(bào)價(jià)設(shè)置上、下限。

負(fù)荷基準(zhǔn)是用戶在正常無約束條件下負(fù)荷變動習(xí)慣的量化數(shù)據(jù)，是用于衡量用戶參與電力市場程度的基準(zhǔn)。為保證用戶側(cè)響應(yīng)的有效性，調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)在調(diào)峰輔助服務(wù)市場開展前對用戶側(cè)進(jìn)行負(fù)荷基準(zhǔn)測試，以驗(yàn)證其具有相對穩(wěn)定的用電規(guī)律，并要求用戶側(cè)依照測試負(fù)荷基準(zhǔn)進(jìn)行市場申報(bào)。

1.3 交易組織

1.3.1 日前市場交易組織

(1) 信息發(fā)布。日前市場開市前，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)發(fā)布交易的邊界條件、電網(wǎng)調(diào)峰需求等信息。

(2) 交易申報(bào)。火電機(jī)組進(jìn)行日前現(xiàn)貨市場申報(bào)；風(fēng)電、光伏申報(bào)出力預(yù)測曲線；有意參與深度調(diào)峰的火電機(jī)組、獨(dú)立儲能和用戶依據(jù)自身能力，進(jìn)行深度調(diào)峰交易申報(bào)。

(3) 日前市場出清。市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)執(zhí)行日前市場交易出清，生成交易出清結(jié)果，包括次日火電機(jī)組出力計(jì)劃及出清價(jià)格、深度調(diào)峰火電機(jī)組中標(biāo)調(diào)峰電量、獨(dú)立儲能中標(biāo)調(diào)峰電量、靈活調(diào)節(jié)用戶中標(biāo)調(diào)峰電量、非靈活調(diào)節(jié)用戶中標(biāo)調(diào)峰電量、深度調(diào)峰市場出清價(jià)格。

1.3.2 實(shí)時(shí)市場交易組織

(1) 交易申報(bào)。實(shí)時(shí)市場采用日前市場封存的報(bào)價(jià)信息進(jìn)行出清；風(fēng)電、光伏申報(bào)超短期出力預(yù)測曲線；非靈活調(diào)節(jié)用戶不參與實(shí)時(shí)市場，在日前市場的出清結(jié)果作為實(shí)時(shí)市場的邊界條件。

(2) 實(shí)時(shí)市場出清。市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)執(zhí)行實(shí)時(shí)市場交易出清，生成交易出清結(jié)果，包括未來2 h的火電機(jī)組出力計(jì)劃和出清價(jià)格、深度調(diào)峰火電機(jī)組中標(biāo)調(diào)峰電量、獨(dú)立儲能中標(biāo)調(diào)峰電量、靈活調(diào)節(jié)用戶中標(biāo)調(diào)峰電量、深度調(diào)峰市場出清價(jià)格。

2 發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模型

2.1 日前市場出清模型

2.1.1 目標(biāo)函數(shù)

目前市場出清模型的目標(biāo)函數(shù)如式(1)所示。

(1)

上述目標(biāo)函數(shù)有2層，火電機(jī)組的發(fā)電成本、啟停成本以及靈活調(diào)節(jié)用戶、非靈活調(diào)節(jié)用戶、獨(dú)立儲能、火電機(jī)組的調(diào)峰成本為第1層，棄風(fēng)、棄光懲罰為第2層，第2層的優(yōu)先級高于第1層的優(yōu)先級。設(shè)置棄風(fēng)棄光懲罰因子λ，使得優(yōu)先調(diào)用各種資源進(jìn)行調(diào)峰，最大化消納新能源，保障系統(tǒng)棄風(fēng)棄光電量最小。

2.1.2 約束條件

(1) 系統(tǒng)負(fù)荷平衡約束。

(2)

(2) 線路有功潮流約束。

(3)

(3) 火電機(jī)組約束。

(4)

式(4)為火電機(jī)組約束，當(dāng)火電機(jī)組未參與調(diào)峰，則只需滿足最大、最小技術(shù)出力約束；當(dāng)火電機(jī)組參與調(diào)峰，則要求火電機(jī)組的出力中標(biāo)量和調(diào)峰中標(biāo)量相加要等于機(jī)組的最小技術(shù)出力，且出力中標(biāo)量要大于最小深調(diào)出力。

(4) 其他約束條件。系統(tǒng)正備用容量約束、系統(tǒng)負(fù)備用容量約束、機(jī)組爬坡約束等約束條件與常規(guī)SCUC模型一致[22]，文中不再贅述。

2.2 實(shí)時(shí)市場出清模型

2.2.1 目標(biāo)函數(shù)

實(shí)時(shí)市場出清模型的目標(biāo)函數(shù)如式(5)所示。

(5)

非靈活調(diào)節(jié)用戶不參加實(shí)時(shí)市場，實(shí)時(shí)市場出清模型的目標(biāo)函數(shù)包括火電機(jī)組發(fā)電成本、靈活調(diào)節(jié)用戶調(diào)峰成本、獨(dú)立儲能調(diào)峰成本、火電機(jī)組深度調(diào)峰成本、棄風(fēng)、棄光懲罰。

2.2.2 約束條件

(1) 系統(tǒng)負(fù)荷平衡約束。

(6)

(2) 線路有功潮流約束。

(7)

與系統(tǒng)負(fù)荷平衡約束的區(qū)別類似，實(shí)時(shí)市場的線路有功潮流約束與日前市場的區(qū)別在于非靈活調(diào)節(jié)用戶的中標(biāo)調(diào)峰電力不再是決策變量。

(3) 火電機(jī)組約束。實(shí)時(shí)市場中，火電機(jī)組的出力上、下限約束條件與日前市場相同。

(4) 其他約束條件。機(jī)組爬坡約束等約束條件與常規(guī)安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型一致[22]，文中不再贅述。

3 發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場交易結(jié)算

3.1 現(xiàn)貨市場結(jié)算

火電機(jī)組在日前市場的出清電量按照日前市場的出清價(jià)格結(jié)算，實(shí)際執(zhí)行電量與日前市場出清電量的偏差部分按照實(shí)時(shí)市場出清價(jià)格結(jié)算。

(8)

3.2 調(diào)峰輔助服務(wù)市場結(jié)算

3.2.1 調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用結(jié)算

深度調(diào)峰采用邊際價(jià)格進(jìn)行結(jié)算，計(jì)算深度調(diào)峰市場每檔中最后一臺中標(biāo)火電機(jī)組/獨(dú)立儲能/用戶的報(bào)價(jià)，得到該檔的市場出清價(jià)。深度調(diào)峰火電機(jī)組和靈活調(diào)節(jié)用戶按照實(shí)時(shí)市場出清的中標(biāo)調(diào)峰電量和出清價(jià)格進(jìn)行結(jié)算；非靈活調(diào)節(jié)用戶按照日前市場出清的中標(biāo)調(diào)峰電量和出清價(jià)格進(jìn)行結(jié)算，并乘以比例系數(shù)φ。

(9)

(10)

(11)

(12)

3.2.2 調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)?/p>

在市場深度調(diào)峰服務(wù)交易時(shí)段內(nèi)的網(wǎng)內(nèi)非調(diào)峰機(jī)組分?jǐn)傉{(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用。

(1) 火電機(jī)組。火電機(jī)組按照高于最小技術(shù)出力的上網(wǎng)電量部分參與分?jǐn)偂?/p>

(13)

(2) 風(fēng)電、光伏機(jī)組。風(fēng)電、光伏機(jī)組按照實(shí)際上網(wǎng)電量進(jìn)行分?jǐn)偂?/p>

(14)

(3) 其他機(jī)組。水電等其他類型機(jī)組按照修正后的上網(wǎng)電量進(jìn)行分?jǐn)偂Ｐ拚蟮纳暇W(wǎng)電量等于實(shí)際上網(wǎng)電量乘以修正系數(shù)。

(15)

(16)

3.2.3 調(diào)峰輔助服務(wù)偏差考核

如果火電機(jī)組、獨(dú)立儲能、用戶的實(shí)際調(diào)峰貢獻(xiàn)量小于市場出清的中標(biāo)調(diào)峰電量，且電量偏差率大于一定值時(shí)，需要對偏差部分進(jìn)行考核。

(17)

偏差考核罰金按照火電機(jī)組/獨(dú)立儲能/用戶的調(diào)峰偏差電量收取。

(18)

4 算例分析

算例分析采用IEEE 39節(jié)點(diǎn)模型構(gòu)建一個處于供熱期的電力系統(tǒng)，設(shè)置機(jī)組1、8、9為非供熱火電機(jī)組，機(jī)組7為光伏機(jī)組，機(jī)組10為風(fēng)電機(jī)組，其余為供熱火電機(jī)組。系統(tǒng)數(shù)據(jù)、機(jī)組參數(shù)等參考文獻(xiàn)[19]。交易申報(bào)數(shù)據(jù)參考某地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)市場和現(xiàn)貨市場的歷史報(bào)價(jià)數(shù)據(jù)，能量報(bào)價(jià)可最多申報(bào)10段，調(diào)峰報(bào)價(jià)可最多申報(bào)5段。調(diào)峰報(bào)價(jià)區(qū)間劃分及報(bào)價(jià)范圍見表1，P為火電機(jī)組額定容量。值得注意的是，交易申報(bào)數(shù)據(jù)只是為了對所提市場模式進(jìn)行驗(yàn)證，取值合理即可。目標(biāo)函數(shù)中的λ取105，非靈活調(diào)節(jié)用戶結(jié)算時(shí)的φ取0.8，水電等其他類型機(jī)組調(diào)峰費(fèi)用的α取0.3，調(diào)峰輔助服務(wù)的τ取2。混合整數(shù)規(guī)劃模型采用Cplex求解器進(jìn)行求解。

表1 調(diào)峰報(bào)價(jià)區(qū)間劃分及報(bào)價(jià)范圍Table 1 Peak regulation quotation interval and scope

圖1對比了在典型棄風(fēng)棄光時(shí)段不考慮調(diào)峰、僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰、發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰3種現(xiàn)貨市場模式下系統(tǒng)的棄風(fēng)棄光情況。從圖中可知，僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰和發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式下，系統(tǒng)的棄風(fēng)棄光量均有所降低。發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的模式相比于僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰的模式可以降低17.3%的棄風(fēng)棄光量。這是由于發(fā)電側(cè)調(diào)峰資源不足，發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰之后，增加了系統(tǒng)調(diào)峰資源，進(jìn)一步提升了新能源消納量。

在圖1中的時(shí)段4時(shí)，調(diào)峰市場的報(bào)價(jià)情況如表2所示，在該時(shí)段，僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰和發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式下，調(diào)峰市場5段分段報(bào)價(jià)區(qū)間的出清價(jià)格如表3所示。

表2 時(shí)段4時(shí)調(diào)峰市場報(bào)價(jià)情況Table 2 Quotation of peak regulation market in the fourth period 元·(MW·h)-1

表3 調(diào)峰市場出清價(jià)格Table 3 Peak market clearing price 元·(MW·h)-1

由表3可知，發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的模式較僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰的模式，第一段和第三段的出清價(jià)格有所升高，這是由于柔性負(fù)荷參與調(diào)峰競價(jià)之后，2段中報(bào)價(jià)高于火電機(jī)組的獨(dú)立儲能/用戶在調(diào)峰市場中被調(diào)用，從而提高了出清的邊際價(jià)格；第二段和第四段的出清價(jià)格一致，這是由于這2段中參與調(diào)峰的獨(dú)立儲能和用戶報(bào)價(jià)均不高于火電機(jī)組的報(bào)價(jià)；第五段的出清價(jià)格有所降低，這是由于報(bào)價(jià)較低的獨(dú)立儲能和用戶替代了原來報(bào)價(jià)較高的火電機(jī)組提供調(diào)峰輔助服務(wù)，從而降低了調(diào)峰市場出清的邊際價(jià)格。

發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰輔助服務(wù)前后的負(fù)荷曲線如圖2所示，從圖中可知，柔性負(fù)荷參與調(diào)峰之后，系統(tǒng)負(fù)荷有所增加。

圖2 柔性負(fù)荷參與調(diào)峰輔助服務(wù)前后的負(fù)荷曲線Fig.2 Load curves before and after the flexible loadparticipating in peak regulation anxiliary service

火電機(jī)組參與調(diào)峰輔助服務(wù)前后的出力曲線如圖3所示，從圖中可知，火電機(jī)組參與深度調(diào)峰之后，整體出力有所降低。發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的模式較僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰的模式，在除時(shí)段5和時(shí)段6之外，火電機(jī)組壓減出力較少，這是由于柔性負(fù)荷參與調(diào)峰之后，替代了部分火電機(jī)組的調(diào)峰貢獻(xiàn)量。在時(shí)段5和時(shí)段6中，2種模式的火電機(jī)組出力相同，這是由于調(diào)峰資源不足，所有火電機(jī)組申報(bào)的調(diào)峰貢獻(xiàn)量均被調(diào)用。

圖3 火電機(jī)組參與調(diào)峰輔助服務(wù)前后的出力曲線Fig.3 Power curves before and after thermal powerunits participating in peak regulation anxiliary service

發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式下，系統(tǒng)新能源消納量增加286 MW·h，調(diào)峰總成本為12.76萬元。調(diào)峰總成本在非調(diào)峰機(jī)組中的分?jǐn)偨Y(jié)果見表4。

表4 調(diào)峰成本分?jǐn)偨Y(jié)果Table 4 Peak regulation cost allocation 元

5 結(jié)語

文中根據(jù)用戶側(cè)調(diào)峰資源調(diào)節(jié)能力的差異性對用戶側(cè)資源進(jìn)行分類，并設(shè)計(jì)了針對性的市場參與機(jī)制，以便精細(xì)化地挖掘用戶側(cè)調(diào)峰潛力。在此基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)了一種發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式，將發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)的調(diào)峰資源納入市場機(jī)制競價(jià)，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。仿真結(jié)果表明，文中所提市場模式可充分挖掘用戶側(cè)調(diào)峰能力，有效降低棄風(fēng)棄光量，提升新能源消納水平，可為新能源高占比地區(qū)的電力市場設(shè)計(jì)提供有益借鑒。

需要說明的是，文中引入柔性負(fù)荷與發(fā)電側(cè)共同參與調(diào)峰的模式不一定可以降低系統(tǒng)的調(diào)峰成本。為保障市場穩(wěn)定運(yùn)行，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)應(yīng)根據(jù)市場的模擬運(yùn)行情況對調(diào)峰申報(bào)價(jià)格進(jìn)行調(diào)整。

本文得到國家電網(wǎng)有限公司西北分部科技項(xiàng)目(52250119000J)資助，謹(jǐn)此致謝！