張粒子，許傳龍，賀元康，劉瑞豐，陳天恩

（1. 華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，北京市102206；2. 國家電網(wǎng)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(jì)90 年代，經(jīng)過30 多年的發(fā)展，歐洲、北美、澳大利亞、南美等多個國家或地區(qū)已經(jīng)建立了相對完善的電力批發(fā)市場［1-3］，盡管各個國家或地區(qū)的電力市場設(shè)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(xiàn)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(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》要求在具備條件的地區(qū)開展電力現(xiàn)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(qū)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(fā)用電需求自愿參與日前、日內(nèi)等現(xiàn)貨交易；而后者則要求市場主體必須全電量參與現(xiàn)貨交易，中長期交易只允許簽訂差價合同、電力期貨期權(quán)等金融性的合同。2 種市場模式并沒有絕對的優(yōu)劣之分［7］，需要根據(jù)各地區(qū)的電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)特點、市場結(jié)構(gòu)、管理體制等因素進行選擇。國內(nèi)首批8 個現(xiàn)貨市場試點地區(qū)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(qū)選擇采用集中式市場模式，各試點地區(qū)的現(xiàn)貨市場目前處于試運行和規(guī)則完善階段［8］。

關(guān)于現(xiàn)貨市場出清模型的研究，國內(nèi)外的研究熱點主要是考慮風(fēng)電［9-11］、儲能［12］、需求響應(yīng)［13］、分布式能源［14-15］等新興市場主體的技術(shù)特點對傳統(tǒng)市場模型的出清機制或定價機制進行改進，相關(guān)模型僅考慮市場主體的現(xiàn)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(xiàn)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(qū)日前、日內(nèi)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(qū)并未在其日前、日內(nèi)現(xiàn)貨市場出清模型中考慮中長期實物合同的影響，而是由調(diào)度機構(gòu)在實時平衡階段予以處理。文獻［23］借鑒北歐現(xiàn)貨市場的報價機制，構(gòu)建了兼容不同類型塊交易的現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(fēng)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(shè)階段，本文在總結(jié)分析歐洲分散式市場模式現(xiàn)狀和現(xiàn)貨市場出清模型特點的基礎(chǔ)上，根據(jù)中國電力交易和調(diào)度管理運行體制與歐洲國家的差異，設(shè)計了一種日前現(xiàn)貨交易與中長期實物合同交割、電網(wǎng)阻塞管理協(xié)同優(yōu)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(qū)中應(yīng)用。例如:英國允許在全國市場范圍內(nèi)簽訂中長期實物雙邊合同；北歐劃分了15 個價區(qū)，各價區(qū)內(nèi)部允許簽訂中長期實物雙邊合同。電力現(xiàn)貨交易中心負(fù)責(zé)組織日前和日內(nèi)交易，針對中長期實物合同無法覆蓋的發(fā)用電需求，市場主體可以在日前和日內(nèi)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(xù)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(guān)聯(lián)報價（linked order）、排他報價（exclusive order）等特殊的時塊報價體現(xiàn)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(wǎng)運行約束的影響，當(dāng)中長期實物合同及日前、日內(nèi)市場出清結(jié)果對應(yīng)的發(fā)電計劃與電網(wǎng)運行約束存在沖突時，由調(diào)度機構(gòu)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(qū)間的輸電約束進行市場出清，當(dāng)價區(qū)內(nèi)部中長期實物合同及日前、日內(nèi)市場出清結(jié)果對應(yīng)的發(fā)電計劃與電網(wǎng)運行約束存在沖突時，由各國的調(diào)度機構(gòu)在實時運行階段通過調(diào)節(jié)市場滾動處理。

目前，歐洲已經(jīng)建立了涵蓋英國、北歐、中西歐等多個國家和地區(qū)在內(nèi)的統(tǒng)一日前市場，其出清模型是以社會福利最大化為目標(biāo)的混合整數(shù)二次規(guī)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(biāo)電量的平衡；②報價約束，即確保中標(biāo)結(jié)果滿足市場主體特殊類型報價的出清約束；③聯(lián)絡(luò)線或輸電斷面的輸電容量約束，即保障日前市場出清結(jié)果不超過相應(yīng)輸電限制；④商業(yè)線路的輸電價格約束，即確保價區(qū)之間的價差能夠收回商業(yè)線路的輸電成本；⑤聯(lián)絡(luò)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(tǒng)一日前市場采用自行開發(fā)的Euphemia 算法對模型進行求解［28］。

從電力交易和調(diào)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(qū)，其中長期交易、現(xiàn)貨交易（日前和日內(nèi)）和實時調(diào)度由不同的機構(gòu)負(fù)責(zé)，電力現(xiàn)貨交易中心與其他機構(gòu)之間無需或只需較少的信息交互，現(xiàn)貨交易品種的設(shè)計和組織十分靈活。但是，由于電力現(xiàn)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(wǎng)運行信息，其現(xiàn)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(wǎng)運行的影響，現(xiàn)貨交易的出清結(jié)果在實際執(zhí)行中可能會加劇電網(wǎng)阻塞，增加調(diào)度機構(gòu)在實時平衡階段的調(diào)整成本。

2 日前市場出清模型設(shè)計

與歐洲有所不同，根據(jù)電改配套文件確定的中國電力交易和調(diào)度管理體制［29］中，電力交易機構(gòu)主要負(fù)責(zé)組織中長期電力交易，電力調(diào)度機構(gòu)主要負(fù)責(zé)組織現(xiàn)貨交易，交易機構(gòu)與調(diào)度機構(gòu)之間需要密切配合，充分考慮電力網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、安全供電標(biāo)準(zhǔn)、調(diào)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(nèi)采用分散式市場模式的地區(qū)，很難直接應(yīng)用歐洲分散式市場模式現(xiàn)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(wǎng)運行的影響，對日前現(xiàn)貨交易、中長期實物合同交割和電網(wǎng)阻塞管理進行協(xié)同優(yōu)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(yōu)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(yīng)時段的出清優(yōu)化，對應(yīng)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(tǒng)默認(rèn)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(yōu)化。沒有實物合同且處于停機狀態(tài)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(yīng)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(tǒng)自動將其實物合同位置調(diào)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(tǒng)自動將下一時段實物合同位置調(diào)整為滿足最大爬坡約束；實物合同位置調(diào)整引起的偏差電量，按日前市場的出清價格進行結(jié)算。對于風(fēng)電、光伏等間歇性電源占比較高的電力系統(tǒng)，通常需要建立滾動交易的日內(nèi)市場以促進可再生能源消納，機組有機會主動參與日內(nèi)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(shù)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(tǒng)設(shè)為市場出清計算的邊界條件，剩余發(fā)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(yīng)時段實物合同位置與其最小技術(shù)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(yīng)時段的實物合同位置。

3）引入需求側(cè)靈活資源報價

與用戶側(cè)的反向交易報價不同，需求側(cè)靈活資源報價只申報負(fù)荷可下調(diào)容量、價格和可調(diào)節(jié)時長，但并不指定具體的投標(biāo)時段，而是由日前市場出清模型根據(jù)社會福利最大化原則確定其最優(yōu)中標(biāo)時段。需求側(cè)靈活資源報價可以滿足可調(diào)節(jié)負(fù)荷參與日前市場的需要。

4）設(shè)置市場供需平衡松弛變量

日前市場出清模型中，當(dāng)自主開機的機組最小出力之和超過某些低谷時段的系統(tǒng)負(fù)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(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)平衡需要決定是否購買停機服務(wù)或其他保障實時電力平衡的手段，產(chǎn)生的費用可以先從相應(yīng)時段的日前市場電費結(jié)算盈余中支付，不足部分再由引起偏差的市場主體按責(zé)任大小承擔(dān)。

2.2 目標(biāo)函數(shù)

模型以社會福利最大化為優(yōu)化目標(biāo)，可以對日前市場的電能與旋轉(zhuǎn)備用進行聯(lián)合優(yōu)化出清。目標(biāo)函數(shù)的具體數(shù)學(xué)表達(dá)式如下:

2.3 約束條件

1）機組和負(fù)荷中標(biāo)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(nèi)的上爬坡速率；Di為機組i 在Δt 時段內(nèi)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(zhí) 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(dāng)機組運行狀態(tài)ui，t發(fā)生變化時，式（6）可以確保yi，t和zi，t取正確的 值。

7）需求側(cè)靈活資源報價運行約束

式中:Tm為第m 個需求側(cè)靈活資源的可調(diào)節(jié)時長。

8）系統(tǒng)電力平衡約束

9）系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用需求約束

10）網(wǎng)絡(luò)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(jié)點注入功率對第l 條線路潮流的靈敏度；Pe，net為第e 個節(jié)點的凈注入功率；n 為節(jié)點數(shù)。

分析上述日前市場出清模型的目標(biāo)函數(shù)和約束條件可知，該模型為混合整數(shù)線性規(guī)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(jié)點標(biāo)準(zhǔn)測試系統(tǒng)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(tǒng)邊際電價、分區(qū)邊際電價和節(jié)點邊際電價3 種，分別適用于不同阻塞情況下的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)。為便于分析，本文算例不對電網(wǎng)模型進行簡化，直接采用節(jié)點邊際電價進行分析。

圖1 IEEE 30 節(jié)點系統(tǒng)Fig.1 IEEE 30-bus system

3.1 仿真結(jié)果

基于圖1 所示的仿真系統(tǒng)，對以下4 種場景下的日前市場出清結(jié)果進行分析:①網(wǎng)絡(luò)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(wǎng)絡(luò)無輸電容量約束，機組5 決定停機運行，即場景2；③網(wǎng)絡(luò)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(wǎng)絡(luò)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(jié)點的負(fù)荷報價數(shù)據(jù)、開機機組報價數(shù)據(jù)、雙邊合同數(shù)據(jù)、負(fù)荷預(yù)測數(shù)據(jù)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(yōu)化結(jié)果、發(fā)電側(cè)各機組中標(biāo)結(jié)果及各節(jié)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(jié)果Fig.2 SCUC results of day-ahead market

圖3 發(fā)電側(cè)日前市場中標(biāo)結(jié)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(fù)荷側(cè)與各機組簽訂的中長期實物合同在時段4 合計為99 MW，負(fù)荷側(cè)在日前市場時段4 申報的增量用電合計為12 MW，即負(fù)荷側(cè)在日前市場時段4 的總用電需求僅為111 MW，與系統(tǒng)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(fù)荷保障模型出清，并將市場出清價格設(shè)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(gòu)支付費用。市場運營機構(gòu)在日前市場結(jié)束后根據(jù)不斷更新的電力平衡預(yù)測情況，可以選擇購買停機服務(wù)或調(diào)用儲能、需求響應(yīng)等手段保障實時電力平衡。

3.2 結(jié)果分析

仿真結(jié)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(xiàn)基于機組運行約束的中長期實物合同出力調(diào)整、基于阻塞管理的中長期實物合同出力調(diào)整、基于帕累托改進的發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易。

1）基于機組運行約束的中長期實物合同出力調(diào)整。由于機組之間發(fā)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(yōu)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(fù)荷側(cè)中標(biāo)凈值12 MW，機組G5 在時段4 中標(biāo)-4 MW 實現(xiàn)停機運行，機組G2、G3、G4、G6 在時段4 分別中標(biāo)8、5、5、4 MW 滿足最小出力運行，而機組G1 中標(biāo)-6 MW滿足系統(tǒng)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(biāo)的電量只能作為價格接受者。

2）基于帕累托改進的發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)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(fā)電計劃進行調(diào)度實際上無法實現(xiàn)系統(tǒng)發(fā)電成本的最小化。對于已經(jīng)簽訂的中長期實物合同，通過文中模型可以實現(xiàn)低成本機組對高成本機組的替代發(fā)電，提高電力系統(tǒng)運行的經(jīng)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(qū)間的賣電報價分別為200、230、270 元/（MW·h），機組G2 在20～30 MW 區(qū)間的買電報價為205 元/（MW·h），機組G3 在15～25 MW 區(qū)間的買電報價為210 元/（MW·h），機組G4 在10～12 MW區(qū) 間 的 買 電 報 價 為245 元/（MW·h），機 組G6 在12～18 MW 區(qū)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(qū)間的賣電報價，在經(jīng)濟性上具有通過發(fā)電權(quán)交易實現(xiàn)帕累托改進的空間。日前市場出清后，負(fù)荷側(cè)在時段8 中標(biāo)凈值13 MW，機組G5 中標(biāo)-10 MW 實現(xiàn)停機運行，機組G2 中標(biāo)-9 MW出力運行點降至21 MW，機組G3、G4、G6 分別中標(biāo)-10、-2、-6 MW 降至最小出力運行，而機組G1 中標(biāo)50 MW 滿足系統(tǒng)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(diào)整。由于中長期實物合同簽訂時無法考慮全部的電網(wǎng)運行約束，機組按照中長期實物合同形成的日前發(fā)電計劃可能在部分時段與電網(wǎng)運行約束存在矛盾，通過文中模型能夠以最小的成本調(diào)整機組中長期實物合同出力以滿足電網(wǎng)運行約束?？紤]到基于阻塞管理的實物合同出力調(diào)整與基于帕累托改進的發(fā)電權(quán)交易在日前市場出清優(yōu)化時通常同時發(fā)生，在圖2所示的多節(jié)點環(huán)網(wǎng)仿真系統(tǒng)中難以單獨分析其機理，采用圖5 所示的雙節(jié)點系統(tǒng)進行闡釋。機組G1和G2 與負(fù)荷L 在T 時段分別簽訂了120 MW 和60 MW 的雙邊實物合同。負(fù)荷L 預(yù)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(qū)間的日前市場賣電報價為250 元/（MW·h）、在50～120 MW 容量區(qū)間的買電報價為180 元/（MW·h）；機組G2 在60～100 MW 區(qū)間的日前市場賣電報價為280 元/（MW·h），在50～60 MW 區(qū)間的買電報價為220 元/（MW·h）。日前市場出清后，G1 中標(biāo)-20 MW，所在節(jié)點出清價格為180 元/（MW·h）；G2 中標(biāo)30 MW，所在節(jié)點出清價格為280 元/（MW·h），該時段的電費結(jié)算盈余為-2 000 元，即阻塞管理成本為2 000 元。

圖5 雙節(jié)點示例系統(tǒng)Fig.5 Two-bus example system

3.3 電費結(jié)算

4 種場景下日前市場的電費結(jié)算情況如表1所示。

表1 日前市場電費結(jié)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(tǒng)負(fù)荷需求，市場出清價格設(shè)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(fù)的市場價格賣出，導(dǎo)致電費結(jié)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(xiàn)電力供需平衡，且買賣雙方均按系統(tǒng)邊際電價進行結(jié)算，電費收支平衡，結(jié)算盈余為零。

場景3 和場景4 中，部分時段發(fā)生線路阻塞，節(jié)點之間存在價差，結(jié)算后產(chǎn)生阻塞盈余。需要說明的是，場景3 和場景4 中的電費結(jié)算盈余涵蓋了中長期實物合同阻塞管理引起的成本，當(dāng)阻塞管理成本過高時，會出現(xiàn)電費結(jié)算盈余為負(fù)的情形。

3.4 模型對比

仍以IEEE 30 節(jié)點系統(tǒng)為例，選取場景4，從市場出清結(jié)果和社會福利兩方面對比分析本文模型與歐洲現(xiàn)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(fù)荷的實時用電需求與日前預(yù)測相同；④實時平衡機制以調(diào)整成本最小化為目標(biāo)，按報價結(jié)算平衡服務(wù)電量。2 種模型的出清結(jié)果分別如表2 和表3 所示，表中數(shù)據(jù)為各時段的累計數(shù)據(jù)。

表2 歐洲現(xiàn)行模型出清結(jié)果Table 2 Clearing results of European existing model

表3 本文模型出清結(jié)果Table 3 Clearing results of proposed model

日前市場中標(biāo)電量方面，2 種模型的市場出清結(jié)果存在較大差異:歐洲現(xiàn)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(wǎng)運行的影響，線路傳輸能力限制了機組G1 的中標(biāo)電量，機組G2 和G3 的中標(biāo)電量則相應(yīng)增加。由于日前市場中標(biāo)電量的不同，導(dǎo)致2 種模型形成的日前發(fā)電計劃存在顯著差異。

實時平衡服務(wù)的調(diào)用方面，當(dāng)負(fù)荷側(cè)實時用電需求與日前預(yù)測相同時，本文模型形成的日前發(fā)電計劃無須額外調(diào)用平衡服務(wù)，而歐洲現(xiàn)行模型形成的日前發(fā)電計劃在實時運行階段則需要購買較多的平衡服務(wù)電量以滿足電網(wǎng)運行約束。實時發(fā)電量發(fā)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(fā)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(wǎng)運行約束的限制不一定能夠完全中標(biāo)，日前市場的社會福利小于歐洲現(xiàn)行模型。但是，在實時運行階段，歐洲現(xiàn)行模型形成的日前發(fā)電計劃產(chǎn)生了較高的調(diào)整成本（即結(jié)算虧空），無論由發(fā)電側(cè)還是用戶側(cè)承擔(dān)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(diào)整兩階段的整體社會福利，本文模型要優(yōu)于歐洲現(xiàn)行模型。

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

4 結(jié)語

隨著中國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的不斷深化，部分現(xiàn)貨試點地區(qū)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(diào)度管理體制的差異，歐洲分散式市場模式現(xiàn)行的日前市場出清模型難以在國內(nèi)直接應(yīng)用。

本文設(shè)計了一種日前現(xiàn)貨交易與中長期實物合同交割、電網(wǎng)阻塞管理協(xié)同優(yōu)化的市場出清模型，與中國的電力交易與調(diào)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(xiàn)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(jié)果的可執(zhí)行性，減少實時平衡機制的調(diào)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(yīng)用存在局限性，主要適用于電網(wǎng)阻塞較少或易于劃分阻塞斷面的電力系統(tǒng)，以便于在中長期實物交易環(huán)節(jié)考慮關(guān)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(yōu)勢通過策略性報價行使市場力，后續(xù)需要進一步研究相關(guān)的市場力管控機制。

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