羅桓桓 王 昊 葛維春,3 劉 闖 王藝博

（1. 沈陽工業(yè)大學電氣工程學院 沈陽 110006 2. 東北電力大學電氣工程學院 吉林 132012 3. 國網(wǎng)遼寧省電力有限公司 沈陽 110006）

0 引言

近年來，為了推動清潔能源發(fā)展，國家推出了清潔能源優(yōu)先發(fā)展戰(zhàn)略，使得清潔能源發(fā)展步伐顯著加快，我國風電、光伏新增裝機容量均位列世界第一[1-2]。其中，東北電網(wǎng)為了響應這一戰(zhàn)略，通過市場化途徑提高清潔能源電量占比，東北能源監(jiān)管局于2016 年11 月18 日印發(fā)了《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則》，并于2017 年1 月1 日起施行。截至目前，該市場機制在接納新能源方面取得了良好效果，僅在2016 年上半年，黑龍江省、吉林省和遼寧省的棄風率分別高達23%、39%和19%。而截至2019 年上半年，三省的棄風率已經(jīng)分別下降至2.0%、3.3%和0.6%。表面上來看，該市場機制取得了巨大成功，但與此同時，東北地區(qū)也逐漸面臨著調(diào)峰難題，使得棄風率降低的進程停滯不前，甚至還有反彈的趨勢。造成這一難題的原因一方面是由于東北地區(qū)的新能源建設步伐顯著加快[3]，而在另一方面，現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務市場機制無法充分調(diào)動所有火電機組的調(diào)峰積極性則是造成這一難題的主要原因。隨著新能源的建設步伐進一步加快，現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務市場機制將難以維持市場的良性運行。因此，迫切需要提出新的市場機制，以調(diào)動所有火電機組積極參與調(diào)峰，引導東北電力市場向著健康、良性的方向發(fā)展。

在我國，調(diào)峰問題一直是眾多學者研究的焦點。文獻[4-8]提出可以利用儲能裝置來降低電網(wǎng)存在的調(diào)峰壓力。文獻[9-11]提出可以通過給機組配置儲熱裝置的方式提高供熱期機組的調(diào)峰能力。文獻[12-14]根據(jù)機組的調(diào)峰成本以及容量差異，設計了機組提供調(diào)峰輔助服務的補償方法。文獻[15]分析了調(diào)峰買賣雙方的成本及收益，并設計了跨省低谷調(diào)峰市場。文獻[16]在發(fā)電權(quán)交易的背景下，設計了風火之間的調(diào)峰定價機制。文獻[17-18]根據(jù)華東電網(wǎng)的實際情況，設計了華東地區(qū)省間調(diào)峰輔助服務市場機制。文獻[19-20]研究了高比例新能源并網(wǎng)場景下，多區(qū)域間的調(diào)峰互濟方法。文獻[21-22]結(jié)合東北地區(qū)大規(guī)模新能源并網(wǎng)的實際場景，介紹了東北區(qū)域調(diào)峰輔助服務市場機制與實踐情況。上述研究雖為調(diào)峰輔助服務市場機制的研究提供了理論支持，但仍存在以下問題：①上述部分文獻側(cè)重于通過技術(shù)改造或者補償?shù)姆绞教岣邫C組的調(diào)峰能力，卻忽略了通過市場化途徑提高系統(tǒng)的調(diào)峰能力；②上述對于調(diào)峰輔助服務市場機制的研究僅局限于省間市場機制的研究，而與省內(nèi)調(diào)峰市場研究相關(guān)的文獻都屬于綜述性文獻，缺乏對于省內(nèi)調(diào)峰市場的創(chuàng)新性研究。

本文在前述研究的基礎上，首先分析了現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務市場機制下，東北電網(wǎng)調(diào)峰存在的問題及問題存在的原因；然后根據(jù)現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務市場機制存在的問題，有針對性地提出動態(tài)調(diào)峰輔助服務市場競價機制，其中主要包括浮動調(diào)峰基準以及利于市場監(jiān)管的報價規(guī)則；最后結(jié)合本文提出的市場機制建立了調(diào)峰輔助服務市場雙層競價調(diào)度模型，并以遼寧省電網(wǎng)的實際數(shù)據(jù)進行算例分析，驗證了本文提出的動態(tài)調(diào)峰輔助服務市場競價機制具有優(yōu)越性。

1 動態(tài)調(diào)峰輔助服務市場競價機制設計

1.1 現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務市場競價機制分析

1.1.1 現(xiàn)行調(diào)峰輔助服務市場競價機制

由于本文針對東北地區(qū)的調(diào)峰交易困境進行實時調(diào)峰市場機制的設計，所以本文只介紹東北地區(qū)現(xiàn)行的實時深度調(diào)峰輔助服務市場競價機制（以下簡稱為現(xiàn)行機制）。

在現(xiàn)行機制中，東北能源監(jiān)管局將調(diào)峰輔助服務分為無償調(diào)峰輔助服務和有償調(diào)峰輔助服務兩類（現(xiàn)行機制中的調(diào)峰輔助服務特指下調(diào)峰輔助服務）。無償調(diào)峰輔助服務指的是開機的火電機組通過降低出力至有償調(diào)峰基準以上提供的調(diào)峰輔助服務，而有償調(diào)峰輔助服務指的是開機的火電機組通過降低出力至有償調(diào)峰基準以下提供的調(diào)峰輔助服務。現(xiàn)行機制下火電廠的有償調(diào)峰基準見表1。

表1 現(xiàn)行機制下火電廠的有償調(diào)峰基準Tab.1 Paid peak regulation benchmark for thermal power plants under the current mechanism

表1 中的平均負荷率指的是開機的火電機組在單位統(tǒng)計周期（15min）內(nèi)的平均負荷率，火電機組的平均負荷率為

式中，λi,n為機組i在第n個統(tǒng)計周期的平均負荷率；Pi,n為機組i在第n個統(tǒng)計周期的平均出力值；Ca,i為機組i的容量。

日前，各火電廠向交易中心上報調(diào)峰意愿（即是否有意愿參與調(diào)峰）及有功出力可調(diào)區(qū)間，有意愿參與調(diào)峰的火電廠還要根據(jù)報價規(guī)則上報各自的報價，現(xiàn)行機制下的報價規(guī)則采取分兩檔報價的方式，具體報價規(guī)則見表2。

表2 現(xiàn)行機制下的報價規(guī)則Tab.2 Quotation rules under the current mechanism

日內(nèi)，由電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)電網(wǎng)的實際調(diào)峰需求，優(yōu)先調(diào)用無償調(diào)峰輔助服務。如果無償調(diào)峰輔助服務無法滿足調(diào)峰需求，電力調(diào)度機組將根據(jù)日前的競價結(jié)果由低到高調(diào)用有償調(diào)峰輔助服務。

日后，交易中心將根據(jù)火電機組提供的各檔有償調(diào)峰電量及各檔的系統(tǒng)邊際價格進行結(jié)算。

現(xiàn)行機制下，提供調(diào)峰輔助服務的火電機組獲得的調(diào)峰輔助服務費用由負荷率高于有償調(diào)峰基準的火電廠、風電場、光伏電站及核電廠共同承擔，由于本文不研究分攤規(guī)則，所以本文不再介紹現(xiàn)行的調(diào)峰輔助服務費用分攤機制。

1.1.2 現(xiàn)行機制存在的問題

由表1 所示的現(xiàn)行機制下的有償調(diào)峰基準可以了解到：在現(xiàn)行機制下，任意一臺火電機組的有償調(diào)峰基準在某一特定時期下是一個固定值。例如，在非供熱期，容量為600MW 的純凝火電機組的有償調(diào)峰基準在一日內(nèi)均為300MW。

圖1 為非供熱期某600MW 的純凝火電機組在某一日內(nèi)的計劃出力值曲線、調(diào)峰出力值曲線及現(xiàn)行機制下的有償調(diào)峰容量基準曲線。通過觀察圖1可以分析得出：在負荷低谷時期，該機組出售了大量的有償調(diào)峰電量，但由于現(xiàn)行機制下的有償調(diào)峰基準是一個固定值且負荷低谷時期機組的計劃出力值一般低于有償調(diào)峰基準，所以可以了解到該機組在負荷低谷時期實際提供的調(diào)峰電量小于現(xiàn)行機制下該機組在負荷低谷時期出售的有償調(diào)峰電量，即現(xiàn)行機制使得火電機組在負荷低谷時期獲得了更多的調(diào)峰收入，同時也導致新能源機組在負荷低谷時期承擔了更多的調(diào)峰輔助服務費用。而在負荷高峰時期，由于現(xiàn)行機制下的有償調(diào)峰基準是一個固定值且負荷高峰時期機組的計劃出力值要遠大于有償調(diào)峰基準，所以導致火電機組在負荷高峰時期實際提供的調(diào)峰電量要遠大于現(xiàn)行機制下火電機組在負荷高峰時期出售的有償調(diào)峰電量（兩者的差值即為火電機組在負荷高峰時期提供的無償調(diào)峰電量），即現(xiàn)行機制使得火電機組在負荷高峰時期獲得了更少的調(diào)峰收入,甚至無調(diào)峰收入。

圖1 現(xiàn)行機制下火電機組調(diào)峰示意圖Fig.1 Schematic diagram of thermal power unit peak regulation under the current mechanism

同時，又由于在現(xiàn)行機制下，火電機組在負荷低谷時期多獲益的有償調(diào)峰電量遠小于在負荷高峰時期少獲益的有償調(diào)峰電量，使得火電機組的調(diào)峰積極性大打折扣。再者，又由于火電企業(yè)想要回收負荷高峰時期提供的無償調(diào)峰電量的成本以及存在各火電企業(yè)聯(lián)合抬高市場價格等違規(guī)操作的問題，導致現(xiàn)行機制下各火電機組的調(diào)峰報價很高，均趨于各檔的報價上限，最終導致市場出清價格很高。

綜上，現(xiàn)行機制主要存在兩個問題：①調(diào)峰基準不合理，導致火電機組的調(diào)峰積極性不高；②火電機組的報價較高，導致市場出清價格過高。本文主要針對以上兩個問題進行調(diào)峰輔助服務市場競價機制的設計。

1.2 動態(tài)調(diào)峰輔助服務市場競價機制

為了解決前文提到的現(xiàn)行機制存在的兩個問題，本文制定浮動調(diào)峰基準及利于市場監(jiān)管的報價規(guī)則，以形成本文的動態(tài)調(diào)峰輔助服務市場競價機制（以下簡稱為動態(tài)機制）。

1.2.1 浮動調(diào)峰基準的制定

通過前文分析現(xiàn)行機制有償調(diào)峰基準存在的問題可知：為了使各火電機組的結(jié)算調(diào)峰電量能夠更接近各火電機組實際提供的調(diào)峰電量，在負荷高峰時期，新機制的調(diào)峰基準相比現(xiàn)行機制的有償調(diào)峰基準應該更高，而在負荷低谷時期則應該更低，即動態(tài)機制下的調(diào)峰基準應該與負荷的波動趨勢相同。

根據(jù)東北能源監(jiān)管局的規(guī)定：各機組在沒有接收到調(diào)度指令時應該運行在其計劃出力值上[23]。遼寧省某日實際負荷曲線及凈負荷預測曲線如圖2 所示。由圖2 可以看出，凈負荷預測曲線與實際負荷曲線的波動趨勢大致相同，因此本文建議將凈負荷預測值按照火電機組的裝機容量占比分配到每一臺機組上作為動態(tài)機制下火電機組的計劃出力值，并將各機組的計劃出力值稱為各機組的浮動調(diào)峰基準，故浮動調(diào)峰基準與負荷的波動趨勢也大致相同。該浮動調(diào)峰基準相比于分別提高和降低負荷峰谷時期的調(diào)峰基準具有明顯優(yōu)勢，因為系統(tǒng)的負荷與電源結(jié)構(gòu)的不斷變化會導致市場場景的變化，分別提高和降低負荷峰谷時期的調(diào)峰基準只能適應一時的市場場景，而根據(jù)凈負荷預測值制定的浮動調(diào)峰基準則可以更好地適應未來場景的變化。

圖2 遼寧省某日實際負荷曲線及凈負荷預測曲線Fig.2 Actual load curve and net load forecasting curve of a certain day in Liaoning Province

本文提出的動態(tài)機制規(guī)定：正常情況下，在各機組沒有接收到調(diào)度指令時，各機組必須嚴格運行在計劃出力值上（由于動態(tài)機制下機組的計劃出力值是跟隨負荷波動的，所以當機組運行在計劃出力值上時，即可認為機組盡到了調(diào)峰義務，并且，機組故障時緊急調(diào)用廠內(nèi)備用機組不算違背此項規(guī)定）。當某機組接收到調(diào)度指令而將出力調(diào)整至浮動調(diào)峰基準以上時，則視為該機組提供上調(diào)峰輔助服務。相反，當某機組接收到調(diào)度指令而將出力調(diào)整至浮動調(diào)峰基準以下時，則視為該機組提供下調(diào)峰輔助服務（本文調(diào)峰輔助服務定義中涉及的調(diào)度指令不包括事故發(fā)生時的應急調(diào)度指令）。同時，為了應對事故發(fā)生的情況，各機組應與所有備用機組簽署雙邊合同，并將合同附件、機組故障時調(diào)用備用機組的優(yōu)先級和各機組的備用容量交與調(diào)度中心報備。當某臺機組出現(xiàn)事故時，機組所在電廠將優(yōu)先調(diào)用廠內(nèi)備用機組。若廠內(nèi)備用機組無法滿足故障機組在該調(diào)度時段的出力要求時，調(diào)度中心應根據(jù)實際的備用容量需求調(diào)用優(yōu)先級較高且滿足備用容量需求的機組，以滿足故障機組在該調(diào)度時段的出力要求，并從下一個調(diào)度時段開始調(diào)整備用機組的出力值使得故障機組與備用機組的出力值之和跟隨這兩者的計劃出力值之和（若因為故障機組停機導致調(diào)用冷備用機組時，則要求冷備用機組的出力值跟隨故障機組的計劃出力值）直至故障機組恢復正常。即在事故發(fā)生的下一個調(diào)度時段開始直至故障解除，故障機組與被調(diào)用的備用機組不得參與調(diào)峰競價且不能提供調(diào)峰輔助服務。

1.2.2 機組調(diào)峰成本分析

若要分析各火電機組的調(diào)峰報價以制定新的報價規(guī)則，首先需要分析火電機組的調(diào)峰成本。由于機組參與上調(diào)峰時出力增加，機組總體收益增加，又顧及需要支持風電等新能源的發(fā)展，故本文提出的動態(tài)機制規(guī)定機組參與上調(diào)峰無需報價，也無調(diào)峰收入。因此，只需要分析機組參與下調(diào)峰的成本。

機組參與下調(diào)峰的成本主要分為兩部分：一部分是由于機組下調(diào)出力而損失的發(fā)電收益，即機會成本；另一部分是由于機組下調(diào)出力引起機組燃燒效率發(fā)生變化，進而引起的煤耗成本。

機組參與下調(diào)峰的機會成本等于機組由于降低出力值而損失的發(fā)電收入扣除這部分電量的煤耗成本所得的值，機組提供下調(diào)峰輔助服務的機會成本可以表示為

式中，Copp,i,t為機組i在t時刻提供下調(diào)峰輔助服務的機會成本；Pi,t,plan為機組i在t時刻的計劃出力值；Pi,t為機組i在t時刻的實際出力值；ρe為火電機組的上網(wǎng)電價；ρc為燃煤價格；Fi為火電機組i的耗量特性函數(shù)，F(xiàn)i(Pi,t,plan)為火電機組i在t時刻運行在計劃出力值時的煤耗量；ai、bi、ci為機組i的耗量特性參數(shù)。

機組參與下調(diào)峰的煤耗成本等于機組剩余發(fā)電量的煤耗量與運行在計劃出力值時發(fā)出同等電量對應的煤耗量相比的差值，機組提供下調(diào)峰輔助服務的煤耗成本可以表示為

式中，Ccoal,i,t為機組i在t時刻提供下調(diào)峰輔助服務的煤耗成本。

機組參與下調(diào)峰的總成本可以表示為

式中，Ci,t為機組i在t時刻提供下調(diào)峰輔助服務的總成本。

由此，可以推導出機組參與下調(diào)峰的邊際成本為

式中，Mc,i,t為機組i在t時刻提供下調(diào)峰輔助服務的邊際成本；ΔPi,t為機組i在t時刻提供的下調(diào)峰容量。

1.2.3 報價規(guī)則的制定

由于機組產(chǎn)出（提供的下調(diào)峰容量）不同時其邊際成本是不同的，所以為了市場價格更為合理，即市場價格與邊際成本的相關(guān)性更強，本文建議以產(chǎn)出為自變量、報價為因變量的報價函數(shù)作為各機組的報價規(guī)則。

若要制定較為合理的報價規(guī)則，首先要從火電機組的角度考慮問題，以允許所有的火電機組盡可能地實施他們的報價策略。而每個火電機組的目標都是其自身利潤的最大化，即

式中，Ri,t為機組i在t時刻提供下調(diào)峰輔助服務所獲得的利潤；Ii,t為機組i在t時刻提供下調(diào)峰輔助服務所獲得的調(diào)峰收入。每個火電機組利潤最大化的一階條件為

顯而易見，式（8）右側(cè)的部分就是機組提供下調(diào)峰輔助服務的邊際成本，而機組的調(diào)峰收入等于系統(tǒng)下調(diào)峰邊際價格與該機組提供下調(diào)峰容量的乘積，所以有

式中，mp,t為t時刻的系統(tǒng)下調(diào)峰邊際價格。系統(tǒng)下調(diào)峰邊際價格為

眾所周知，在普遍的情況下，市場參與方的報價都是基于其報價等于系統(tǒng)邊際價格的假設下制定的，即各機組都假定自己是邊際機組。因此，各市場參與方的報價可以由系統(tǒng)邊際價格的公式近似表達。所以，各機組的報價可以表示為

式中，Bi,t為機組i在t時刻提供下調(diào)峰輔助服務的報價。

可以看出，所有機組的下調(diào)峰報價可以表示為每個機組參與下調(diào)峰的邊際成本與另外一項的和。而在另外一項中，?mp,t/?ΔPi,t其實就是每個機組的剩余需求曲線的斜率，即剩余需求函數(shù)的一階導數(shù)。而剩余需求曲線可以通過市場需求曲線和其他機組的總供給曲線得出（剩余需求等于市場需求與其他機組總供給的差值），市場需求曲線與其他機組的總供給曲線可以從過去的市場數(shù)據(jù)中推測獲得。

本文將?mp,t/?ΔPi,t取正后的函數(shù)命名為決策函數(shù)，則決策函數(shù)為

式中，Si(ΔPi,t)為機組i的決策函數(shù)。

所以，每個機組的報價函數(shù)的最終形式為

本文制定的報價規(guī)則規(guī)定：所有機組要在該市場機制運行前向交易中心及市場監(jiān)管方上報自身的邊際成本函數(shù)中的各項參數(shù)值（包括ai、bi、ci以及ρc）并及時更新參數(shù)值，上報參數(shù)值的準確性應由市場監(jiān)管方核實。而在交易日前，各機組應向交易中心上報決策函數(shù)，這樣交易中心就可獲得各臺機組的報價函數(shù)，從而完成交易日內(nèi)的競價。為了便于模型求解，機組上報的決策函數(shù)必須為連續(xù)函數(shù)，但卻未必要遵循式（13）的形式，因為式（13）只體現(xiàn)了眾多競價策略中的一種形式，機組上報的決策函數(shù)并不是一個已知的確定函數(shù)，而是一個不確定函數(shù)，它是由機組所掌握的市場信息及其實施的競價策略所決定的（例如，若某臺機組根據(jù)其掌握的市場信息分析得出，當該機組提供單位下調(diào)峰容量多獲益3 元時其利潤最大化。這時，該機組上報的決策函數(shù)就會是3/ΔPi,t），這樣就保證了每臺機組實施其競價策略的自由性。而在結(jié)算的時候，市場監(jiān)管方又可以通過將ΔPi,t代回報價函數(shù)和邊際成本函數(shù)的方式來獲得每個機組的具體報價值和邊際成本，并以此來判斷報價偏離機組實際邊際成本的程度，防止各機組之間聯(lián)合抬高市場價格，以保證市場健康運行。

2 調(diào)峰輔助服務市場雙層競價調(diào)度模型

2.1 雙層競價調(diào)度模型的結(jié)構(gòu)

上層模型以系統(tǒng)的棄風棄光量最低為目標，通過考慮系統(tǒng)功率平衡約束、機組總出力值約束、機組總爬坡速率約束、機組總計劃出力值爬坡速率約束以及新能源出力值約束，確定各時刻有意愿參與調(diào)峰的火電機組的總出力值及棄風棄光量，并將各時刻有意愿調(diào)峰的火電機組的總出力值結(jié)果傳遞到下層模型。

下層模型在需要調(diào)用不同類型的調(diào)峰輔助服務時選擇不同的目標函數(shù)。在需要調(diào)用下調(diào)峰輔助服務的情況下，以購買下調(diào)峰輔助服務費用最低為目標，而在需要調(diào)用上調(diào)峰輔助服務的情況下，以系統(tǒng)的總煤耗成本最低為目標。再結(jié)合火電機組功率平衡約束、機組出力值約束、機組爬坡速率約束及機組計劃出力值爬坡速率約束求解出各火電機組在各時刻的出力值、提供的調(diào)峰容量、各機組報價以及市場出清價格等結(jié)果。

2.2 上層模型

2.2.1 上層模型目標函數(shù)

調(diào)峰輔助服務市場除了有維持電網(wǎng)兩端供需平衡的目標以外，其主要的目標就是在盡可能接納新能源的基礎上引導電力市場向著健康良性的方向發(fā)展[24]，故上層模型的目標為系統(tǒng)的棄風棄光量最低，即

式中，tQ為t時刻系統(tǒng)的棄風棄光量；Pnew,t,max為t時刻系統(tǒng)內(nèi)所有新能源機組的總出力能力；Pnew,t為t時刻系統(tǒng)內(nèi)所有新能源機組的總出力值。

2.2.2 上層模型約束條件

1）系統(tǒng)功率平衡約束[25]

2）機組總出力值約束[26]

式中，Pmin,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機組的最小技術(shù)出力值之和；Pmin,b,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機組上報的最小出力值之和；為t時刻系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機組的計劃出力值之和；Pmax,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機組的最大技術(shù)出力值之和；Pmax,b,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機組上報的最大出力值之和。

3）機組總爬坡速率約束[27]

式中，Pup,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機組的最大向上爬坡速率之和；Pdown,N為系統(tǒng)內(nèi)所有有意愿參與調(diào)峰機組的最大向下爬坡速率之和；T為統(tǒng)計周期時長，T=15min。

4）機組總計劃出力值爬坡速率約束

由于動態(tài)機制規(guī)定未被調(diào)用調(diào)峰輔助服務的機組必須運行在計劃出力值上，所以在某一時刻調(diào)用某一機組的調(diào)峰輔助服務時，必須要保證這個機組有能力在下一時刻回到計劃出力值，以確保若出現(xiàn)下一時刻沒有調(diào)用此機組的情況下，此機組的最大爬坡速率有能力使其回到計劃出力值。所以對于有意愿參與調(diào)峰的所有機組整體，有約束

5）新能源出力值約束[28]

2.3 下層模型

2.3.1 下層模型目標函數(shù)

下層模型需要在不同的情況下調(diào)用不同的目標函數(shù)。在系統(tǒng)需要下調(diào)峰輔助服務時，根據(jù)優(yōu)先調(diào)用低報價機組的原則，選擇以購買下調(diào)峰輔助服務費用最低為目標函數(shù)調(diào)用下調(diào)峰輔助服務[29]。而在系統(tǒng)需要上調(diào)峰輔助服務時，由于此時各機組不需要報價，新能源機組無需承擔調(diào)峰輔助服務費用，根據(jù)節(jié)能減排的原則，本文選擇以系統(tǒng)的總煤耗成本最低為目標函數(shù)調(diào)用上調(diào)峰輔助服務[30]。故下層模型目標函數(shù)為

式中，Bt為t時刻系統(tǒng)購買下調(diào)峰輔助服務的總費用；為t時刻系統(tǒng)的總煤耗成本；N為有意愿提供調(diào)峰的機組數(shù)量。

2.3.2 下層模型約束條件

1）火電機組功率平衡約束

2）機組出力值約束

式中，為系統(tǒng)內(nèi)有意愿參與調(diào)峰機組i的最小技術(shù)出力值；為系統(tǒng)內(nèi)有意愿參與調(diào)峰機組i上報的最小出力值；為系統(tǒng)內(nèi)有意愿參與調(diào)峰機組i的最大技術(shù)出力值；為系統(tǒng)內(nèi)有意愿參與調(diào)峰機組i上報的最大出力值。

3）機組爬坡速率約束

式中，為機組i的最大向上爬坡速率；為機組i的最大向下爬坡速率。

4）機組計劃出力值爬坡速率約束

如前所述，在某一時刻調(diào)用某一機組的調(diào)峰輔助服務時，必須保證這個機組有能力在下一時刻回到計劃出力值，此約束為

3 調(diào)峰輔助服務市場結(jié)算方法

本文提出的動態(tài)機制以系統(tǒng)的調(diào)峰邊際價格為市場出清價格，某一時段的市場出清價格的獲得有以下三個步驟：

（1）首先，判斷該時段調(diào)用的調(diào)峰輔助服務類型。若該時段調(diào)用的調(diào)峰輔助服務類型為上調(diào)峰輔助服務，則該時段的市場出清價格為0，否則轉(zhuǎn)到步驟（2）。

（2）其次，將該時段的市場調(diào)度結(jié)果（即各機組的出力值）代入各機組上報的報價函數(shù)公式中，便可以得到各機組的下調(diào)峰輔助服務報價。

（3）最后，從步驟（2）計算得出的報價中篩選出被調(diào)用下調(diào)峰輔助服務的機組的報價，并將這些報價由低到高排列，隊列中的最后一臺機組即可被理解為被調(diào)用的最后一臺機組（即系統(tǒng)邊際機組），該臺機組的報價即為市場出清價格。

各火電機組在各時段的調(diào)峰輔助服務收入為

新能源機組在各時段承擔的總調(diào)峰輔助服務費用為

式中，ft為在t時刻新能源承擔的總調(diào)峰輔助服務費用。

4 算例分析

本文采用遼寧省電網(wǎng)某典型日實際運行數(shù)據(jù)為基礎構(gòu)造算例，每個競價調(diào)度時段為15min，即一天有96 個時段。本文選用LINGO 軟件求解調(diào)峰輔助服務市場雙層競價調(diào)度模型，并對求解出的結(jié)果進行分析。

4.1 算例原始數(shù)據(jù)分析

本算例采用的遼寧省某典型日的實際負荷曲線，新能源功率曲線及凈負荷曲線如圖3 所示。

圖3 遼寧省某日新能源功率及負荷曲線Fig.3 New energy and load data of a certain day in Liaoning Province

表3 為遼寧省電網(wǎng)在該典型日開機的59 臺火電機組數(shù)據(jù)。通過對表格中各火電機組的出力上下限值及爬坡速率數(shù)據(jù)的分析得出，所有火電機組的總出力上下限值分別為21 510MW 和6 611MW，對比該日的凈負荷上下限（13 101.1MW 和10 077.2MW），可以了解到遼寧省具備富余的調(diào)峰容量。而所有火電機組的總爬坡速率為230.5MW/min，在一個時段內(nèi)最大可調(diào)整出力值為3 457.5MW（=230.5MW/min×15min），遠大于該日凈負荷上下時刻波動最大值458.8MW，由此可知，遼寧省的火電機組容量富余且具備靈活性。綜上所述，遼寧省電網(wǎng)具備富余的調(diào)峰容量與機組靈活性，而該日兩個檔位的市場出清價格均為檔內(nèi)的最高報價，所以可以推斷出，在現(xiàn)行機制下，市場出清價格較高的原因大致分為兩種；第一種原因是火電機組的調(diào)峰積極性不高，使得市場供給并非遠大于需求，最終導致參與調(diào)峰的火電機組抬高報價；第二種原因是存在違規(guī)操作，即部分火電企業(yè)聯(lián)合起來抬高市場價格。該結(jié)論恰好印證了第1 節(jié)中提到的現(xiàn)行機制存在的問題。

表3 算例火電機組數(shù)據(jù)Tab.3 Example data of thermal power unit

圖4 現(xiàn)行機制與動態(tài)機制的調(diào)峰容量需求Fig.4 Peak regulation capacity demand of current mechanism and dynamic mechanism

4.2 火電機組調(diào)峰積極性分析

現(xiàn)行機制與動態(tài)機制下該典型日各時刻的調(diào)峰容量需求如圖4 所示。圖中某一點的值若是正值代表此時刻的調(diào)峰容量需求為下調(diào)峰容量需求；若為負值則為上調(diào)峰容量需求。

由圖4 可以看出，兩種機制下該日負荷低谷時期的調(diào)峰需求不同（現(xiàn)行機制為下調(diào)峰需求，動態(tài)機制為上調(diào)峰需求），這種差異是由于市場機制不同所導致的。在現(xiàn)行機制下，調(diào)峰需求主要是由負荷與新能源出力能力的大小決定的，而在負荷低谷時期負荷值較小且風電出力能力往往較大，所以為了充分接納新能源往往需要機組提供下調(diào)峰服務。而在動態(tài)機制下，調(diào)峰需求是由新能源出力能力的預測偏差及負荷值的預測偏差共同決定的（當時，調(diào)峰容量需求為下調(diào)峰容量需求；當時，調(diào)峰容量需求為上調(diào)峰容量需求）。根據(jù)遼寧省該日實際數(shù)據(jù)計算得出該日負荷低谷時期需要上調(diào)峰。并且，新能源發(fā)電企業(yè)要向火力發(fā)電企業(yè)支付調(diào)峰輔助服務費用并不是因為新能源機組搶占了火電機組的發(fā)電空間，而是因為新能源機組出力的不確定性對系統(tǒng)造成了影響，火電機組調(diào)峰就是為了在維持系統(tǒng)功率平衡的基礎上讓新能源機組并網(wǎng)，即火電機組為新能源機組提供了輔助服務。因此，動態(tài)機制的調(diào)峰容量需求在很大程度上受新能源出力能力預測偏差的影響，體現(xiàn)了本文動態(tài)機制的合理性。

為了簡化問題，本文將每個機組的決策函數(shù)都假設為一個不變的常數(shù)，等于除此機組以外其他所有機組邊際成本曲線斜率的平均值，即認為每個機組的報價都考慮了其他所有機組的邊際成本。由此得出的動態(tài)機制下該典型日每個時段的調(diào)峰容量出清結(jié)果如圖5 所示。圖中每一段柱形圖的長度對應每個機組在該時段提供的調(diào)峰容量，若柱形圖在0軸上方代表該時段的調(diào)峰容量需求為下調(diào)峰容量需求，否則為上調(diào)峰容量需求。

圖5 動態(tài)機制的調(diào)峰容量出清結(jié)果Fig.5 Peak regulation capacity clearing results under dynamic mechanism

再者，由圖4 同樣可以看出，動態(tài)機制相比于現(xiàn)行機制可以明顯增大負荷高峰期的有償下調(diào)峰容量需求，同時也可以明顯降低負荷低谷期的有償下調(diào)峰容量需求。由于兩種機制下該典型日的棄風棄光量均為零（由算例原始數(shù)據(jù)及算例結(jié)果得出），所以任一時刻的有償下調(diào)峰容量需求都等于該時刻所有機組出售的有償下調(diào)峰容量，即動態(tài)機制使得所有機組出售的有償下調(diào)峰容量在負荷高峰時期增大了，而在負荷低谷時期減小了，達到機組出售的有償下調(diào)峰容量與機組實際提供的下調(diào)峰容量更為接近的效果，使得市場機制更為合理。

由于本文的機組數(shù)量龐大，逐臺機組分析調(diào)峰積極性需要占用大量的篇幅，所以本文決定挑選典型機組的競價結(jié)果進行分析。為了分析機組在動態(tài)機制下的調(diào)峰積極性，本文選擇了32 號機組作為典型機組進行分析，32 號機組在現(xiàn)行機制的實際出力曲線如圖6 所示。

圖6 現(xiàn)行機制32 號機組及15 號機組實際出力值曲線Fig.6 Actual output curve of unit 32 and unit 15 under the current mechanism

32 號機組為一臺容量為600MW 的純凝火電機組。由圖6 中現(xiàn)行機制下32 號機組在該典型日的實際出力值曲線可以看出，32 號機組為一臺典型的調(diào)峰積極性較差的機組，即在該日的96 個時段32號機組的出力值均高于其有償調(diào)峰基準（300MW），而本文選擇了一臺容量同樣為600MW 的15 號純凝火電機組與之對比。該機組在該日的實際出力值曲線如圖6 所示。由圖6 可知，15 號機組為一臺提供了調(diào)峰輔助服務的機組。由于15 號機組與32 號機組同樣為600MW 容量的純凝火電機組并且難以估計32 號機組若在該日參與調(diào)峰的情況下的報價及實際出力值，所以可將15 號機組在該日的運行結(jié)果假設為若32 號機組在該日有意愿參與調(diào)峰的運行結(jié)果，并將此結(jié)果與32 號機組在該日的實際運行結(jié)果（即32 號機組在該日無意愿參與調(diào)峰的運行結(jié)果）進行對比。

根據(jù)兩臺機組在該日的實際出力值計算得出的現(xiàn)行機制下機組該日全天利潤見表4。

表4 現(xiàn)行機制下32 號機組的調(diào)峰利潤分析Tab.4 Peak regulation profit analysis of unit 32 under the current mechanism（單位：元）

由上述分析可知，15 號機組的利潤結(jié)果可以作為32 號機組若在該日有意愿參與調(diào)峰的利潤結(jié)果。所以，由表4 中的計算結(jié)果可以看出：32 號機組在該日不參與調(diào)峰相比于參與調(diào)峰，雖然由于未參與調(diào)峰輔助市場承擔了74 070.57 元的調(diào)峰輔助服務分攤費用且增加了852 009.8（=2 757 735.6-1 905 725.8）元的煤耗成本，但同時也由于出力值整體升高，電費收入增加了988 628.4（=3 691 648.1-2 703 019.7）元，導致32 號機組在該日不參與調(diào)峰比參與調(diào)峰多獲得利潤12 006.3（=859 841.93-847 835.63）元。由上述分析可知，在現(xiàn)行機制下存在火電機組不提供調(diào)峰輔助服務時可比提供調(diào)峰輔助服務時獲得更高的利潤，從而引起部分火電機組參與調(diào)峰的積極性下降，從而揭示了現(xiàn)行機制難以調(diào)動所有火電機組調(diào)峰積極性的弊端。

圖7 為在本文提出的動態(tài)機制下32 號機組的實際出力曲線及計劃出力曲線。

圖7 動態(tài)機制32 號機組實際出力及計劃出力曲線Fig.7 Curve of actual output value and planned output value of Unit 32 under dynamic mechanism

由圖7 中可以看出，除了1～13 時段及96 時段（即系統(tǒng)需要上調(diào)峰容量的時段）外，32 號機組均被調(diào)用了調(diào)峰輔助服務（下調(diào)峰輔助服務），而且32號機組在系統(tǒng)需要下調(diào)峰容量的時段，其出力值相比于其計劃出力值降低明顯，即在動態(tài)機制下32 號機組的調(diào)峰積極性更高。

在動態(tài)機制下，32 號機組的全天利潤分析見表5。

表5 動態(tài)機制下32 號機組的調(diào)峰利潤分析Tab.5 Peak regulation profit analysis of unit 32 under the dynamic mechanism（單位：元）

由表5 中的結(jié)果可以看出：32 號機組在該日參與調(diào)峰相比于不參與調(diào)峰，雖然由于機組降低出力導致機組電費收入降低了555 013.3（=3 081 487.5-2 526 474.2）元，但同時也由于降低出力提供了調(diào)峰輔助服務獲得了198 729.43 元的調(diào)峰收入并節(jié)省煤耗成本452 856.5（=2 220 910.2-1 768 053.7）元，最終使得32 號機組在該日參與調(diào)峰相比于不參與調(diào)峰多獲得利潤96 572.61（=957 149.88-860 577.27）元。由上述分析可知，在本文提出的動態(tài)機制下32號火電機組提供調(diào)峰輔助服務時可比不提供調(diào)峰輔助服務時獲得更高的利潤，由此驗證了32 號機組在動態(tài)機制下的調(diào)峰積極性更高。

圖8 為動態(tài)機制下該日所有開機機組的下調(diào)峰收益（即該日下調(diào)峰時段機組的實際總收入與機組無調(diào)峰意愿時該日下調(diào)峰時段機組的總收入之間的差值）及提供的下調(diào)峰電量。

圖8 各機組的下調(diào)峰收益及下調(diào)峰電量Fig.8 Down-regulation revenue and down-regulation electric quantity of each unit

顯而易見，提供下調(diào)峰的所有機組均可獲得更高的收入，且機組提供的下調(diào)峰電量越多，機組在該日的下調(diào)峰收益越大（機組的下調(diào)峰收益與機組提供的下調(diào)峰電量之間的相關(guān)系數(shù)為0.989 7，相關(guān)系數(shù)的計算公式見式（28））。由此證明，動態(tài)機制確實可以充分調(diào)動機組的調(diào)峰積極性。

4.3 市場出清價格分析

在動態(tài)機制下，該典型日的調(diào)峰輔助服務市場出清價格曲線如圖9 所示。經(jīng)過將圖9 的調(diào)峰輔助服務市場出清價格曲線與圖4 中動態(tài)機制的調(diào)峰容量需求曲線對比后可以發(fā)現(xiàn)：在系統(tǒng)上調(diào)峰時段，市場出清價格為0，這是由于動態(tài)機制下機組免費提供上調(diào)峰輔助服務所致。而在系統(tǒng)下調(diào)峰時段，兩個曲線的走勢大致相同，即下調(diào)峰容量需求大的時候市場出清價格較高，而下調(diào)峰容量需求較小的時候市場出清價格較低。市場出清價格跟隨市場需求的增大而升高，這體現(xiàn)了動態(tài)機制下的調(diào)峰輔助服務市場出清價格具有合理性。

圖9 動態(tài)機制的調(diào)峰輔助服務市場出清價格Fig.9 Clearing prices for peak regulation ancillary service market under dynamic mechanism

為了定量地比較現(xiàn)行機制與動態(tài)機制的市場價格的合理性，本文通過計算調(diào)峰輔助服務市場出清價格與下調(diào)峰容量需求之間的相關(guān)系數(shù)來評價這兩個變量之間的聯(lián)系緊密程度，進而比較兩種機制下市場出清價格的合理性。相關(guān)系數(shù)ρX,Y的計算式為

式中，X和Y為兩個隨機變量；cov(X,Y)為X和Y的協(xié)方差；D(X)和D(Y)分別為X和Y的方差；E(X)和E(Y)分別為X和Y的數(shù)學期望。

動態(tài)機制下，該典型日調(diào)峰市場出清價格與下調(diào)峰容量需求之間的相關(guān)系數(shù)見表6。

表6 市場出清價格與下調(diào)峰容量需求之間的相關(guān)性Tab.6 The correlation between the market clearing price and the down-regulation capacity demand

由表6 可以看出，在現(xiàn)行機制下，市場出清價格與下調(diào)峰容量需求之間的相關(guān)性并不是很強。而在本文提出的動態(tài)機制下，市場出清價格與下調(diào)峰容量需求之間聯(lián)系緊密，即下調(diào)峰容量需求越大，市場的出清價格越高。市場出清價格與需求的關(guān)系能夠充分反映市場機制在資源配置上起到的作用，證明了本文提出的動態(tài)機制在資源配置上具有顯著的優(yōu)越性。

5 結(jié)論

在中國大力發(fā)展新能源，東北地區(qū)新能源建設步伐顯著加快的背景下，隨著新能源機組裝機容量的逐年攀升，由于當前東北地區(qū)施行的調(diào)峰輔助服務市場機制的調(diào)峰基準以及報價規(guī)則存在問題，導致機組參與調(diào)峰的積極性不足且市場價格虛高。鑒于此背景，本文提出了浮動調(diào)峰基準以及利于市場監(jiān)管的報價規(guī)則，從而形成了動態(tài)調(diào)峰輔助服務市場競價機制。除此之外，本文還在考慮各種機組運行約束的基礎上建立了調(diào)峰輔助服務雙層競價調(diào)度模型。最后，基于遼寧省電網(wǎng)某典型日的實際運行數(shù)據(jù)，驗證了本文提出的動態(tài)競價機制可以有效提高機組調(diào)峰的積極性并將市場價格控制在合理范圍內(nèi)。

目前東北地區(qū)的調(diào)峰輔助服務市場的售賣方僅考慮火電機組，后續(xù)還會考慮將水電機組等其他市場參與方納入到市場的售賣方中，并且如何在新能源機組之間分攤調(diào)峰輔助服務費用將是后續(xù)研究的重點。