王一錚，胡嘉驊，唐琦雯，趙一琰，沈琪

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，杭州 310020；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司，杭州 310007；3.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；4.杭州華電半山發(fā)電有限公司，杭州 310015）

0 引言

2020年9月，我國正式提出了“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)［1］。作為減碳的重要切入點(diǎn)，光伏、風(fēng)電等新能源受到了廣泛關(guān)注。隨后，各地區(qū)、各行業(yè)相繼出臺了“雙碳”行動(dòng)方案［2-4］，國家也進(jìn)一步提出建設(shè)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)［5-6］。與此同時(shí)，浙江省等8 個(gè)省市作為第1 批試點(diǎn)，正在探索建立電力現(xiàn)貨交易機(jī)制，構(gòu)建中長期交易與現(xiàn)貨交易相結(jié)合的電力市場體系。實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)、新型電力系統(tǒng)建設(shè)和電力現(xiàn)貨試點(diǎn)建設(shè)相疊加，帶來了更多的機(jī)遇和挑戰(zhàn)。

截至目前，浙江省已經(jīng)完成了季度現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行，其他試點(diǎn)地區(qū)也都在推進(jìn)長周期的結(jié)算試運(yùn)行。根據(jù)國情省情，不同地區(qū)有著差異化的電力現(xiàn)貨市場建設(shè)路徑，在探索過程中也遇到了不同的階段性問題。浙江省是典型的能源受端省份，同時(shí)有著相對豐富的水電資源，水電在電力系統(tǒng)中發(fā)揮著重要作用。在“雙碳”背景下，浙江省計(jì)劃在“十四五”期間實(shí)施“風(fēng)光倍增”，新能源裝機(jī)規(guī)模和發(fā)電量都將有明顯提升，這給系統(tǒng)電力電量平衡帶來了新的挑戰(zhàn)［7］。

在電力現(xiàn)貨市場背景下，水電機(jī)組的收益較計(jì)劃模式發(fā)生了一定的變化，尤其是在輔助服務(wù)市場機(jī)制仍需完善、輔助服務(wù)產(chǎn)品種類仍待補(bǔ)充的情況下，水電機(jī)組面臨較大的收益下降風(fēng)險(xiǎn)。與此同時(shí)，在市場中，水電企業(yè)尚未完全掌握現(xiàn)貨市場規(guī)則和電價(jià)規(guī)律，水電機(jī)組出力曲線與市場中電能需求的匹配程度有待提升，造成其電能量潛在收益的流失，相應(yīng)地也擠占了光伏發(fā)電的消納空間。浙江省負(fù)荷谷值時(shí)段與光伏發(fā)電峰值時(shí)段部分重疊，在未來光伏發(fā)電倍增后，新能源消納需要更多空間。

文獻(xiàn)［8］—［11］針對水電研究了電力現(xiàn)貨市場機(jī)制設(shè)計(jì)、與中長期交易銜接、競價(jià)策略等關(guān)鍵問題。針對水電出力優(yōu)化，現(xiàn)有文獻(xiàn)中已有一些研究。文獻(xiàn)［12］針對外送能源受端的調(diào)峰壓力較大問題，研究了兼顧多電網(wǎng)調(diào)峰與水電消納的水電調(diào)度方法。部分文獻(xiàn)還考慮了電力現(xiàn)貨市場。文獻(xiàn)［13］在日前市場的背景下，針對下游水電站，提出了“峰前騰庫、峰后蓄水”的出力調(diào)整策略和兩階段出力優(yōu)化策略。文獻(xiàn)［14］考慮電力現(xiàn)貨市場，提出了一種耦合日合同分解及日前市場競價(jià)的梯級水電站短期魯棒優(yōu)化調(diào)度方法，以最大化梯級水電站總收益。部分文獻(xiàn)考慮了新能源與水電的協(xié)同。文獻(xiàn)［15］針對大規(guī)模間歇性可再生能源接入系統(tǒng)，提出了構(gòu)建考慮庫容彈性空間的水電經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，以促進(jìn)水電、風(fēng)電消納，降低電網(wǎng)運(yùn)行成本。文獻(xiàn)［16］針對含風(fēng)電、抽水蓄能、水電和火電4類異質(zhì)電源的多能互補(bǔ)系統(tǒng)，建立了協(xié)調(diào)調(diào)度模型，充分發(fā)揮多能互補(bǔ)作用，提升清潔能源消納能力。文獻(xiàn)［17］針對自調(diào)度的水電站，提出了促進(jìn)間歇性可再生能源消納的水電定價(jià)與能量管理策略，在最大化水電發(fā)電收益的同時(shí)，最小化棄風(fēng)棄光量。但是截至目前，在現(xiàn)貨市場背景下，關(guān)于水電出力優(yōu)化以及水電新能源發(fā)電協(xié)同的研究還不夠深入。

在此背景下，本文針對水電機(jī)組出力優(yōu)化和光伏發(fā)電消納進(jìn)行研究。首先，基于浙江省電力現(xiàn)貨市場，對現(xiàn)貨市場背景下的水電與光伏發(fā)電特點(diǎn)以及二者之間的關(guān)系進(jìn)行分析。然后，構(gòu)建以最大化水電機(jī)組的市場化電能電費(fèi)為目標(biāo)的優(yōu)化模型。最后，以浙江省3 次電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行為案例進(jìn)行分析，并針對現(xiàn)貨市場建設(shè)和新能源消納提出建議。

1 現(xiàn)貨市場背景下的水電與光伏發(fā)電特點(diǎn)

1.1 水電與光伏的發(fā)電量時(shí)間分布

以浙江省2020 年5 月（單周）、2020 年7 月和2021年3—5月（選取3月數(shù)據(jù)）3次電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行期間的數(shù)據(jù)為例進(jìn)行分析，見表1。在3次試運(yùn)行中，水電機(jī)組均在日前申報(bào)固定出力曲線，無需申報(bào)價(jià)格，不參與出清，事后與其他統(tǒng)調(diào)機(jī)組一同結(jié)算；光伏發(fā)電機(jī)組不實(shí)際參與市場，仍按照計(jì)劃模式進(jìn)行結(jié)算?？傮w而言，水電機(jī)組主要集中在白天發(fā)電，一般在日內(nèi)單一時(shí)段內(nèi)或多個(gè)時(shí)段內(nèi)連續(xù)發(fā)電，出力曲線多為階梯狀。在相近日期內(nèi)，光伏發(fā)電機(jī)組每日的發(fā)電時(shí)段基本一致，發(fā)電量在日間存在差異。

表1 不同時(shí)段水電與光伏發(fā)電量統(tǒng)計(jì)Table 1 Hydropower and photovoltaic power generation in different period

水力發(fā)電與光伏發(fā)電機(jī)組存在較多重疊。在每日光伏發(fā)電時(shí)段，統(tǒng)調(diào)水電機(jī)組的發(fā)電量平均為1 953.29，4 128.20，1 960.81 MW·h，占全天發(fā)電量的77.6%，72.6%，72.3%，與季節(jié)變化的關(guān)系不明顯；而光伏發(fā)電時(shí)段大約占全天發(fā)電量的56.0%，67.0%，46.0%，與季節(jié)變化的關(guān)系較為明顯。在每日的光伏發(fā)電出力水平較高時(shí)段（出力水平超過當(dāng)月最大值的50.0%），統(tǒng)調(diào)水電機(jī)組的電量平均為586.02，796.19，355.51 MW·h。統(tǒng)調(diào)負(fù)荷扣除光伏發(fā)電后（以下稱為凈負(fù)荷）的尖峰時(shí)段（當(dāng)日負(fù)荷水平最高的30 min），統(tǒng)調(diào)水電機(jī)組的發(fā)電量平均為112.88，140.14，89.42 MW·h；在凈負(fù)荷高峰時(shí)段（負(fù)荷水平超過當(dāng)日最大值的90.0%），水電機(jī)組的發(fā)電量平均值為1 254.70，2 359.40，1 275.20 MW·h。

1.2 電力現(xiàn)貨市場量價(jià)關(guān)系

能否有效地將市場中電能供需求關(guān)系反映在電能價(jià)格上，是評價(jià)市場效用的重要方面。以2020年5 月現(xiàn)貨市場單周結(jié)算試運(yùn)行結(jié)果為例。如圖1所示（每30 min 為1個(gè)時(shí)點(diǎn)，下同），日前和實(shí)時(shí)市場中，全量電量（現(xiàn)貨市場中出清的總電量）與全量平均電價(jià)曲線波動(dòng)趨勢較為相近，峰谷時(shí)段也較為匹配。由于全量電量可以體現(xiàn)市場對電能的需求，因此，可以認(rèn)為市場中電能的量價(jià)關(guān)系較為匹配，全量平均電價(jià)可以體現(xiàn)電能量的市場價(jià)值。

圖1 電力現(xiàn)貨市場中的全量電量與平均電價(jià)（2020年5月單周）Fig.1 Total generation quantity of a week and average electricity price in the spot market（a week in May，2020）

對于水電機(jī)組而言，其電量與全量平均電價(jià)曲線波動(dòng)趨勢存在較大差異，峰谷時(shí)段也不完全匹配。如圖2 所示，水電機(jī)組在全量平均電價(jià)谷值時(shí)段的出力仍處于當(dāng)日較高水平，全量平均電價(jià)峰值時(shí)段的電量也遠(yuǎn)不及次高峰時(shí)段的電量（為便于展示分析，剔除圖2 b 中的異常點(diǎn)，即超過四分位距的1.5倍的數(shù)據(jù)點(diǎn)）。

圖2 電力現(xiàn)貨市場中的水電電量與平均電價(jià)（2020年5月單周）Fig.2 Hydropower generation quantity and average electricity price in the spot market（a week in May，2020）

全量平均電價(jià)體現(xiàn)了電能的市場價(jià)值，而水電電量與全量平均電價(jià)的匹配性卻相對較低，因此，當(dāng)前的水電量價(jià)關(guān)系還存在一定的優(yōu)化空間。水電機(jī)組本身具有較強(qiáng)的靈活性，可通過優(yōu)化申報(bào)的出力曲線，充分利用機(jī)組靈活性，盡可能在價(jià)格較高時(shí)段申報(bào)出力，最大化電能量市場收益。同時(shí)，光伏出力的高峰時(shí)段與電價(jià)的低谷時(shí)段存在一定重疊。量價(jià)相關(guān)性的改善，也可以為光伏發(fā)電騰挪更多空間。

2 電力現(xiàn)貨市場背景下的水電出力優(yōu)化

在不改變?nèi)瞻l(fā)電量的基礎(chǔ)上對水電日出力曲線進(jìn)行事后優(yōu)化分析，將發(fā)電量盡可能分布在市場出清電價(jià)的較高時(shí)段，提高水電電量與市場電能量需求的相關(guān)性。

假設(shè)一：構(gòu)成消費(fèi)支出的八個(gè)項(xiàng)目(食品、衣著、居住、醫(yī)療保健、生活用品及服務(wù)、交通通信、文教娛樂用品及服務(wù)、其他用品及服務(wù))均與第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)的發(fā)展相關(guān)。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

在現(xiàn)貨市場環(huán)境下，每個(gè)水電站的電能電費(fèi)都按照“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”進(jìn)行結(jié)算，即水電站在日前市場的出清電量按照日前市場價(jià)格結(jié)算；然后，其在實(shí)時(shí)市場的出清電量超出日前市場的部分，按照實(shí)時(shí)價(jià)格結(jié)算；最后，其合約電量按照合約價(jià)格與日前市場價(jià)格的差值進(jìn)行結(jié)算。優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)為最大化水電站的電能電費(fèi)，可表示為

式中：F為水電站的電能電費(fèi)；T為一天的時(shí)段數(shù)為水電站在第t個(gè)時(shí)段的日前市場電價(jià)；為水電站在第t個(gè)時(shí)段的實(shí)時(shí)市場電價(jià)；為水電站在第t個(gè)時(shí)段的合約電價(jià)；為水電站在第t個(gè)時(shí)段的日前市場出清電量；為水電站在第t個(gè)時(shí)段的實(shí)時(shí)市場出清電量；為水電站在第t個(gè)時(shí)段的合約電量。

2.2 約束條件

實(shí)際運(yùn)行中，不靠考慮棄水的情況下，水電機(jī)組的日發(fā)電量主要由水的調(diào)度方式?jīng)Q定，與水流量成正比。在事后優(yōu)化分析的情境下，水電站日發(fā)電量可以取當(dāng)日實(shí)際發(fā)電量，即不改變水電站日發(fā)電能力。假定水電作為價(jià)格接受者，以“報(bào)量不報(bào)價(jià)”的形式參與現(xiàn)貨市場，水電機(jī)組在日前市場和實(shí)時(shí)市場中的出清電量保持不變，需要滿足

式中：Qda為水電站在第t個(gè)時(shí)段的日前市場電量；Qrt水電站在第t個(gè)時(shí)段的實(shí)時(shí)市場電量。

水電站的出力受到機(jī)組容量、來水量、水位等因素的綜合影響。在事后優(yōu)化分析的情境下，假定水電站受到的影響因素不發(fā)生變化，即需要滿足

式（1）—（5）所構(gòu)建的模型是線性規(guī)劃問題，可以在Matlab環(huán)境中采用Yalmip∕Gurobi求解器求解。

3 算例與分析

3.1 算例介紹

以浙江省電力現(xiàn)貨市場2020 年5 月（單周）、2020 年7 月和2020 年3 月結(jié)算試運(yùn)行的實(shí)際電量、電價(jià)數(shù)據(jù)為案例，對水電出力進(jìn)行事后優(yōu)化分析，并研究其對光伏發(fā)電消納的影響。考慮到水電發(fā)電量占總發(fā)電量的比例較小，這里忽略水電出力優(yōu)化對現(xiàn)貨市場中電價(jià)的影響。同時(shí)，由于光伏發(fā)電機(jī)組暫未參與浙江省電力現(xiàn)貨市場，因此在水電出力優(yōu)化后，光伏發(fā)電機(jī)組的出力曲線不發(fā)生改變。

3.2 水電機(jī)組電能量收益

水電機(jī)組通過優(yōu)化在日前市場和實(shí)時(shí)市場中的發(fā)電量分布，提高自身電能電費(fèi)。以2020 年7 月7 日為例，如圖3 所示，發(fā)電量較大為08：30—11：00和13：00—17：00，上述時(shí)段的電能需求較大，電價(jià)水平較高，發(fā)電收益也較高。在11：00—13：00 時(shí)段，水電發(fā)電量接近0，上述時(shí)段的電能需求相對較低，電價(jià)水平也較低；由于該時(shí)段同時(shí)是光伏大發(fā)的時(shí)段，水電的出力優(yōu)化也為光伏發(fā)電的消納提供了空間。

圖3 水電和光伏發(fā)電量時(shí)間分布Fig.3 Generation time distribution of hydropower and photovoltaic power

優(yōu)化結(jié)果顯示，水電機(jī)組收益提升主要源于2個(gè)方面：一是通過發(fā)電量的時(shí)移提升收益，即盡可能在電價(jià)較高的時(shí)段發(fā)電，該調(diào)整在日前市場價(jià)格和實(shí)時(shí)市場價(jià)格較為接近的日期較為明顯。由于電價(jià)能夠反映市場中對電能量的需求，因此水電發(fā)電量的時(shí)移也能夠改善水電發(fā)電量與全量平均電價(jià)的匹配關(guān)系。以B 水電站為例，如圖4 所示，當(dāng)日日前市場與實(shí)時(shí)市場價(jià)格接近，相較于優(yōu)化前，優(yōu)化后的電量主要分布在電價(jià)的高峰和次高峰時(shí)段；二是水電機(jī)組也依靠日前市場與實(shí)時(shí)市場的價(jià)格差進(jìn)行盈利，該調(diào)整主要發(fā)生在日前市場價(jià)格和實(shí)時(shí)市場價(jià)格差距較大的日期。以B 水電站為例，優(yōu)化后，水電站除，將發(fā)電量時(shí)移至電價(jià)的高峰和次高峰時(shí)段（08：00—11：00，16：30—17：30），在21：00—23：30通過日前和實(shí)時(shí)市場的價(jià)差獲利。

圖4 B站的發(fā)電量時(shí)間分布Fig.4 Generation time distribution of station B

各個(gè)發(fā)電廠的平均電價(jià)以及電費(fèi)見表2。在2020年5月（單周）試運(yùn)行期間，優(yōu)化前，平均電價(jià)最高為662.42 元∕（MW·h），最低為406.99元∕（MW·h）；整體平均電價(jià)為521.23 元∕（MW·h）。優(yōu)化后平均電價(jià)最高為739.69 元∕（MW·h），最低為446.25元∕（MW·h），整體平均電價(jià)為566.60 元∕（MW·h）。在2020 年7 月試運(yùn)行期間，優(yōu)化前整體平均電價(jià)為449.63 元∕（MW·h）；優(yōu)化后為536.40 元∕（MW·h）。在2021 年3 月試運(yùn)行期間，優(yōu)化前整體平均電價(jià)為501.29 元∕（MW·h）；優(yōu)化后為646.93 元∕（MW·h）。在現(xiàn)貨市場試運(yùn)行周期內(nèi)，各站的平均電價(jià)普遍提高，在電能量市場中獲得更多收益。

表2 水電平均電價(jià)和水電站電費(fèi)Table 2 Average electricity price of hydropower stations

3.3 水電與光伏發(fā)電量的分布

水電出力優(yōu)化后，水電與光伏的發(fā)電量重疊明顯減少，水電機(jī)組在光伏發(fā)電時(shí)段的發(fā)電量大幅降低，見表3。在2020 年5 月（單周）、2020 年7 月和2020 年3 月分別降低了21.1%，19.8%，32.6%。在光伏大發(fā)時(shí)段，水電發(fā)電量的降幅更為明顯，分別降低了37.7%，53.9%，87.2%。主要因?yàn)楣夥l(fā)電的峰值時(shí)段與負(fù)荷谷值時(shí)段存在一定重疊，這些時(shí)段的電價(jià)水平也相對較低，出力優(yōu)化后水電機(jī)組將更多發(fā)電量時(shí)移到了光伏發(fā)電的非峰值時(shí)段，為光伏發(fā)電騰挪了消納空間。

表3 不同時(shí)段水電發(fā)電量統(tǒng)計(jì)Table 3 hydropower generation in different period MW·h

從凈負(fù)荷角度來看，不同月份的水電出力優(yōu)化帶來了差異化的影響。在2020 年5 月（單周）和2020 年7 月，尖峰負(fù)荷時(shí)段的水電發(fā)電量都有所提升，且2020 年5 月（單周）提升幅度較大，較優(yōu)化前提升了42%，發(fā)揮了平衡電力供需的作用。但在2021年3月，尖峰負(fù)荷時(shí)段的水電發(fā)電量反而下降，這是由于出力優(yōu)化后，水電機(jī)組出現(xiàn)了較多利用日前和實(shí)時(shí)市場價(jià)差獲利的行為，電價(jià)信號沒有發(fā)揮應(yīng)有的引導(dǎo)作用。在2020 年5 月（單周），高峰負(fù)荷時(shí)段的水電發(fā)電量有所提升，但在2020 年7 月和2021年3月，高峰負(fù)荷時(shí)段的水電發(fā)電量卻下降，引起差異的原因與尖峰負(fù)荷時(shí)段相似。

4 結(jié)論

本文針對水電機(jī)組出力優(yōu)化和光伏發(fā)電消納進(jìn)行研究。首先，在浙江電力現(xiàn)貨市場背景下，分析了水電與光伏的發(fā)電量分布特點(diǎn)，以及市場中的電能量價(jià)關(guān)系。然后，構(gòu)建以最大化水電機(jī)組的市場化電能電費(fèi)為目標(biāo)的優(yōu)化模型，對其發(fā)電量的日內(nèi)時(shí)間分布進(jìn)行優(yōu)化。最后，以浙江3 次電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行為案例進(jìn)行事后仿真分析，仿真結(jié)果顯示，水電出力優(yōu)化可以為光伏發(fā)電消納提供空間，在一定條件下可以降低負(fù)荷尖峰和高峰時(shí)段的電能平衡壓力。根據(jù)仿真結(jié)果，提出以下建議。

（1）加強(qiáng)市場主體能力建設(shè)。應(yīng)當(dāng)引導(dǎo)水電企業(yè)主動(dòng)積累市場數(shù)據(jù)和經(jīng)驗(yàn)，加強(qiáng)對市場供需情況和出清價(jià)格情況的預(yù)測，優(yōu)化日出力曲線申報(bào)，依靠靈活性在電能量市場中獲得更多收益，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)不同種類發(fā)電資源的互補(bǔ)配合，促進(jìn)風(fēng)電、光伏等間歇性可再生能源消納。

（2）完善信息披露機(jī)制。電力市場各主體交易策略的完善，依賴于市場信息的及時(shí)合規(guī)披露。市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)應(yīng)按照信息發(fā)布的要求，及時(shí)合規(guī)向市場主體提供市場相關(guān)信息，支撐市場主體更好優(yōu)化申報(bào)策略。

（3）完善電力市場機(jī)制?？紤]到能源受端的特點(diǎn)和“雙碳”目標(biāo)，需要繼續(xù)鼓勵(lì)水電發(fā)展，不適合對其在日前和實(shí)時(shí)市場間的盈利進(jìn)行過多限制。為了降低市場間盈利行為對量價(jià)關(guān)系的影響，應(yīng)當(dāng)持續(xù)完善輔助服務(wù)市場，適時(shí)引入備用、靈活調(diào)節(jié)產(chǎn)品等服務(wù)，以市場化手段引導(dǎo)水電機(jī)組在凈負(fù)荷尖端和高峰時(shí)段提高出力水平，發(fā)揮市場機(jī)制提升新型電力系統(tǒng)靈活性的重要作用。