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通过价格信号引导是激励市场参与者主动进 行偏差调节的重要方式。在市场初期设计中,北美 日内市场大多采用没有独立的出清价格机,而是采 用与实时市场相同的价格进行出清。在现阶段日内 市场设计中,利用价格信号引导偏差修正,在降低 预测偏差导致的价格波动、激励新能源参与者提升 自身预测水平、提升电网运行安全性等方面,均具 有重要意义。
1.4 日内市场设计复杂度提高
日内市场设计难度增大,架构复杂度提高。日 内市场复杂度主要来源于以下方面:一是现货市场 固有的设计难点。日内市场作为现货市场的组成部 分,现货市场中固有的难点在日内市场中依然存 在,如启停成本、无负荷成本导致的非凸问题[16]。 二是源于日内市场自身特点,主要包括辅助服务和 时间颗粒度的多样性。在辅助服务方面,日内市场 新增爬坡容量等辅助服务;在时间颗粒度方面,日 内市场交易频率、合同时长更加灵活,部分北美市 场包含 3 种日内市场,两者均增加了日内市场设计 难度。三是与其他市场衔接产生的复杂度,日内市 场需考虑与日前市场、实时市场的双向衔接。
2 省间日内市场特征及设计挑战
2.1 省间日内市场特征
市场在时间维度细化的目的在于动态利用更 新信息,在空间维度细化的目的在于提高资源的全 局优化配置效率。省间日内市场是在日内市场基础第 44 卷 第 2 期 电 网 技 术 575 上,从空间维度进行的市场细化。
1)省间日内市场为实现全局优化,部分细节 简化。为扩大优化范围,保证出清效率,省间市场 对部分省内细节进行一定程度简化。例如,将各省 电网等效为单一节点。在提高出清效率的同时,也 增大了执行风险。
2)省间与省内市场紧密耦合,交易需多级调 度的协调组织。时间维度不同的各级市场大多由同 一调度/交易机构组织完成,空间范围不同的各级市 场则需要由多级调度/交易机构组织完成。各级市场 相互关联,难以同时独立开展。因此,省间、省内 多级市场组织,对各级调度的协调配合要求较高。 基于上述省间日内市场的特征,省间日内市场 在建设过程面临相应设计难点与挑战,如图 1 所示。
2.2 省间日内市场设计挑战
2.2.1 耦合衔接省内市场
1)资源耦合。
省间市场、省内市场作为空间维度不同的两个 市场,其设计的难点在于如何协调两市场交易次 序,解决两市场交易资源共用问题。交易资源包括 电能量、辅助服务等。市场参与者可以同时选择在 省间市场与省内市场进行交易,受可交易总量限 制,参与者在两市场的交易量存在相互制约关系。 例如,对于某卖方参与者,若其在省内市场交易量 过大,可能导致其在省间市场的可交易量减少,反 之亦然。针对上述交易资源共用问题,在不能集中 优化的情况下,不确定省间交易量则无法确定省内 可交易量,同理不确定省内交易量则无法确定省间 可交易量。
需要说明的是,上述问题虽然可以通过事先按 一定规则分配的方式解决(例如:市场参与者事先分 配其在两市场的申报量),但由于市场交易的不确定 性,可能会导致交易结果与预期偏差较大。因此设 计合理的市场耦合机制,避免各市场间低效运行, 具有重要意义。此外,相较于日前市场,日内市场 对交易流程简洁性、高效性有更高的要求。
2)跨时间维度耦合。
现阶段市场建设中,在时间维度上,省间现货 市场重点建设日前、日内市场,省内现货市场重点 建设日前、实时市场。因此,在省内日内市场尚未 完备阶段,省间日内市场设计需满足同省内实时市 场的耦合要求。
2.2.2 融合区域调峰辅助服务市场
区域调峰辅助服务市场是市场建设过渡时期 的形态,并未形成标准的市场形态。完备的省间市 场和省内市场将包含其现有全部功能。 当存在两个不同空间范围且相互影响的市场 时,至少需要一次迭代(A 市场预出清→B 市场正式 出清→A 市场正式出清)才能较好地完成交易。当某 地区存在省间市场、区域市场、省内市场 3 个空间 维度不同的市场同时运行时,考虑预出清(或预平 衡)等环节,市场交易过程复杂,不利于在交易时间 较短的日内市场实施。同时,还可能存在各市场间 相互影响,导致市场低效运作的情况发生。
目前,东北、西北、华北、华东已建立了区域 调峰辅助市场,部分地区正在进行方案编制。各区 域调峰市场差异较大,交易频率、合同时长、交易 市场形态均不相同,如表 2 所示。缺乏统一规范的 市场设计,增加了区域调峰辅助服务市场与其他市 场融合的难度。
2.2.3 通道可用容量建模与管理
通道可用容量建模管理是现货市场设计中的 关键环节,也是市场出清结果能够进行调度执行的 重要保障。省间现货市场为提高市场效率,将部分 细节进行简化,例如将全省等效为单一节点。在简 化过程中,部分信息扭曲或缺失,增加了通道建模 管理的难度。
1)省间通道可用容量建模。
省间交易路径大部分以“交流通道+直流通道+ 交流通道”的形式构成。省间市场现阶段规则中, 省间通道容量采用典型的可用输送容量(available transmission capacity,ATC)模型确定。
基于 ATC 的通道可用容量建模方式基于一定 程度的简化假设。潮流在直流线路中定功率传输, 不存在潮流转移分布,但在交流线路中分布需遵循 物理特性。这意味着交易电量无法仅通过指定交流 通道由卖方输送至买方,且不经过其他交流网络。 因此,对于耦合关系复杂的交流电网,基于 ATC 的 省间通道容量模型无法完全适应省间市场需求。
2)省内穿越潮流约束建模。
省间交易出清模型中以省为单位进行集中申 报,将全省等效为单一节点。这意味着省间市场出 清模型未充分考虑省间交易产生的穿越潮流对省 内通道的影响,换言之,未充分考虑省内交流通道 容量对省间交易的约束。
在实际物理问题中,绝大部分省间市场参与者 不直接通过省间通道相连,而是经省内通道与省间 通道相连。受限于省内通道可用容量,省间市场交 易量可能存在限制;同时,省间市场交易量与省内 市场交易量可能存在相互制约。因此,将全省等效 为单一节点,适于内部无阻塞或阻塞较轻的地区; 对于内部阻塞严重的地区难以适用。 针对省间交易产生的穿越潮流问题,欧洲市场 采用再调度、反向交易等方式对于区内阻塞问题进 行处理,在解决问题的同时也导致区内调度成本增 加等负面问题出现。中国电网跨区输送能力较强, 省间市场交易占比高于平均水平,省间交易产生的 穿越潮流的影响将更加显著。因此,更需采用适合 的模型方法和管理规则解决这一问题。
2.2.4 适应现阶段新能源预测特征
省间市场的定位为大范围资源优化配置,为进 一步提升新能源消纳水平,省间日内市场设计应同 现阶段新能源出力预测特征相匹配。
目前,部分地区新能源预测水平有待提高,新 能源预测呈现 3 个方面特征:一是有效预测的超前 时间(leading time)较短,预测精度不能完全满足指 导参与者进行准确市场申报的要求。二是预测精度 随预测超前时间快速变化,如图 2 所示[17]。三是趋 势预测偏差较大,当新能源出力趋势稳定时,预测 较为准确;当新能源出力趋势发生变化时(例如:出 力由增加转为减小),往往难以准确预测。此外,由 于新能源并网,导致部分交易时间延后,已在前文 中进行讨论。
针对上述问题,在省间现货市场设计中,应预 留至少一次修正机会,当预测出现较大偏差导致无 法履约时,允许通过再次交易的方式进行修正。若 再次交易产生的偏差调节成本,应由预测存在误差 的市场参与者承担。此外,省间日内市场设计除促 进新能源消纳外,还应激励新能源参与者主动提高 自身预测水平。
3 对相关问题的思考
3.1 基于顺序出清的省内市场耦合模式
3.1.1 整体出清模式
为实现资源优化配置,省间市场自身宜采用集 中出清方式;同时集中出清方式与省内市场设计保 持一致,有助于向全国统一电力市场的远期形态过 渡。(全国统一电力市场的远期形态特征为考虑各市 场成员报价与全网平衡,基于安全约束确定省间与 省内通道输电能力,全局优化出清。)对于省间、省 内两个空间维度不同的市场,可采用顺序优化出清 或联合优化出清的模式进行出清。
1)顺序出清。
顺序出清模式通过合理规则设计,实现两市场 的解耦优化和边界信息迭代交互。利用合理时序设 计,实现市场交易的高效性、稳定性和可靠性。顺 序出清在结果最优性方面可能低于联合出清,但对 市场出清模型、计算量等要求较低,适于省间与省 内市场的部分耦合模式。
2)联合出清。
联合出清模式需引入分层多主体交互模型,在 主、子问题中分别对省间、省内部分建模,并采用 了联合出清方法。总体上,联合出清的全局最优性 好,但对各市场设计的协同性要求较高,出清模型 复杂、计算量大,适于省间与省内市场的完全耦合 模式。
基于现货市场建设现状以及建设路径,中期可 考虑采用顺序出清模式;远期可考虑采用联合出清出清模式。本文重点针对顺序出清进行讨论。在顺 序出清模式下,对于空间维度不同的两个市场出 清,其本质为双层规划问题,因此至少需要一次迭 代才能完成出清。即自省内市场至省间市场的平衡 申报,侧重考虑平衡问题;自省间市场至省内市场 的正式出清,侧重考虑阻塞管理。基于此,省内市 场可首先进行预出清或预平衡,作为省间市场申报 的参考;然后省间市场正式申报、出清,作为省内 市场的边界条件;省内市场再正式出清,以避免出 现反复迭代。省内市场正式出清结果可能与预出 清、预平衡结果存在一定偏差。此外,各省内市场 也可根据实际平衡与阻塞情况,适当简化省内交易 流程。
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