深度文章 | 省间日内电力现货市场设计的挑战与思考

摘要:

随着新能源并网增加，各时间尺度下的现货市场功能 正逐步改变，整体呈现出强化日内市场定位、重视日内环节 设计的趋势。作为市场从空间维度的进一步划分，省间日内 市场面临特有的设计难点与挑战。首先，从空间范围、交易 需求、功能定位、设计复杂度 4 个方面，讨论日内市场特征 变化趋势；然后，从省间日内现货市场设计出发，针对省内 市场耦合、区域市场融合、通道容量建模、新能源消纳 4 个方面问题，分析市场建设所面临的挑战；最后，基于中 国日内跨区富余可再生能源电力现货市场的实践，对省间日 内现货市场设计进行思考，并提出基于顺序出清的耦合模 式、区域市场设计应遵循的基本原则、基于潮流和关键支路 的通道建模方法、基于滚动重叠的日内交易机制。

（来源：电网技术 作者：胡超凡 ，王扬，赵天阳 ，崔达）

0 引言 

中国正在加快推进电力现货市场建设，力图设 计高效运行的市场体系，促进资源的优化配置[1-2]。 省间日内市场是现货市场的重要组成部分，市场定 位及设计具有重要意义。作为日内市场，其交易组 织在日前市场之后，在时间维度发挥超短期资源调 节作用；作为省间市场[3]，在空间维度发挥资源大 范围优化配置作用。

在中国电力现货市场建设过程中，日内跨区富 余可再生能源电力市场作为省间日内市场的初期 形态，2018 年完成交易 4000 余笔、交易量超过 31 亿 kW·h，其设计、运行起到了重要的实践作用。 随着新能源并网比例增加，各时间尺度现货市场的 功能特征正在逐步改变，日内市场愈发重要。

目前，北美、欧洲等地区的跨区日内市场交易 模式差异较大，北美日内市场分为若干区域，由各 电网运营机构(independent system operator，ISO)负 责交易组织，跨区域交易较为松散，多为双边交易 形式。欧洲通过共享订单、价格耦合等市场机制， 建立了统一日内市场，由各交易中心联合运营。虽 然北美、欧洲等地区在现货市场模式、规则设计等 方面各有侧重；但随着新能源占比提高，整体呈现 出强化日内市场定位、重视日内市场设计的趋势[4-7]。 日内市场在激励参与者进行偏差调整、优化资 源配置、促进新能源消纳等方面具有重要作用。本 文基于中国日内跨区富余可再生能源电力现货市 场的实践，针对日内市场特征变化变化进行讨论， 对省间日内现货市场建设所面临的挑战进行分析， 最后对省内日内现货市场设计进行思考，并提出相 关建议。

1 日内市场特征变化趋势

1.1 日内市场空间范围扩大 

日内市场空间维度逐渐变化，交易范围呈扩大 趋势，这主要源于大规模新能源并网，对跨区域电 力平衡的诉求。一方面新能源发电具有强波动性的 特征，其并网比例逐年增加；另一方面传统电源受 爬坡能力、最小出力等技术因素限制，调节能力有 限。因此，大范围的资源优化配置已经成为提升新 能源消纳水平的重要途径[8]。

欧洲、北美等地区的现货市场交易范围呈扩大 融合趋势。2009 年和 2018 年，欧盟分别颁布“第 三能源法案”(Third Energy Package)和“清洁能源 法案”(Clean Energy Package)，推动建立欧洲统一 电力市场，并提出相应的区域价格耦合(price coupling of region，PCR)方法[9]。截至 2018 年底， 欧洲已实现 27 个国家在日前跨境市场耦合，14 个 国家在日内跨境市场耦合，此外，欧洲正在设计推 进统一实时市场[10]。在北美地区，以加州独立电网 运营机构(CAISO，California ISO)为例，在 2014 年 CAISO 启动了美国西部跨区域电力不平衡市场 (Energy Imbalance Market，EIM)，EIM 中 15min 市 场与日内市场特征较为相似，EIM 市场交易范围同 样呈现出逐渐扩大趋势[11]。

1.2 日内市场交易需求提升

日内市场交易量、交易占比增加，部分交易由 日前延后至日内阶段开展。受限于能源禀赋，新能 源发电具有较强不确定性，难以准确预测。与传统 (火电)参与者不同，新能源参与者往往越临近执行 时刻，其出力预测精度越高[12]。由于这一特征，在 不考虑其他影响因素的情况下，新能源参与者更倾 向于参与日内市场交易，导致日内交易需求提升。 日内市场交易逐年增长，变相导致部分交易时 间延后。同时，日内出清结果与日前变化增大，电 网运行风险增加，日内价格波动加剧[13-14]。

1.3 日内市场功能定位强化

日内市场功能定位转变，亟待价格信号进行引 导。日前市场与实时市场的偏差增大，需要更加完 备的日内市场，实现平滑过渡。在北美市场初期设 计中，日内环节主要目的是为 ISO 提供相应时间尺 度下的电网调节手段，因此在市场参数设计方面， 日内市场相关时间参数与机组性能参数一致，如 表 1 所示。随着新能源并网比例增加，日内市场功 能并非仅仅是被动确定是否调用相应时间尺度下 的调节手段，激励市场参与者主动尽早进行偏差调节、降低调节成本，正成为日内市场的重要职能之 一[15]。

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。