深度文章 | 促进新能源消纳的省间、省内两级电力现货市场运行机制

2 电力现货市场协调运行机制设计

随着中国电力市场建设进程的不断推进，现货市场将取代调度计划成为保证电力平衡、促进新能源消纳的平台。

目前，中国电力现货市场建设主要分为省间和省内两级市场，两级市场均包含电能市场和辅助服务市场，按时间周期分为日前、日内、实时市场［21］。如何实现电能市场与辅助服务市场的耦合搭建，省间市场与省内市场协调配合，日前市场与日内市场有序衔接，是电力现货市场实践中亟待解决的问题。

本文结合中国电网运行的实际情况以及现货市场建设现状，提炼出市场机制设计时应参照的几条原则：

1）省间市场出清结果，包括电能及辅助服务出清结果，作为省内市场的边界条件，按物理合同执行，以便于省内市场随后得以顺利出清。

2）省间市场基于本省电力电量平衡的预测结果开展，其交易结果作为省内市场出清的边界条件，时序上应先于省内市场［22］。

3）在电网阻塞普遍存在、新能源预测精度还需提高的现状下，不具备中长期合约分解曲线作为物理合同执行的条件，不宜采用分散式市场结构模式。省内现货市场中电能市场采取集中式全电量竞价出清模式［19］，中长期合约为金融合同并进行曲线分解，仅作为结算依据，不进行物理执行，在此基础上，根据日前、日内、实时市场出清结果，与中长期合约分解曲线进行偏差结算。

4）省内辅助服务市场基于省内电能市场出清结果开展，日前、日内预出清，实时环节正式出清，根据实际执行结果结算。

按照以上原则，确定了“先省间、后省内”“先电能、后辅助服务”的现货市场交易次序。当然，现货交易的开展是基于对本省电力、电量平衡状况的预测，在交易开展过程中，还需要根据预测多次反复迭代、精确协调统筹，最终达到社会价值最大化的目标。

2.1 市场运行方式

2.1.1 市场运行流程

现货市场中电能市场与调峰辅助服务市场运行流程如图2所示，电能市场与调峰辅助服务市场、省间与省内市场在多个环节相互耦合。

1）日前市场

在市场运行流程及时序安排方面，日前环节，省间、省内电能市场与辅助服务市场协调配合、逐步递进，实现新能源最大程度消纳。首先，市场参与的发电机组（火电及新能源机组）申报报价信息，新能源企业申报出力预测。新能源与火电机组同等参与市场竞价出清，不设定优先消纳政策。随后，省内电能市场据此计算系统机组组合，安排次日开机方式，同时可根据计算的系统平衡结果判断是否能够实现新能源的有效消纳并预出清。电能市场预出清后，因系统下备用不足而导致的无法消纳的新能源量即为系统调峰需求。如果存在无法消纳的富余新能源，第1步在省间电能市场提交电能交易需求，通过省间交易促进富余新能源的进一步消纳。待市场出清后，第2步根据交易结果重新核算省内调峰需求并预出清。如无省间调峰需求，则可在预留省内调峰需求的容量后，释放省内深度调峰机组的剩余调峰容量参与省间调峰市场，帮助邻省进行新能源消纳。在省间市场出清的调峰容量不会在省内调峰辅助服务市场重复出清。如有省间调峰需求，则提交省间调峰申请，出清后，形成省间联络线曲线，作为省内市场开展的边界条件。第3步，开展省内电能市场。第4步，开展省内调峰市场。以上出清结果形成发电机组日前发电曲线。

2）日内及实时市场

日内、实时市场在时间尺度上更加贴近实际运行时刻Tr，时间窗口短，涉及环节多，紧密衔接才能实现电能、调峰资源的优化配置。首先，在Tr-120时刻，更新新能源超短期预测、负荷预测，基于日前市场出清结果，计算Tr时刻的平衡情况，并进行省内预出清。如存在无法消纳的富余新能源，第1步在省间电能市场提交交易需求。待市场出清后，第2步在Tr-90时刻再次测算本省调峰电力平衡，如有省间调峰需求，提交省间调峰申请，如有富余调峰资源，则释放其参加跨省调峰辅助服务市场，帮助邻省实施调峰。省间调峰市场出清后，形成省间联络线曲线，作为省内现货市场开展的边界条件。第3步，Tr-60时刻，对省内电能市场进行出清。第4步，Tr-30时刻，在以上各类出清的基础上，对省内调峰辅助服务进行出清，形成发电曲线下达机组执行，完成日内市场结果下达。第5步，在实时环节，15 min以内，择期开展1次或2次新能源应急交易。市场具体运行流程如图3所示。

图3日内及实时市场运行流程

Fig.3Operation process of intra-day and real-time markets

以上给出了电力现货市场中省间电能交易、省间调峰交易、省内电能交易、省内调峰交易、实时应急交易这5个步骤的运行流程及节点任务。在不同节点，分别提供了不同的途径来促进新能源最大化消纳，通过对两级市场的时序、交易类型进行耦合优化，形成了清晰、有序的市场运行流程。

要全方位实现新能源的最大化消纳，还需要建立相应的配套规则，在配套规则的设计方面，需要考虑在各个步骤均能促进新能源消纳。同时，还应考虑新能源预测偏差的应对机制，在电网消纳空间允许的情况下，为不同周期超预测的新能源报价出清提供可能性，做到新能源消纳度电必争。配套规则中，应特别做好新能源电价体系的设计，引导新能源企业不断强化预测水平，提高新能源可控性，降低其随机性、波动性对系统运行的影响。

2.1.2 市场交易品种协调配合

现货市场中电能市场与调峰、调频2种辅助服务市场可能产生联系，必须明确划分不同交易品种的界线，以确保各类交易能够清晰区分结算。同时，考虑到火电机组要承担电网运行的转动惯量，保证基础出力，且在后续发展中，会长期利用小时偏低，为保证其长周期的安全可靠运行，设计市场机制时应考虑保留调峰辅助服务市场，通过市场由新能源和负荷率较高的火电机组向参与深度调峰的火电进行一定补偿，以满足其良性发展需要。电能市场与调峰辅助服务市场区分以基准出力为线，根据系统运行需要划定基础调峰率，确定基准出力，高于基准出力的在电能市场出清，低于基准出力的，在辅助服务市场出清。调频市场仅在实时环节出清，实时市场中三者出清先后顺序为电能市场、调峰辅助服务市场、调频市场，通过出清顺序实现3种交易的精准区分，同时应建立相应的偏差处理规则，合理解决实际执行结果与出清结果的偏差。

2.2 市场主体职责

省间、省内两级电力市场的设计、运行、管理、参与等不同环节涉及多方主体［21］，其中市场的总体建设目标与交易机制设计由政府部门确定，电网公司调控中心负责市场的组织与管理，发电企业按照市场规则参与交易，提供申报信息，服从调度机构统一调度。

在市场运行中，调控中心保障系统供需平衡和电网安全，组织各市场成员按照市场规则有序参与市场交易，披露和发布规定的市场信息，校核电网安全边际，监测并执行交易结果。省间电力市场由国调中心（区域分中心）负责组织和管理，省内电力市场由省级电网公司调控中心负责组织和管理，各发电企业作为市场参与者直接在不同市场中申报交易需求。省间、省内两级市场耦合运行时，省级调控中心既作为省内市场的管理者组织省内发电企业参与交易，维护电网稳定运行，同时负责统筹省内发用电平衡情况，根据实际需求组织发电企业参与省间市场，通过省间交易进一步促进新能源的有效消纳。

在两级市场信息交互方面，国调中心（区域分中心）和省级调控中心具有不同的主体责任，需要相互协调配合完成市场衔接。省际联络线是省间交易在省级电网落地的传递媒介，省间交易将会改变联络线曲线，省际联络线曲线作为省内电能市场的边界条件，必须先确定，之后才能完成省内现货市场出清，所以在市场时序安排上，省间市场必须先于省内市场出清。为了保证市场各环节的有序衔接，国调中心（区域分中心）应考虑市场组织的时间、系统出清时间，在省间电能现货交易及省间调峰辅助服务交易确认后及时下发联络线曲线。考虑到多级联动协调信息量大，省间交易出清结果可于D-2日下达（其中D表示现货市场运行日）。

参与市场交易的发电企业包含火电企业和新能源企业。2类企业根据各自机组特性按照要求申报电能市场的报价信息，其中新能源企业还需申报出力预测作为其机组出力上限。为促进新能源健康有序发展，培养市场参与意识，赋予2类企业相同的市场权利和职责，在市场报价和出清时不对新能源机组制定优先消纳政策。

2.3 新能源预测偏差处理

新能源出力的不确定性是电力现货市场中的重要变量之一，一套最利于新能源消纳的完整市场机制，必须包含新能源预测偏差处理规则，对新能源预测的准确率进行有效的管理，理清责权界面，为市场的有序开展打好基础。

以日内市场为例，Tr-120和Tr-90时刻分别提供了通过省间电能市场和省间调峰辅助服务市场消纳本省富余新能源的途径，出清结果通过省间联络线曲线下达；Tr-60和Tr-30时刻分别提供了通过省内电能市场消纳新能源的途径，出清结果通过发电机组出力曲线下达。

上述每一个时刻点均需要更新新能源预测值，但各时刻点的交易组织不会重复，而是按序递进。主要考虑到新能源特别是风电的短期波动性，市场运行的有序性及反复迭代影响系统效率，各环节无法消纳的新能源仅考虑在本环节及之后的环节消纳，预测偏差集中到实时应急交易环节统一处理。

在理想的现货市场中，新能源预测准确率较高，省间、省内市场有足够的消纳能力，则通过以上4个环节完全可以消纳本省的新能源。但实际情况是新能源预测准确率还有待提高，偏差处理环节非常必要。如果4个环节交易完成后，仍存在无法消纳的新能源，在15 min内增加应急交易，一方面实现最大化消纳，另一方面对其预测偏差予以管理。按照省内电能市场、省内辅助服务市场、省间电能市场、省间辅助服务市场的次序出清，此时应考虑以较低的电价开展交易，尽力促成交易达成，如果其交易不积极，应采取强制出清方式，先行消纳，事后低价结算。如果4个环节交易完成后，新能源出力未达到预测值，造成电力供应缺口，规则设计中应考虑新能源以较高价格购电以补充其出力缺口，如果其不主动购电，则采取事后强制方式，令其强迫高价购电。

应急交易规则的设计，主要还是考虑最大化利用市场空间增加消纳量，同时对于新能源预测偏差通过电价规则进行一定惩罚。

2.4 机制设计特点

基于前文所述，本文建立的省间、省内两级电力现货市场协调运行机制，包含日前、日内及实时这3个时间尺度，涉及电能和调峰辅助服务这2类交易品种。对比现行方式，该机制在结合西北地区电网运行特点的基础上，以电网电力平衡为基础，以市场交易为手段，通过各环节间优化配置，有序衔接，不仅可以很好地解决本文第1章所述当前机制存在的4点问题，还能够促进新能源的最大化消纳。与现行机制对比如下：

1）本文所提机制构建了包含省间、省内，日前、日内、实时，电能市场与辅助服务市场的完整电力现货市场的衔接协调运行机制，现行的市场仅有调峰辅助服务市场而未包含电能市场。

2）本文所提机制所有环节均通过市场方式运行，避免了人工主观干预形式的“调峰占用”。

3）各新能源企业负责各自的市场报价，主动参与市场交易，体现其市场主体的权利。

4）本文所提机制设计了新能源的预测偏差处理方法，明晰了新能源作为市场参与者所应承担的权责。

5）本文所提机制预测偏差处理方案通过合理的奖惩机制可以促进新能源预测精度的提升。