考慮不同需求彈性的爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)出清模型

趙 越，蔡秋娜，王 龍，戴曉娟，王澤林，鄒文滔

（1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力調(diào)度控制中心,廣東省廣州市 510600；2.北京清能互聯(lián)科技有限公司,北京市 100080）

0 引言

隨著新能源在電力系統(tǒng)中的滲透率不斷提高,電力系統(tǒng)凈負(fù)荷急劇拉升或下降的情況愈加明顯,如 美 國(guó) 加 州 凈 負(fù) 荷 所 呈 現(xiàn) 的“鴨 型 曲 線”［1］。“十 三五”期間,中國(guó)新能源裝機(jī)占比提升了13%,而抽水蓄能、調(diào)峰氣電等傳統(tǒng)調(diào)節(jié)電源占比卻維持不變［2］。新型電力系統(tǒng)背景下,中國(guó)靈活性資源的建設(shè)愈加迫切。

現(xiàn)階段,部分新能源發(fā)展較快的國(guó)外電力市場(chǎng)已建設(shè)爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)品種,如美國(guó)加州的靈活性爬坡產(chǎn)品（flexible ramping product,FRP）［3-4］、美國(guó)中部電力市場(chǎng)的爬坡能力產(chǎn)品（ramping capability product,RCP）［5］、英 國(guó) 的 快 速 備 用（fast reserve,FR）等。美國(guó)加州電力市場(chǎng)在爬坡市場(chǎng)中只采購(gòu)不確定爬坡需求量,并已從之前采用概率密度分布轉(zhuǎn)變到如今采用概率密度和分位數(shù)回歸結(jié)合方法計(jì)算多段未采購(gòu)彈性爬坡需求價(jià)格曲線［6］。美國(guó)中部電力市場(chǎng)在爬坡市場(chǎng)中采購(gòu)確定性與不確定性爬坡需求,從剛開始的單段需求曲線改進(jìn)到現(xiàn)階段的多段彈性爬坡需求曲線［7］,在需求價(jià)格確定時(shí)主要考慮不同爬坡需求曲線對(duì)市場(chǎng)價(jià)格及主體利益的影響。美國(guó)加州和中部電力市場(chǎng)均采用爬坡與電能量、調(diào)頻、備用聯(lián)合出清方式。英國(guó)在月度市場(chǎng)中主要按投標(biāo)價(jià)格排序開展快速備用品種的出清。

現(xiàn)階段,中國(guó)以試點(diǎn)方式發(fā)展電力現(xiàn)貨市場(chǎng),已有多個(gè)省份開展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行［8］。中國(guó)在最新印發(fā)的《電力輔助服務(wù)管理辦法》［9］中已將爬坡納入輔助服務(wù)品種體系,但各省尚無針對(duì)爬坡輔助服務(wù)品種的市場(chǎng)出清、補(bǔ)償?shù)葯C(jī)制或方法。文獻(xiàn)［10］介紹了美國(guó)加州應(yīng)對(duì)新能源出力不確定性的FRP；文獻(xiàn)［11］介紹了FRP 的優(yōu)化調(diào)度與市場(chǎng)機(jī)制；文獻(xiàn)［12］通過介紹國(guó)外電力系統(tǒng)RCP 的市場(chǎng)設(shè)計(jì)方式及運(yùn)用效果,對(duì)比總結(jié)靈活性爬坡能力的不同獲取方式。文獻(xiàn)［13］提出在日前市場(chǎng)采購(gòu)FRP的方法,采用隨機(jī)機(jī)組組合模型最優(yōu)解設(shè)定爬坡需求,在日前市場(chǎng)出清環(huán)節(jié)進(jìn)行市場(chǎng)出清得到電能量和爬坡價(jià)格。文獻(xiàn)［14］提出一種基于懲罰因子的方法以緩解因采購(gòu)爬坡容量導(dǎo)致的電力成本上漲情況。文獻(xiàn)［15］為實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清模型設(shè)計(jì)了激勵(lì)相容的定價(jià)方法以滿足凈負(fù)荷變動(dòng)需求,但未解決凈負(fù)荷不確定問題。

上述文獻(xiàn)著重從工業(yè)界的角度研究爬坡算法、優(yōu)化問題,較少結(jié)合市場(chǎng)環(huán)境發(fā)展的實(shí)際情況來研究。同時(shí)在實(shí)踐中,美國(guó)加州和中部電力爬坡市場(chǎng)的爬坡需求彈性都較大,可保證較高的市場(chǎng)整體經(jīng)濟(jì)性,但給電網(wǎng)運(yùn)行安全帶來了更大的挑戰(zhàn)。針對(duì)要求市場(chǎng)平穩(wěn)起步的中國(guó)電力市場(chǎng),本文從中國(guó)現(xiàn)階段電力市場(chǎng)實(shí)際情況出發(fā),考慮爬坡需求彈性,對(duì)爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)的分階段出清模型、發(fā)展路徑進(jìn)行了研究。

1 爬坡需求曲線計(jì)算方法

1.1 確定性與不確定性爬坡需求

FRP 旨在解決由預(yù)測(cè)的凈負(fù)荷變動(dòng)和負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差導(dǎo)致的電力不平衡問題。因此,采購(gòu)的FRP總需求分為確定性爬坡需求和不確定性爬坡需求2 部分,其組成分別如式（1）、式（2）所示。

式 中：t為 當(dāng) 前 時(shí) 段；RFRU,t和RFRD,t分 別 為 系 統(tǒng) 上 爬坡和下爬坡總需求量；RFRU,D,t和RFRD,D,t分別為確定性上爬坡和下爬坡需求；RFRU,U,t和RFRD,U,t分別為不確定性上爬坡和下爬坡需求。

RFRU,D,t和RFRD,D,t由系統(tǒng)內(nèi)的凈負(fù)荷變化造成,RFRU,U,t和RFRD,U,t由在特定置信區(qū)間內(nèi)系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差造成。RFRU,D,t和RFRD,D,t的計(jì)算如式（3）至式（5）所示。

式中：Dt和Dt+1分別為當(dāng)前時(shí)段t和時(shí)段t+1 的系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)值；ΔDt為時(shí)段t至t+1 間的系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)變動(dòng)值。

系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)的誤差值與典型日（工作日、星期六、星期日、節(jié)假日）、具體時(shí)段緊密相關(guān)。因此,以某一固定的系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差率為間隔,統(tǒng)計(jì)相同典型日、相同時(shí)段在各系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差率間隔范圍內(nèi)出現(xiàn)的頻率。該頻率可作為概率使用。將系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差率乘以時(shí)段t的凈負(fù)荷預(yù)測(cè)值,得到該時(shí)段負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的概率密度分布函數(shù)。若系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)值為1 000 MW,以2%的系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)偏差率為間隔,則預(yù)測(cè)誤差概率直方分布如圖1 所示。

圖1 系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差概率直方分布Fig.1 Probability histogram distribution of system net load forecasting error

不確定性爬坡需求按式（6）至式（11）計(jì)算。

式中：e為系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差,其等于實(shí)際值減去預(yù)測(cè)值；pt(e)為基于概率直方分布圖得到的系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差概率密度分布函數(shù)；PUP,t和PDN,t分別為對(duì)應(yīng)置信區(qū)間上限和下限的負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差（可能為正值或負(fù)值）；λCLU為概率密度分布函數(shù)從負(fù)無窮積分到PUP,t的值,即為置信區(qū)間上限,例如,99%；PUP,P,t為對(duì)應(yīng)置信區(qū)間上限的負(fù)荷預(yù)測(cè)正誤差（正值）；λCLD為概率密度分布函數(shù)從負(fù)無窮積分到PDN,t的值,即為置信區(qū)間下限,例如,1%；PDN,N,t為對(duì)應(yīng)置信區(qū)間下限的負(fù)荷預(yù)測(cè)負(fù)誤差（負(fù)值）。

1.2 多段彈性爬坡需求價(jià)格曲線

根據(jù)上述爬坡需求確定規(guī)則和系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差概率直方分布圖,制定出爬坡需求曲線,曲線上的任一點(diǎn)均表示在不采購(gòu)一定數(shù)量上爬坡或下爬坡容量（RFRU,S,t或RFRD,S,t）的情況下會(huì)造成的期望損失,其中,RFRU,S,t為未采購(gòu)的上爬坡容量,RFRD,S,t為未采購(gòu)的下爬坡容量。根據(jù)圖1 的組距（區(qū)間距離）對(duì)需求價(jià)格曲線進(jìn)行分段劃分,當(dāng)爬坡未采購(gòu)容量等于需求價(jià)格曲線的同一區(qū)間內(nèi)任意值時(shí),其所造成損失的概率相同。

以上爬坡為例,當(dāng)RFRU,S,t在0 至RFRU,U,t時(shí),根據(jù)圖1 的各區(qū)間系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的概率密度分布函數(shù)計(jì)算其在需求價(jià)格曲線的不同區(qū)間內(nèi)所造成損失的概率,再乘以電能量市場(chǎng)投標(biāo)價(jià)格上限,得到因上爬坡不足而可能損失的電能量市場(chǎng)價(jià)值,并將爬坡不足時(shí)的參考價(jià)格作為需求曲線的價(jià)格上限。未采購(gòu)一定數(shù)量上爬坡的期望損失為各分段RFRU,S,t對(duì)應(yīng)的爬坡需求價(jià)格。 當(dāng)RFRU,S,t大于RFRU,U,t時(shí),無法滿足確定性爬坡需求,必然造成負(fù)荷不平衡損失,故將需求價(jià)格設(shè)置為爬坡不足時(shí)的參考價(jià)格。

由于PUP,P,t不一定可以被區(qū)間距離d整除,故需求價(jià)格曲線首段的區(qū)間長(zhǎng)度不一定為d。根據(jù)式（12）計(jì)算該需求價(jià)格曲線首段長(zhǎng)度。

式中：dFRU,t為不考慮RFRU,U,t的上爬坡需求價(jià)格曲線的首段長(zhǎng)度,且0

因此,需求價(jià)格曲線的首段起點(diǎn)為0,終點(diǎn)為dFRU,t,而該段的需求曲線價(jià)格則按式（13）計(jì)算。

式中：CFRU,t(RFRU,S,t) 為上爬坡需求價(jià)格曲線；CFRU,max為上爬坡不足時(shí)的參考價(jià)格,即上爬坡需求價(jià)格上限；Cenergy,max為電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)投標(biāo)價(jià)格上限。

CFRU,max同時(shí)也是爬坡出清價(jià)格上限,表示若增加額外1 MW 爬坡需求的成本大于爬坡需求價(jià)格上限,則系統(tǒng)將不會(huì)額外采購(gòu)1 MW 的爬坡容量以滿足更多的爬坡需求。CFRU,max會(huì)影響爬坡出清價(jià)格及出清容量,若其值越大,則出清價(jià)格和出清容量也越大。在各類輔助服務(wù)未與電能量聯(lián)合出清的電力市場(chǎng)建設(shè)初期,可采用市場(chǎng)模擬方法計(jì)算不同CFRU,max設(shè)置值對(duì)應(yīng)的市場(chǎng)成本及用戶分?jǐn)傎M(fèi)用。考慮市場(chǎng)主體接受程度,設(shè)置合適的CFRU,max取值。在調(diào)頻、備用、爬坡和電能量等各品種采用聯(lián)合出清方式后,增加考慮各輔助服務(wù)之間的重要程度與其需求價(jià)格上限的關(guān)系,以設(shè)置CFRU,max取值,如按重要性排序?yàn)橄蛏险{(diào)頻?正備用?上爬坡,則存在式（14）的關(guān)系。

式中：CResP,max和CRegU,max分別為正備用和向上調(diào)頻的需求價(jià)格上限,也為容量不足時(shí)的松弛價(jià)格。

各類品種需求價(jià)格上限表征各類品種的重要程度。在各品種聯(lián)合出清方式下,可在電力資源緊張時(shí)期決定市場(chǎng)在各品種間的取舍順序,需求價(jià)格上限越低的品種,越先被削減出清量。在dFRU,t≤RFRU,S,t

采用式（13）、式（15）計(jì)算RFRU,S,t所在區(qū)間的概率密度分布函數(shù)積分時(shí)會(huì)乘0.5,這是因?yàn)镽FRU,S,t可能等于該區(qū)間內(nèi)的任意值,而令RFRU,S,t等于該區(qū)間中間值時(shí)計(jì)算出的期望損失整體誤差最小。因?yàn)橄到y(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差概率密度分布函數(shù)為直方分布圖,所以在同一預(yù)測(cè)誤差區(qū)間內(nèi),發(fā)生不同水平預(yù)測(cè)誤差的概率是相同的,從而可取該區(qū)間預(yù)測(cè)誤差概率的一半。

與上爬坡需求價(jià)格曲線的計(jì)算方法相同,下爬坡需求價(jià)格曲線的首段長(zhǎng)度計(jì)算如式（17）所示。

式中：dFRD,t為下爬坡產(chǎn)品需求價(jià)格曲線的首段長(zhǎng)度,且-d≤dFRD,t<0；rFRD,t為圖1 中負(fù)誤差區(qū)間終點(diǎn)不小于PUP,P,t的區(qū)間數(shù)量。

需求價(jià)格曲線的首段起點(diǎn)為0,終點(diǎn)為dFRD,t,而該段的需求曲線價(jià)格則按式（18）計(jì)算。

式中：CFRD,t(RFRD,S,t) 為下爬坡需求價(jià)格曲線；CFRD,max為下爬坡不足時(shí)的參考價(jià)格,即下爬坡需求價(jià)格上限；Cenergy,min為負(fù)的深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)價(jià)格上限或負(fù)的深度調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格上限。

在電力市場(chǎng)發(fā)展后期,若電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)允許申報(bào)負(fù)電價(jià),則Cenergy,min可取電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)投標(biāo)價(jià)格下限。CFRD,max的具體設(shè)置方式可參考CFRU,max的設(shè)置方法,在各類輔助服務(wù)未與電能量聯(lián)合出清的電力市場(chǎng)初期,采用市場(chǎng)模擬方法計(jì)算不同CFRD,max設(shè)置值對(duì)應(yīng)的市場(chǎng)成本及用戶分?jǐn)傎M(fèi)用,考慮市場(chǎng)主體接受程度,設(shè)置合適的CFRD,max取值。在電力市場(chǎng)機(jī)制逐步完善,調(diào)頻、備用、爬坡和電能量等各品種采用聯(lián)合出清方式后,增加考慮下爬坡與調(diào)頻、深度調(diào)峰等產(chǎn)品的重要度與其需求價(jià)格上限的關(guān)系,設(shè)置CFRD,max的值,如按重要性排序?yàn)橄蛳抡{(diào)頻?負(fù)備用?下爬坡,則存在式（19）的關(guān)系。

式中：CResN,max和CRegD,max分別為負(fù)備用和向下調(diào)頻的需求價(jià)格上限,也為容量不足時(shí)的松弛價(jià)格。

在dFRD,t≥RFRD,S,t>RFRD,U,t區(qū)間內(nèi),除首段外,其余每段的需求價(jià)格曲線起點(diǎn)為dFRD,t-d(nFRD,t-2),終 點(diǎn) 為dFRD,t-d(nFRD,t-1)；在RFRD,U,t≥RFRD,S,t區(qū)間內(nèi),需求價(jià)格曲線起點(diǎn)為RFRD,U,t,終點(diǎn)為RFRD,t。其中,nFRD,t為在RFRD,S,t>RFRD,U,t區(qū)間內(nèi)除首段外需求價(jià)格曲線的每段序號(hào),且2 ≤nFRD,t≤rFRD,t+1。后續(xù)幾段爬坡需求曲線的價(jià)格計(jì)算如式（20）、式（21）所示。

繪制上爬坡和下爬坡需求價(jià)格曲線,如圖2 所示。隨著未被采購(gòu)的上爬坡容量增加,計(jì)劃采購(gòu)的上爬坡容量被壓減,其無法覆蓋的系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差增大。由于系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差造成負(fù)荷不平衡的概率越來越大,故表征在需求曲線上有可能造成的負(fù)荷不平衡損失（由需求曲線價(jià)格表示）也不斷增長(zhǎng)。

圖2 多段爬坡需求價(jià)格曲線Fig.2 Ramping demand-price curve of multiple segments

1.3 單段彈性爬坡需求價(jià)格曲線

單段彈性爬坡需求價(jià)格曲線只考慮爬坡采購(gòu)量大于確定性爬坡需求與一定置信水平下不確定性爬坡需求加和后的價(jià)值。

上爬坡和下爬坡的需求價(jià)格曲線的計(jì)算方式分別如式（22）、式（23）所示。

式中：RFRU,A,t和RFRD,A,t分別為出清的上爬坡、下爬坡容量；CFRU,A,t(RFRU,A,t)和CFRD,A,t(RFRD,A,t)分別為單段上、下爬坡需求價(jià)格曲線。

爬坡需求的單段爬坡需求價(jià)格曲線如圖3所示。

圖3 單段爬坡需求價(jià)格曲線Fig.3 Ramping demand-price curve of single segment

2 快速爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)出清模型

采用快速爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)、調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)聯(lián)合出清方式,實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)總體成本最小化。為簡(jiǎn)化表述,下述模型只考慮與電能量市場(chǎng)的聯(lián)合優(yōu)化。

1）模型1

模型1 的目標(biāo)函數(shù)不考慮爬坡需求價(jià)值,約束條件考慮爬坡最小需求,其數(shù)學(xué)描述如式（24）和式（25）所示。

式 中：Ek,i,t和θk,i,t分 別 為 機(jī) 組i在 時(shí) 段t的 第k段 電能量市場(chǎng)中標(biāo)量和報(bào)價(jià)；Ei,t為機(jī)組i在時(shí)段t的電能量市場(chǎng)中標(biāo)量；RFRD,A,i,t和RFRU,A,i,t分別為機(jī)組i在時(shí)段t的下爬坡和上爬坡中標(biāo)量；Emax,i,t和Emin,i,t分別為機(jī)組i在時(shí)段t的容量上限和容量下限；ρUpR,i和ρDnR,i分別為機(jī)組i的上爬坡和下爬坡速率；l為優(yōu)化時(shí)段長(zhǎng)度,一般為15 min。

該模型的RFRU,t和RFRD,t均考慮了確定性爬坡需求和一定置信水平下的不確定性爬坡需求。置信水平越高,系統(tǒng)防范不確定風(fēng)險(xiǎn)的能力越大。

2）模型2

模型2 的目標(biāo)函數(shù)考慮單段爬坡需求價(jià)值,約束條件考慮爬坡最小需求,其數(shù)學(xué)描述如式（25）至式（27）所示。

模型2 的最小爬坡約束值可設(shè)置為確定性爬坡需求與一定置信水平下的不確定性爬坡需求的加和,且置信水平一般可取比模型1 計(jì)算最小爬坡需求時(shí)考慮的置信水平更小的數(shù)值。

3）模型3

模型3 的目標(biāo)函數(shù)考慮多段爬坡需求價(jià)值,約束條件考慮爬坡最小需求,其數(shù)學(xué)描述如式（26）和式（28）所示。

3 出清結(jié)果分析

在充分競(jìng)爭(zhēng)的市場(chǎng)中,一般會(huì)以商品的價(jià)值來定價(jià)。價(jià)值定價(jià)模式下爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)一般不考慮爬坡成本,而以系統(tǒng)爬坡邊際價(jià)格作為爬坡統(tǒng)一出清價(jià)格,在出清模型中體現(xiàn)為爬坡需求約束的影子價(jià)格。只有模型中的爬坡需求約束達(dá)界時(shí),爬坡出清價(jià)格才不為零。以邊際定價(jià)方式得到系統(tǒng)統(tǒng)一的爬坡價(jià)格,更能反映爬坡的供需緊張程度,激勵(lì)市場(chǎng)主體在電力供應(yīng)緊張時(shí)積極提供爬坡容量,對(duì)市場(chǎng)的適應(yīng)性較強(qiáng)。

模型1 和模型2 的爬坡價(jià)格為其最小爬坡需求的影子價(jià)格,模型3 的爬坡價(jià)格為爬坡采購(gòu)量與未采購(gòu)量大于或等于爬坡需求（可取與模型1 最小爬坡需求相等的值）的影子價(jià)格。

1）對(duì)于模型1,爬坡價(jià)格為增加單位爬坡需求增加的電能量市場(chǎng)成本。在爬坡需求不緊張時(shí),增加爬坡需求不需調(diào)整電能量市場(chǎng)機(jī)組出力,此時(shí),系統(tǒng)將相比最小爬坡需求多采購(gòu)爬坡容量,即最小爬坡需求約束未達(dá)界,爬坡價(jià)格為零；在爬坡需求較為緊張時(shí)期,增加爬坡需求需增加高價(jià)機(jī)組出力和降低低價(jià)機(jī)組出力,此時(shí),爬坡價(jià)格為增加電能量出力機(jī)組的電能量市場(chǎng)報(bào)價(jià)與壓減電能量出力機(jī)組電能量市場(chǎng)報(bào)價(jià)的差值。

2）對(duì)于模型2,若增加單位爬坡需求無需調(diào)整機(jī)組電能量市場(chǎng)出力,或所增加的電能量市場(chǎng)成本（即增加出力的高價(jià)機(jī)組報(bào)價(jià)與減少出力的低價(jià)機(jī)組報(bào)價(jià)之差）不大于爬坡需求價(jià)格,則系統(tǒng)將相比最小爬坡需求多采購(gòu)爬坡容量,即最小爬坡需求約束未達(dá)界,爬坡價(jià)格為零；反之,最小爬坡約束將達(dá)界,爬坡價(jià)格為增加單位爬坡需求時(shí),增加電能量出力機(jī)組的電能量市場(chǎng)報(bào)價(jià)與壓減電能量出力機(jī)組電能量市場(chǎng)報(bào)價(jià)、爬坡需求價(jià)格的差值。

3）對(duì)于模型3,未對(duì)爬坡采購(gòu)量直接限制最小需求量,電能量市場(chǎng)采用多時(shí)段聯(lián)合優(yōu)化隱含了各時(shí)段爬坡采購(gòu)量需不小于確定性爬坡需求的限制。爬坡價(jià)格只有在爬坡采購(gòu)量與未采購(gòu)量之和大于爬坡需求（與模型1 爬坡需求相同）,即爬坡采購(gòu)量大于爬坡需求時(shí),爬坡價(jià)格才為零。當(dāng)爬坡采購(gòu)量與未采購(gòu)量之和約束達(dá)界時(shí),若增加單位爬坡需求,則系統(tǒng)可采用2 種方式實(shí)現(xiàn)：一是調(diào)整電能量市場(chǎng)機(jī)組出力方式,即增加高價(jià)機(jī)組出力而降低低價(jià)機(jī)組出力,進(jìn)而增加電能量市場(chǎng)發(fā)電成本；二是不調(diào)整電能量市場(chǎng)機(jī)組出力,增加的爬坡需求作為未采購(gòu)量,進(jìn)而增加對(duì)應(yīng)爬坡?lián)p失成本（彈性需求曲線對(duì)應(yīng)段的價(jià)格）。對(duì)比2 種方式的系統(tǒng)成本增加量,并選擇其中一種系統(tǒng)成本最低的方式來出清市場(chǎng)。爬坡采購(gòu)量與未采購(gòu)量之和約束達(dá)界時(shí),爬坡價(jià)格取增加電能量出力機(jī)組的電能量市場(chǎng)報(bào)價(jià)與壓減電能量出力機(jī)組電能量市場(chǎng)報(bào)價(jià)、相應(yīng)爬坡需求價(jià)格的最小值。

4 算例分析

4.1 多段爬坡彈性需求曲線繪制

考慮到單段爬坡彈性需求曲線繪制是多段爬坡彈性需求曲線繪制方法的簡(jiǎn)化,故只考慮多段爬坡彈性需求曲線的繪制。

t時(shí)段和t+1 時(shí)段系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)值分別為1 000 MW 和1 150 MW。電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)投標(biāo)價(jià)格上限為1 000 元/（MW?h）。上爬坡和下爬坡不足時(shí)的參考價(jià)格分別為200 元/（MW?h）和100 元/（MW?h）。

統(tǒng)計(jì)歷史2 年內(nèi)相同典型日、小時(shí)時(shí)段下的系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差率在2%區(qū)間距離下的出現(xiàn)頻次,如表1 所示。計(jì)算得到系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差概率值如表2 所示。

表1 系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差率的頻次分布數(shù)據(jù)Table 1 Frequency distribution data of system net load forecasting error rate

表2 系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的概率分布數(shù)據(jù)Table 2 Probability distribution data of system net load forecasting error

根據(jù)表1 和表2,RFRU,D,t=150 MW,RFRD,D,t=0 MW,設(shè)置置信區(qū)間為［2%,98%］,得到PUP,t=72.23 MW,PUP,P,t= max (0,PUP,t) = 72.23 MW,RFRU,U,t= max (0,PUP,P,t+RFRD,D,t)= 72.23 MW,PDN,t= -70.29 MW,PDN,N,t= min (0,PDN,t) =-70.29 MW,RFRD,U,t=min (0,PDN,N,t+RFRU,D,t)=0 MW。

因確定性和不確定性下爬坡需求均為0 MW,所以系統(tǒng)無下爬坡需求,即無須計(jì)算下爬坡需求曲線。上爬坡需求曲線的計(jì)算過程如下。

1）當(dāng)0 MW ≤RFRU,S,t≤72.23 MW時(shí),爬 坡 采購(gòu)量大于系統(tǒng)確定性上爬坡需求,但小于系統(tǒng)總上爬坡需求。根據(jù)系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差概率直方分布圖計(jì)算不同上爬坡未采購(gòu)量范圍內(nèi)的系統(tǒng)損失,即爬坡價(jià)值。

當(dāng)0 MW ≤RFRU,S,t≤12.23 MW 時(shí),RFRU,A,t≥210 MW,則 有CFRU,t(RFRU,S,t)=17 元/(MW?h)；當(dāng)12.23 MW RFRU,A,t≥190 MW,則 根 據(jù) 式（13）計(jì) 算 得 到CFRU,t(RFRU,S,t)=85.05元/(MW?h)；當(dāng)32.23 MWRFRU,A,t≥170 MW,則根據(jù)式（15）計(jì)算得到CFRU,t(RFRU,S,t)=187.1 元/(MW?h)； 當(dāng) 52.23 MW RFRU,A,t≥150 MW,則根 據(jù) 式（16） 計(jì) 算 得 到CFRU,t(RFRU,S,t)=200 元/(MW?h)。

2）當(dāng)72.23 MWRFRU,A,t≥0 MW,則 有CFRU,t(RFRU,S,t)=200 元/(MW?h)。

繪制彈性需求價(jià)格曲線,如圖4 所示。從上述爬坡需求價(jià)格曲線的計(jì)算方法可以得到以下結(jié)果。

圖4 上爬坡需求價(jià)格曲線Fig.4 Up ramping demand-price curve

1）置信水平下系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的前幾個(gè)預(yù)測(cè)誤差區(qū)間的概率加和等于Cenergy,max與CFRU,max的比值時(shí),需求價(jià)格達(dá)到上限值CFRU,max。因此,爬坡需求價(jià)格曲線的分段區(qū)間數(shù)量與置信水平下系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的前幾個(gè)預(yù)測(cè)誤差區(qū)間的概率分布及Cenergy,max與CFRU,max的 比 值 相 關(guān)。

2）該方法根據(jù)分時(shí)段歷史系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的概率密度分布函數(shù)計(jì)算爬坡需求價(jià)格曲線,考慮了不同時(shí)段下系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差水平有所不同的時(shí)段特征。

4.2 不同出清模型的仿真分析

以IEEE 39 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)為例進(jìn)行分析。時(shí)段數(shù)設(shè)置為1 日96 個(gè)時(shí)段,系統(tǒng)各時(shí)段凈負(fù)荷、98% 和96%置信水平的各時(shí)段不確定爬坡需求如附錄A所示,各時(shí)段的上爬坡、下爬坡出清價(jià)格及系統(tǒng)采購(gòu)量如附錄B 所示。

4.2.1 爬坡出清容量分析

當(dāng)模型1 價(jià)格為0 元/（MW?h）時(shí),可認(rèn)為此時(shí)爬坡容量較為充足；當(dāng)模型2 價(jià)格不為0 元/（MW?h）時(shí),可認(rèn)為此時(shí)爬坡容量不足。針對(duì)爬坡容量充足和不足2 種情況,3 種模型的爬坡出清結(jié)果分別如圖5 和 圖6 所 示。

從圖5 和圖6 可以看出,在爬坡充足時(shí),模型1和模型3 的爬坡出清量曲線幾乎重合,爬坡出清價(jià)格和容量整體關(guān)系為模型2>模型1=模型3。主要原因?yàn)槟Ｐ? 和模型3 在98%置信水平的不確定性爬坡需求容量外,均未考慮需求價(jià)格或爬坡?lián)p失成本,而模型2 在96%置信水平的不確定性爬坡需求容量外,還有一定的爬坡需求價(jià)值。在爬坡較為緊張時(shí),爬坡出清價(jià)格和容量的整體關(guān)系為模型1>模型2>模型3,體現(xiàn)了需求彈性關(guān)系為模型3>模型2>模型1。

圖5 爬坡容量充足時(shí)爬坡出清結(jié)果Fig.5 Ramping clearing results with sufficient ramping capacity

圖6 爬坡容量不足時(shí)爬坡出清結(jié)果Fig.6 Ramping clearing results with insufficient ramping capacity

在爬坡容量不足時(shí)期,上爬坡容量不足將增大系統(tǒng)失負(fù)荷風(fēng)險(xiǎn),下爬坡容量不足將增加新能源棄電風(fēng)險(xiǎn)。考慮到市場(chǎng)起步階段,應(yīng)盡量降低因市場(chǎng)原因造成的系統(tǒng)失負(fù)荷和新能源棄電風(fēng)險(xiǎn),以實(shí)現(xiàn)市場(chǎng)平穩(wěn)起步,在市場(chǎng)起步階段可應(yīng)用模型1,保證市場(chǎng)在爬坡緊張時(shí)期也能出清足額的爬坡容量,保障用戶用電可靠性和新能源消納。在市場(chǎng)逐步發(fā)展成熟后,再逐步過渡采用模型2、模型3。

4.2.2 爬坡出清價(jià)格分析

3 種模型的爬坡出清價(jià)格如圖7 所示。

圖7 爬坡出清價(jià)格Fig.7 Ramping clearing prices

從圖7 可看出,爬坡尖峰價(jià)格整體呈現(xiàn)模型1>模型3>模型2 的關(guān)系,主要因?yàn)樵谂榔氯萘繕O為緊張時(shí),模型1 無爬坡需求彈性,系統(tǒng)必須高價(jià)購(gòu)買98%置信水平的不確定爬坡容量,爬坡尖峰價(jià)格最高；模型2 在96%至98%置信水平的不確定爬坡需求之間存在需求彈性,系統(tǒng)可無代價(jià)地直接選擇不購(gòu)買這部分爬坡需求；模型2 在0 至98%置信水平的不確定爬坡需求之間存在需求彈性,系統(tǒng)可選擇不購(gòu)買這部分爬坡需求,但需付出爬坡?lián)p失成本,即為采購(gòu)爬坡容量的價(jià)格。

爬坡尖峰價(jià)格主要反映爬坡緊張時(shí)期系統(tǒng)爬坡資源提供爬坡輔助服務(wù)的價(jià)值,并作為爬坡結(jié)算的依據(jù),進(jìn)而影響市場(chǎng)主體分?jǐn)偟呐榔沦M(fèi)用。在新能源滲透率不是特別高時(shí),爬坡不足時(shí)期的爬坡價(jià)格整體也不會(huì)太高,可采用模型1 以凸顯爬坡價(jià)格信號(hào),進(jìn)而提高爬坡市場(chǎng)對(duì)爬坡資源建設(shè)的引導(dǎo)作用,同時(shí)不會(huì)給市場(chǎng)主體增加太大的爬坡費(fèi)用分?jǐn)偝杀尽Ｔ谛履茉礉B透率提高后,再考慮采用模型2 和3,以降低爬坡市場(chǎng)出清價(jià)格,減少市場(chǎng)主體爬坡費(fèi)用分?jǐn)偝杀尽?/p>

4.2.3 電能量市場(chǎng)價(jià)格和各市場(chǎng)費(fèi)用分析及應(yīng)用建議

對(duì)3 種模型的電能量市場(chǎng)價(jià)格和各市場(chǎng)費(fèi)用進(jìn)行對(duì)比的結(jié)果分別如表3 和表4 所示。

表3 電能量市場(chǎng)價(jià)格對(duì)比結(jié)果Table 3 Comparative results of electric energy market prices

表4 市場(chǎng)費(fèi)用對(duì)比結(jié)果Table 4 Comparative results of market costs

從表3 可以看出,電能量市場(chǎng)平均價(jià)格關(guān)系為模型1>模型2>模型3,說明爬坡需求彈性越大,在降低電能尖峰價(jià)格、防止電能價(jià)格多時(shí)段過低方面的效果越顯著。從表4 可以看出,單從爬坡費(fèi)用看,模型1>模型3>模型2,但從電能量市場(chǎng)與爬坡市場(chǎng)總費(fèi)用看,模型1>模型2>模型3,說明爬坡需求彈性越大,采用電能量和爬坡聯(lián)合優(yōu)化出清越有利于提高系統(tǒng)整體經(jīng)濟(jì)性。

綜合表3 和表4 可知,在聯(lián)合優(yōu)化電能量與爬坡市場(chǎng)、提高市場(chǎng)整體經(jīng)濟(jì)性、降低電能量市場(chǎng)尖峰價(jià)格方面,出清模型的爬坡需求彈性越高,相應(yīng)市場(chǎng)效果越佳。因此,在市場(chǎng)發(fā)展成熟階段,可采用模型2或模型3,以提高市場(chǎng)整體經(jīng)濟(jì)效益,適當(dāng)降低電能量市場(chǎng)的尖峰價(jià)格。上述3 種爬坡市場(chǎng)出清模型的優(yōu)缺點(diǎn)如表5 所示。從模型的復(fù)雜度看,模型3>模型2>模型1；從模型的需求彈性看,模型3>模型2>模型1。需求彈性越高,越有利于系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的提高。

表5 3 種模型的優(yōu)缺點(diǎn)Table 5 Advantages and disadvantages of three models

因此,國(guó)內(nèi)爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)應(yīng)考慮新能源和電力市場(chǎng)發(fā)展階段,在不同階段采用不同的爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)出清模型,機(jī)制設(shè)計(jì)由簡(jiǎn)單到復(fù)雜。在新能源裝機(jī)和發(fā)電量占比不高、電力現(xiàn)貨市場(chǎng)起步階段,爬坡需求并不明顯,為簡(jiǎn)化市場(chǎng)模式和出清模型,降低爬坡市場(chǎng)總費(fèi)用,可考慮采用模型1進(jìn)行電能量市場(chǎng)出清,并計(jì)算各機(jī)組因提供預(yù)留爬坡容量而損失的機(jī)會(huì)成本作為機(jī)組爬坡中標(biāo)容量的結(jié)算價(jià)格。在新能源裝機(jī)和發(fā)電量占比達(dá)到一定程度,爬坡資源供應(yīng)在部分時(shí)段出現(xiàn)不足,電力現(xiàn)貨市場(chǎng)進(jìn)入穩(wěn)定運(yùn)行期時(shí),可考慮采用模型2 進(jìn)行電能量市場(chǎng)出清,根據(jù)市場(chǎng)整體供需情況,彈性出清系統(tǒng)總的爬坡容量,并將爬坡約束影子價(jià)格作為爬坡統(tǒng)一出清價(jià)格,對(duì)機(jī)組所提供的爬坡容量進(jìn)行補(bǔ)償,激勵(lì)機(jī)組按調(diào)度指令執(zhí)行發(fā)電計(jì)劃。在新能源滲透率較高、爬坡資源供應(yīng)呈現(xiàn)常態(tài)化緊張形勢(shì)的時(shí)期,電力現(xiàn)貨市場(chǎng)也發(fā)展得比較成熟時(shí),可采用模型3 進(jìn)行電能量市場(chǎng)出清,并以爬坡約束的影子價(jià)格作為爬坡市場(chǎng)邊際出清價(jià)格,使得爬坡市場(chǎng)出清結(jié)果能夠最大程度地反映需求彈性,實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)綜合成本最小,并以統(tǒng)一的爬坡市場(chǎng)邊際價(jià)格激勵(lì)市場(chǎng)主體提高自身爬坡能力,從而增加系統(tǒng)靈活性。

5 結(jié)語

為提升電力系統(tǒng)靈活爬坡能力,促進(jìn)新型電力系統(tǒng)安全運(yùn)行,對(duì)電力爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)出清模型和定價(jià)方法進(jìn)行了研究,并構(gòu)建算例對(duì)彈性爬坡需求曲線計(jì)算流程進(jìn)行展示。在此基礎(chǔ)上,提出考慮不同爬坡需求彈性的3 種爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)出清模型,通過IEEE 39 節(jié)點(diǎn)算例對(duì)3 種爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)出清模型的爬坡出清量、價(jià)格和市場(chǎng)總費(fèi)用進(jìn)行對(duì)比分析,驗(yàn)證了增加爬坡需求彈性可提高市場(chǎng)整體經(jīng)濟(jì)性。同時(shí),結(jié)合中國(guó)實(shí)際,提出在新能源和電力市場(chǎng)發(fā)展不同階段的爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)建議。后續(xù)將在以下方面對(duì)爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)進(jìn)行探索。

1）本文在構(gòu)建彈性爬坡需求曲線時(shí)只考慮了凈負(fù)荷時(shí)段特征,未考慮季節(jié)、天氣、典型日等對(duì)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)結(jié)果的影響,可能會(huì)降低系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的計(jì)算準(zhǔn)確度,進(jìn)而難以準(zhǔn)確評(píng)估不同容量段的爬坡價(jià)值。下一步可分析新能源、電力負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的特征和影響因素,采用分位回歸、概率預(yù)測(cè)、機(jī)器學(xué)習(xí)等方法提高凈負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差的預(yù)測(cè)準(zhǔn)確度,從而更加準(zhǔn)確評(píng)估不同區(qū)間爬坡容量的價(jià)值。

2）本文在出清模型中未考慮爬坡資源受網(wǎng)絡(luò)阻塞的影響,不能保證系統(tǒng)預(yù)留爬坡資源在系統(tǒng)中的有效性。后續(xù)可研究計(jì)及通道傳輸能力的有效爬坡建模與配置方法,如分區(qū)設(shè)置爬坡容量需求或在出清模型中計(jì)算并扣除受網(wǎng)絡(luò)約束的無效爬坡容量。

本文研究受廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司科技項(xiàng)目（適應(yīng)碳達(dá)峰目標(biāo)的廣東電力市場(chǎng)關(guān)鍵技術(shù)研究，036000KK52220009）資助，謹(jǐn)此致謝！

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網(wǎng)絡(luò)全文。