美国电力目前市场中可靠性机组组合机制研究

刘煜， 荆朝霞， 刘润泽， 黄宁馨

(华南理工大学 电力学院，广东 广州 510640)

0 引 言

我国电力现货市场建设正处于深入推进和推广阶段，目前市场是现货市场的重要环节，产生时间和空间的价格信号，引导电力资源优化配置。现阶段，国内关于市场的研究集中在两个方面：①适应我国改革现状的目前市场建设路径探索[1-3]；②基于我国电力系统运行现状对现有市场出清方式的改进[4]。相关研究较少关注目前市场价格形成机制。

市场均衡是电力市场机制设计的核心，因此市场价格须由购售双方共同决定。我国部分现货试点地区允许用户侧市场报价，但调度机构采用负荷预测作为购电需求进行目前市场出清[5-7]，导致出清价格未完全反映市场真实供需。为此，我国目前市场需向双边市场转变，即：基于购售双方报价进行出清，但由此获得的开机方式可能在部分时段无法满足负荷预测。美国目前市场是典型双边市场，其在市场出清后开展可靠性机组组合(reliability unit commitment, RUC)，新增机组提供发电容量以满足负荷预测与市场出清电量间的偏差[8-9]。但不同地区的RUC机制设计有差异，对市场运营结果造成不同影响，因此，研究美国RUC机制并进行市场影响性分析，对我国双边市场建设具有重要的理论价值和现实意义。

本文首先以广东为例，分析我国部分现货试点省份在目前市场出清方面存在的问题。随后介绍美国目前市场框架，介绍市场出清和RUC二者的市场功能和衔接方式，重点研究RUC机制设计的差异，并通过IEEE 118节点系统进行市场运营结果影响性对比，为我国双边目前市场建设提供借鉴。

1 双边目前市场建设必要性

1.1 广东目前市场价格形成机制分析

图1 目前市场出清示意图

以广东为例，分析我国部分现货试点省份采用负荷预测进行目前市场出清，用户侧申报需求用于目前市场结算，造成的价格信号扭曲和结算不平衡资金问题，如图1所示。图1中：QB和QF分别为用户侧申报需求和负荷预测；PF为市场出清价格，PB为非供需均衡价格。出清价格扭曲未完全反映购售双方真实供需。同时，申报需求用于目前市场结算，导致目前市场存在结算不平衡资金，可通过式(1)表示。

(1)

式中：RU、RG、RD分别为目前市场中结算不平衡资金、发电侧电能量收入和用户侧电能量电费。

建立双边目前市场是解决上述价格信号扭曲和结算不平衡资金问题的根本方法。

1.2 美国双边目前市场框架概述

美国目前市场包含目前市场出清和RUC。目前市场出清是基于申报需求进行优化计算，获得出清结果；RUC在出清结果基础上，新增机组提供可用发电容量以满足负荷预测与目前出清电量间的偏差。图2展示了美国绝大部分独立系统运营商(independent system operator, ISO)采用目前市场出清和RUC衔接方式，并以目前市场出清和RUC为顺序开展。

图2 目前市场出清与RUC的衔接方式

2 双边目前市场框架研究

2.1 目前市场出清

目前市场出清是在满足各项安全稳定约束情况下，按最优经济调度原则满足负荷申报需求。

1) 目标函数

(2)

2) 系统供需平衡约束

(3)

式中:Pi,t为机组i在t时段的出力；D为负荷集合；Qj,t为负荷j在目前市场t时段的申报需求。

3) 机组运行约束

机组运行约束包括出力上下限约束、上爬坡约束、下爬坡约束、启停状态约束和开停机动作约束，分别由式(4)～式(8)表示。

(4)

(5)

(6)

si,t-zi,t=μi,t-μi,t-1

(7)

si,t+zi,t≤1

(8)

4) 网络约束

(9)

2.2 RUC概述

2.2.1 RUC机制

RUC旨在目前市场出清结果基础上获取可用发电容量以保障系统发电充裕度，满足负荷预测需求。在美国RUC实践中，可用发电容量获取方式有两种：①启动服务：ISO通过启动机组获取可用发电容量；②可用发电容量拍卖：机组为其可用发电容量申报RUC容量报价，并由ISO进行集中拍卖。

由于节点电价的计算未考虑机组离散运行的空载成本和启停成本，导致在部分时段按节点电价支付的收入无法覆盖机组的总报价成本[10]。为此，ISO会对机组进行全成本补偿，以保障其参与现货市场不会承担经济损失，实现报价成本回收。全成本补偿费用一般为总报价成本中未完全由现货市场收入覆盖的那部分成本，如式(10)～式(11)表示。

(10)

(11)

2.2.2 RUC模型

1) 启动服务

(1) 目标函数。启动服务的优化目标为新增机组的启动成本和空载成本最小化。

(12)

(13)

(14)

(15)

(3) 功率平衡约束

(16)

式中:Dt为t时段的系统负荷预测。

(4) 网络约束

(17)

式中:Gl-k为节点k对线路l的发电转移分布因子;Dk,t为t时段节点k的负荷预测值;K为系统节点集合。

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(5) 机组运行约束。机组运行约束满足式(4)～式(8)。

2) 可用发电容量拍卖

(1) 目标函数。可用发电容量拍卖以RUC容量成本、新开机组的启动成本与空载成本最小化为优化目标。

(18)

(2) 必开机组约束。必开机组约束如式(13)～式(15)所示。

(3) 功率平衡约束

(19)

(4) 网络约束

(20)

(5) 机组运行约束。机组运行约束在式(7)～式(8)的基础上，还考虑RUC容量提供范围约束，如式(21)所示。

(21)

3 算例分析

3.1 算例设计

模式1：目前市场出清与RUC为顺序开展，RUC购买启动服务。

模式2：目前市场出清与RUC为顺序开展，RUC开展可用发电容量拍卖。

图3 目前市场系统负荷预测与用户申报量

3.2 算例分析

1) RUC开机方式分析

RUC开机情况如表1所示，模式1的RUC会优先启动空载成本和启动成本低的机组，因此模式1的RUC新增机组的全天的空载成本与启动成本会小于模式2。但由于模式2的RUC目标函数计及RUC容量报价，该报价从一定程度反映机组的电能量成本。因此模式2的RUC新增机组的电能量成本报价会低于模式1，如编号44机组的能量成本报价低于模式1和模式2中任意RUC新增机组。

表1 不同市场模式下RUC开机情况

2) 供电成本分析

供电成本情况如图4所示。模式1和模式2由于目前市场出清模型一致，因此两种模式的目前市场供电成本相同。

由于RUC容量报价从一定程度反映机组的电能量成本，因此模式2的实时市场供电成本总体低于模式1，减少9.4万元。

图4 不同市场模式下的各时刻系统总供电成本

3) 价格分析

市场出清价格如图5所示。模式1和模式2的目前市场出清模型一致，且RUC不影响目前市场出清结果，因此二者目前市场价格相同。模式2的RUC新增机组的电能量成本报价低于模式1，因此模式2的实时市场价格总体低于模式1，价格低的时段都是模式2和模式1的RUC新增机组存在差异的时段，在表1中为10∶00—17∶00，而在其他时段，模式1和模式2的RUC新增机组一致，因此该时段实时市场价格也一致。

图5 不同市场出清模式下的各时刻市场出清价格

4) 全成本补偿费用分析

发电侧的市场收入及全成本补偿费用情况如表2所示。模式1和模式2目前市场出清模型一致，因此目前市场收入相同。但模式2的实时市场价格整体低于模式1，因此模式2实时市场收入低于模式1。

由于模式1的RUC优化目标为新增机组的启动成本与空载成本最小化，并且模式1的实时市场收入高于模式2，因此模式1通过全成本补偿回收机组的空载成本和启停成本的补偿费用低于模式2，即：模式1的市场主体为保障系统发电充裕度而承担的系统可靠性相关费用低于模式2。

表2 不同市场出清模式下发电侧收入情况

综上所述，RUC机制设计差异主要影响实时市场结果和全成本补偿费用，不影响市场结果。模式1的RUC将优先启动空载成本和启动成本低的机组，此时RUC新增机组的全天空载成本和启动成本之和低于模式2，因此全成本补偿费用也低于模式2。模式2的RUC优化目标计及RUC容量成本，间接反映机组电能量成本，因此模式2的实时市场价格和运行成本均低于模式1。

4 结束语

双边目前市场的建设是还原电力商品属性的重要举措。通过对比美国两种RUC，获取可用发电容量的方式。结果表明，两种方式无绝对优劣之分，而在于设计理念是实现市场成员为可靠性机组组合承担的全成本补偿费用最小化，还是保障电力系统资源优化配置。启停服务方式造成的系统全成本补偿费用相比拍卖方式更低，利于降低市场主体承担的与系统可靠性相关的费用。拍卖方式的实时市场供电成本相比启停服务方式更低，利于实现电力资源优化配置。