深度文章｜省间日内电力现货市场设计的挑战与思考

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。