發(fā)電負(fù)荷雙側(cè)報價的日前電能市場出清模型及其定價分析

唐堯，楊爭林，鄭亞先，馮樹海

(中國電力科學(xué)研究院有限公司，南京市210003)

0 引 言

過去二十多年間，世界各發(fā)達(dá)經(jīng)濟體紛紛在電力行業(yè)引入競爭機制，建立電力市場，以改變電力行業(yè)的壟斷經(jīng)營模式[1]。在我國電力系統(tǒng)新一輪電力市場改革的背景下[2-3]，如何將負(fù)荷側(cè)引入市場定價過程，能更好反映當(dāng)前能源供需關(guān)系的電價，成為了業(yè)界關(guān)注的重點。在全國第1批8個現(xiàn)貨市場建設(shè)試點單位均進入模擬試運行，發(fā)電單側(cè)報價的現(xiàn)貨市場出清關(guān)鍵技術(shù)在已經(jīng)具備一定的理論和實踐經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，建設(shè)發(fā)電和負(fù)荷雙側(cè)參與報價的市場，符合電力市場改革的發(fā)展規(guī)律。廣東省考慮到技術(shù)實現(xiàn)的復(fù)雜度，將市場建設(shè)規(guī)劃分為兩階段，從發(fā)電側(cè)單側(cè)報價過渡到發(fā)電負(fù)荷雙側(cè)報價出清，采取節(jié)點邊際電價機制[4]。在浙江電力市場規(guī)則中已明確提出要在日前市場中建立發(fā)電、負(fù)荷雙側(cè)報價的出清模式，但在初期擬采用負(fù)荷統(tǒng)一電價的方式。電能作為特殊的商品，體現(xiàn)在市場的設(shè)計者還要同時考慮電力系統(tǒng)的物理特性和它作為關(guān)系到國泰民安的基本能源所要求的可靠性、安全性，這就給雙側(cè)報價帶來了挑戰(zhàn)[5]。

在傳統(tǒng)的電力市場中，負(fù)荷側(cè)不參與競爭，從供需平衡的角度來看可視其為固定的剛性負(fù)荷。針對單側(cè)情形下普遍適用的節(jié)點邊際電價計算方法，文獻(xiàn)[6]基于節(jié)點電價進行了需求響應(yīng)策略研究，提出了求解非線性方程約束的松弛法；文獻(xiàn)[7]基于長期增量成本法，提出了計及供電可靠性的配電網(wǎng)節(jié)點電價計算方法，并提出了供電可靠性這一指標(biāo)；文獻(xiàn)[8]給出了節(jié)點邊際價格的直流潮流法求解原理；文獻(xiàn)[9]提出了一種利用線性無關(guān)約束規(guī)格進行節(jié)點電價多解判定的方法；文獻(xiàn)[10]提出了一種考慮網(wǎng)絡(luò)損耗的節(jié)點電價計算方法，分解出了考慮網(wǎng)損與不考慮網(wǎng)損的節(jié)點電價之間的規(guī)律；文獻(xiàn)[11]重點討論了節(jié)點邊際電價的算法原理，實現(xiàn)了混合整數(shù)規(guī)劃與拉格朗日松弛2種機組組合優(yōu)化算法；文獻(xiàn)[12]提出了全時段優(yōu)化的節(jié)點邊際電價計算模型，驗證了全時段比單時段優(yōu)化范圍更廣、計算結(jié)果更優(yōu)等優(yōu)點。

文獻(xiàn)[13]指出單側(cè)報價的電力市場中缺乏需求彈性，負(fù)荷側(cè)只能被動地接受價格，不利于資源的優(yōu)化配置。對于發(fā)電負(fù)荷參與的雙側(cè)報價，如美國PJM市場、得州市場等國外發(fā)達(dá)電力市場中已有成熟應(yīng)用的實例，其中PJM市場在其最新手冊[14]中強調(diào)將需求側(cè)資源整合入市場競爭，體現(xiàn)了負(fù)荷響應(yīng)對充分發(fā)揮市場功能的重要作用；而在我國的電力市場中，目前處于第1批8個試點現(xiàn)貨市場探索發(fā)展階段。文獻(xiàn)[15]研究了在我國電力現(xiàn)貨市場條件下，定價機制的選擇與設(shè)計問題；文獻(xiàn)[16-17]聚焦于負(fù)荷側(cè)市場成員競價策略，通過負(fù)荷代理等方式提升效率；文獻(xiàn)[18]結(jié)合現(xiàn)貨市場交易機制設(shè)計，重點構(gòu)建了考慮靈活塊交易的現(xiàn)貨市場出清模型；文獻(xiàn)[19]建立了多目標(biāo)優(yōu)化的市場出清模型，并采用多目標(biāo)的強化帕累托改進算法求解；文獻(xiàn)[20]將分段競價理論拓展到了負(fù)荷側(cè)，驗證了分段競價理論能更好反映電力特性以及負(fù)荷側(cè)參與競爭能體現(xiàn)購電主體的價格意愿的優(yōu)勢；文獻(xiàn)[21]驗證了負(fù)荷側(cè)競價能夠有效抑制電價波動水平；文獻(xiàn)[22]分析了虛擬投標(biāo)的機理及其功能價值；文獻(xiàn)[23-24]對電價與負(fù)荷的關(guān)系進行了分析驗證；文獻(xiàn)[25]將可時移的大型負(fù)荷在日前市場的投標(biāo)總結(jié)成了一個時間耦合的多階段優(yōu)化問題，并研究了其最優(yōu)投標(biāo)策略。

以上研究雖然相對詳盡，但都沒有較好結(jié)合考慮負(fù)荷側(cè)報價、負(fù)荷側(cè)市場成員統(tǒng)一電價、分階段放開市場化競爭等我國電力市場現(xiàn)狀。本文在文獻(xiàn)[26]的基礎(chǔ)上，將負(fù)荷側(cè)市場成員以分段報量報價的形式引入市場，研究節(jié)點邊際電價在雙側(cè)市場模式下的應(yīng)用方法。在浙江電力市場初期階段發(fā)電側(cè)采用節(jié)點電價定價機制，而負(fù)荷側(cè)采用統(tǒng)一電價的要求下，提出一種將實際負(fù)荷節(jié)點折算到虛擬負(fù)荷中心節(jié)點的電價折算方式；量化分析雙側(cè)報價的電能市場的優(yōu)勢及其仍存在的問題，并驗證虛擬投標(biāo)能夠有效提升市場效率，適應(yīng)于我國電力市場的發(fā)展路線。本文的研究成果有助于為我國負(fù)荷側(cè)市場成員參與市場競爭做參考評估。

1 市場申報

1.1 報價方式與市場成員

在單側(cè)報價的市場模式中，負(fù)荷側(cè)市場成員不參與競爭，在交易過程中體現(xiàn)為用電量不受發(fā)電報價及線路阻塞的影響；發(fā)電側(cè)市場成員報量報價，在一定程度上掌控著市場力，若無政策保護，易出現(xiàn)發(fā)電商共謀報價的行為。

在從發(fā)電側(cè)單側(cè)報價到發(fā)電、負(fù)荷雙側(cè)報價的建設(shè)過程中，為了兼顧工程可行性，存在各種樣式的過渡態(tài)。在當(dāng)前的省級電力市場建設(shè)中，擬采用發(fā)電側(cè)依其實際所在節(jié)點申報并計算電價，而負(fù)荷側(cè)市場成員在申報后經(jīng)過折算，等價為統(tǒng)一申報在“虛擬負(fù)荷中心節(jié)點”的方式。在該市場模式中，負(fù)荷側(cè)市場成員享有統(tǒng)一的價格，雖不能完整體現(xiàn)因阻塞帶來的地區(qū)性資源稀缺價值的差異，但可以滿足雙側(cè)市場成員均以報量報價參與市場競爭的階段性建設(shè)目標(biāo)。

在更為成熟的雙側(cè)報價的市場模式中，雙側(cè)市場成員均依其所在節(jié)點以報量報價的形式參與市場。面臨線路阻塞、聯(lián)合報價等經(jīng)典場景時，在滿足安全校核的范圍內(nèi)，市場成員可以就電能開展更為充足的博弈競爭。

1.2 分段式申報

日前市場以24 h為一個交易日，分為96個交易時段，市場成員依時段分別進行投標(biāo)。申報曲線根據(jù)當(dāng)?shù)仉娏κ袌鲆?guī)則，統(tǒng)一為若干個容量段的形式，本文中將其數(shù)目假定為5。典型的發(fā)電機組和負(fù)荷用戶申報曲線分別如圖1、2所示。交易中心根據(jù)每個時段各成員類型的報價，綜合擬定相應(yīng)的供給曲線和需求曲線。

圖1 發(fā)電機組申報曲線Fig.1 Declaration curve style of generation unit

圖2 負(fù)荷用戶申報曲線Fig.2 Declaration curve style of load user

1.3 虛擬投標(biāo)

為了進一步抑制市場力，提升市場的競爭水平，在雙側(cè)報價的電能市場發(fā)展的成熟階段，引入虛擬投標(biāo)(vitrual bidding,VB)為代表的電力市場金融產(chǎn)品。虛擬投標(biāo)不要求市場主體有實際發(fā)電能力或用電能力，中標(biāo)的電量通過金融交割，不涉及電能的物理傳輸。從某種角度來說，虛擬投標(biāo)拓展了市場主體的數(shù)目，可以使得市場成員之間的價格博弈更加充分，從而提高市場效率。本文以有實際負(fù)荷需求的用戶參與虛擬投標(biāo)為例開展相關(guān)分析。

在結(jié)算階段，電力用戶的總購電成本如下所示：

Cpurchase=Pday-ahead×Qday-ahead+
Preal-time×(Qreal-time-Qday-ahead)=
Preal-time×Qreal-time+
(Pday-ahead-Preal-time)×Qday-ahead

( 1 )

式中：Pday-ahead表示日前市場的電價；Qday-ahead表示電力用戶在日前市場的出清電量；Preal-time表示實時市場的電價；Qreal-time表示電力用戶在實時市場的出清電量。

觀察可知，市場成員可以憑借日前市場和實時市場的價格差異來調(diào)整自身的總購電成本。例如在日前市場中的阻塞節(jié)點虛擬投標(biāo)，通過消除阻塞等方式降低日前市場的電價；而在實時市場中，只需對有著實際負(fù)荷需求的部分電量進行物理交割，原有的線路阻塞情況依然未得到緩解，從而使實時市場的電價高于日前市場，相應(yīng)的市場成員從中獲利。

2 雙側(cè)報價的全時段出清優(yōu)化模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

對于發(fā)電、負(fù)荷雙側(cè)報價的電能市場，以社會福利最大化作為優(yōu)化目標(biāo)進行出清。

( 2 )

式中:T表示總時段數(shù);L、G分別表示負(fù)荷用戶總數(shù)和發(fā)電機組總數(shù);qload(l,t)、qgen(g,t)分別表示在時段t負(fù)荷l和發(fā)電機組g出清的電量;B、C分別表示用電收益和發(fā)電成本;Cstart為所有機組在指定時段內(nèi)的啟動成本總和。

2.2 系統(tǒng)運行約束

2.2.1 系統(tǒng)供需平衡約束

在不考慮網(wǎng)損的情況下，任意時段內(nèi)，發(fā)電機組的出清電量都應(yīng)該等于用電負(fù)荷的出清電量。

( 3 )

式中:λ(t)表示系統(tǒng)供需平衡的影子價格。

2.2.2 線路傳輸容量約束

根據(jù)網(wǎng)絡(luò)潮流規(guī)律，各節(jié)點分布在線路上的潮流總和不能超過該條線路的最大傳輸容量。

( 4 )

( 5 )

2.2.3 機組發(fā)電能力約束

機組若處于開機狀態(tài)，則在一定范圍內(nèi)出力。

( 6 )

( 7 )

2.2.4 負(fù)荷用電能力約束

負(fù)荷側(cè)負(fù)荷的出清電量不超過其申報電量的極值。

ζ(t):qload(l,t)≤Qload(l)

( 8 )

式中:Qload(l)表示負(fù)荷l申報電量的最大值，可視為負(fù)荷實際用電能力;ζ(t)表示負(fù)荷用電能力約束的影子價格。

2.2.5 機組爬坡、滑坡約束

機組連續(xù)調(diào)整功率的速度有一定的限制。

( 9 )

( 10 )

2.2.6 虛擬投標(biāo)比例約束

市場成員申報合同中，虛擬投標(biāo)的電量不能超過實際負(fù)荷一定的比例。

Qv(t)≤Qr(t)×θ

( 11 )

式中:Qv(t)表示市場成員參與日前市場競價時，在時段t的虛擬投標(biāo)電量;Qr(t)表示在時段t的實際負(fù)荷需求或發(fā)電能力;θ為預(yù)設(shè)的最大比例。

2.2.7 機組啟停約束

因大功率機組開機成本比較高，在安排機組啟停計劃時，要限定機組最小連續(xù)開機時間。

( 12 )

式中:M1(t)表示機組在時段t的開機指令;M0(t)表示機組在時段t的關(guān)機指令，兩者皆為0/1值。約束定義為，一旦機組有開機信號，則在規(guī)定的n個時段內(nèi)不能關(guān)機。

3 電價計算

3.1 節(jié)點邊際電價

節(jié)點邊際電價(locational marginal pricing,LMP)描述的是在給定的條件下，系統(tǒng)內(nèi)指定節(jié)點增加一單位的負(fù)荷，全系統(tǒng)所增加的最小生產(chǎn)成本。它考慮了完備的發(fā)、輸、用電約束，能夠較好地衡量當(dāng)前系統(tǒng)的運行狀態(tài)下資源的價值。

根據(jù)上述的多時段電能市場出清優(yōu)化模型，在暫不考慮虛擬投標(biāo)的情況下，可根據(jù)卡羅需-庫恩-塔克(Karush-Kuhn-Tucker,KKT)條件，構(gòu)造拓展的拉格朗日函數(shù)，見式(13):

( 13 )

對其求節(jié)點負(fù)荷的偏導(dǎo)，即可得到該情形下，目標(biāo)函數(shù)基于節(jié)點負(fù)荷的單位變化率，見式(14)。對于一個雙側(cè)報價的電能市場，參與報價的負(fù)荷用戶可以視為一個申報發(fā)電能力為負(fù)的發(fā)電機組，則原目標(biāo)優(yōu)化函數(shù)為社會福利最大化，見式(2)，可視為發(fā)電總量為0的正、負(fù)發(fā)電機組的最小發(fā)電成本。則社會福利基于節(jié)點負(fù)荷的單位變化率，就是指定節(jié)點每增加一單位負(fù)荷，全系統(tǒng)增加的發(fā)電成本。這與節(jié)點電價中價格等于該情形下的系統(tǒng)微增成本的定義是相符合的。所以在雙側(cè)報量報價的電能市場中，節(jié)點電價的定義及計算原理也是直接適用的。

( 14 )

在不考慮網(wǎng)損時，雙側(cè)報價的電能市場價格，可由以上兩部分構(gòu)成，第1部分是電能價格分量，第2部分是阻塞分量。

3.2 負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一價格

為了滿足電力市場穩(wěn)定性，過渡階段采取負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一電價的方式?？梢岳萌缦碌姆绞叫拚鞴?jié)點對傳輸線路的潮流轉(zhuǎn)移因子;N為節(jié)點點數(shù)。

( 15 )

式中:ω表示修正過程中的權(quán)重；F0(n,c)表示由線路本身拓?fù)潢P(guān)系計算得來的原始潮流轉(zhuǎn)移因子；F1(n,c)表示修正過后的潮流轉(zhuǎn)移因子;N為節(jié)點點數(shù)。

令權(quán)重因子ω(n,c)等于線路c上傳輸總功率來自于節(jié)點n的凈負(fù)荷潮流轉(zhuǎn)移的比重。該情形下，所有節(jié)點對某一指定線路有著同樣的潮流轉(zhuǎn)移因子。

( 16 )

式中：qn,k(n)為節(jié)點n上的凈負(fù)荷。

在該修正方式下，對系統(tǒng)內(nèi)各線路的阻塞情況進行了加權(quán)折算，式(14)中各節(jié)點潮流轉(zhuǎn)移因子分量相等，可以視為所有的實際物理節(jié)點都折算到了統(tǒng)一的“虛擬負(fù)荷中心節(jié)點”，從而實現(xiàn)了負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一價格。需要說明的是，此處提到的折算方法，可視為一種數(shù)學(xué)上的等價手段，并且在電力市場實際運行過程中，“虛擬負(fù)荷中心節(jié)點”會隨著市場邊界條件等因素動態(tài)變化，但隨著電力系統(tǒng)拓?fù)湟约熬€路潮流的確定，總是能根據(jù)式(15)、(16)求得“中心節(jié)點”。對于市場用戶而言，每個時段“中心節(jié)點”位置的變化并不影響申報，例如對于省級市場而言，總是可以視為申報在省網(wǎng)中心。

4 算例分析

本文基于PJM-ISO5節(jié)點系統(tǒng)，構(gòu)建如圖3所示的簡化模型，機組、負(fù)荷報價數(shù)值根據(jù)通用的實際電力市場運行數(shù)據(jù)折算。其中節(jié)點C為參考節(jié)點，各發(fā)電機組的物理參數(shù)信息見表1，其余算例基本信息見附表A1—A4。

表1 發(fā)電機組物理參數(shù)Table 1 Physical parameters of generators

表A1 發(fā)電機組分段報價表(以時段37為例)Table A1 Quotation list of units(taking period 37 as an example)

表A2 用電負(fù)荷分段報價表(以時段37為例)Table A2 Quotation list of electrical load (taking period 37 as an example)

表A3 線路物理參數(shù)Table A3 Line physical parameters

表A4 潮流轉(zhuǎn)移因子Table A4 Power flow transfer factor

圖3 5節(jié)點系統(tǒng)模型Fig.3 5-node system model

以雙側(cè)報價的電能市場中，一個交易日內(nèi)的96時段出清及電價計算作為算例基礎(chǔ)，選取其中若干個時段作為典型場景，對比分析其電能價格相對于單側(cè)報價呈現(xiàn)的特點。

5節(jié)點系統(tǒng)在日前市場中的電力出清情況及負(fù)荷用戶總電力申報情況如圖4所示，機組啟停計劃見附表B1。

表B1 機組組合結(jié)果Table B1 Unit Commitment

圖4 一個完整交易日內(nèi)的系統(tǒng)負(fù)荷情況Fig.4 System load in a full trading day

4.1 場景1(線路阻塞)

時段36(即08:45—09:00)內(nèi)的供需寬松，可以視為一個典型的無阻塞場景。該場景下，機組出力安排遵循價低者優(yōu)先的原則，不受線路潮流約束的影響，出力結(jié)果如表2所示。此時系統(tǒng)中的阻塞價格為0，節(jié)點邊際電價完全由系統(tǒng)電能價格決定。此時機組5作為邊際機組，該時段的系統(tǒng)電能價格即為機組5在該出力段的報價，各個節(jié)點的節(jié)點邊際電價相等。該場景下，負(fù)荷側(cè)市場成員申報的電量均在日前市場出清。

表2 無阻塞時段機組出力結(jié)果Table 2 Unit output in non-blocking period

如表3所示，當(dāng)系統(tǒng)內(nèi)不存在線路阻塞時，雙側(cè)報價與單側(cè)報價的區(qū)別并不會對日前市場的出清與電價產(chǎn)生影響。負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一價格時，發(fā)電側(cè)的價格仍按照節(jié)點邊際價格計算，各節(jié)點上的發(fā)電價格與雙側(cè)報價均以節(jié)點電價計算時一致，不再單獨列出，下同。

表3 無阻塞時段下的電價Table 3 Electricity price in non-blocking period 元/(MW·h)

時段49(即12:00—12:15)處于最為顯著的用電高峰，供需偏緊，可以視為一個典型的有阻塞場景。如圖5所示，該場景下，由于各用電負(fù)荷需求量較大，線路DE滿載，潮流方向由節(jié)點E到節(jié)點D，制約了發(fā)電成本更低的機組5的出力能力，成本較高的機組3為邊際機組，如表4所示。輸電容量約束對負(fù)荷的制約體現(xiàn)為，節(jié)點D的電價顯著高于其他節(jié)點，旨在引導(dǎo)節(jié)點D處的負(fù)荷在該時段削減用電，以消除線路阻塞。該場景下，主動參與負(fù)荷側(cè)報價的負(fù)荷用戶受困于阻塞帶來的電價上漲，其申報的電量不能都在日前市場出清。

表4 有阻塞時段機組出力結(jié)果Table 4 Unit output in blocking period

圖5 時段49時系統(tǒng)潮流圖Fig.5 Power flow chart at Period 49

如表5所示，相較于雙側(cè)報價，單側(cè)報價的日前電能市場中的用電負(fù)荷表現(xiàn)為剛性需求，不受電價高低的影響，負(fù)荷側(cè)不能主動參與定價的過程，所以當(dāng)阻塞產(chǎn)生時，在日前市場中出現(xiàn)了顯著升高的電價。在過渡態(tài)采用負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一價格時，雖能在一定程度上反映市場主體的主動參與競爭的能力，但同時存在著部分節(jié)點上的用戶因“政策性保護”而享有著低廉電價的現(xiàn)象。在雙側(cè)報價市場建設(shè)更為成熟的階段，采用例如節(jié)點電價等有著區(qū)分度的定價方法，能更好地反映阻塞產(chǎn)生的原因及影響。

表5 有阻塞時段下的電價Table 5 Electricity price in blocking period 元/(MW·h)

以上2個典型場景可以論證，無論是雙側(cè)報價還是單側(cè)報價的電能市場，在大多數(shù)場景下都能憑借節(jié)點邊際價格較好地反映資源的稀缺價值，自動出清那些報價低的發(fā)電機組。特別是對于供需寬松的無約束場景，雙側(cè)報價和單側(cè)報價的日前電能市場有著同樣的出清結(jié)果及電價。此時市場價格代表當(dāng)前供需平衡的情形下每增加一單位的出力，邊際機組新增的發(fā)電成本。

對于負(fù)荷用電量較大，并且存在線路約束的場景，雙側(cè)報價的電能市場能夠體現(xiàn)電力用戶主動參與定價過程的能力。雙側(cè)報價在一定程度上保證了日前市場價格不會超過電力用戶預(yù)期的最大值，對于那些用電收益低、并處于地緣劣勢的負(fù)荷，難以在日前市場中標(biāo)全部申報的電量，出清結(jié)果能指引其及時調(diào)整生產(chǎn)計劃；對于那些發(fā)電成本較高的發(fā)電機組，如算例中的機組4，即使選址合理，與大負(fù)荷用戶同處一個節(jié)點，但因發(fā)電成本較高，在雙側(cè)報價的模式下全時段都未曾獲得開機機會。雙側(cè)報價的市場模式實現(xiàn)了激勵發(fā)電側(cè)與負(fù)荷側(cè)市場成員提高生產(chǎn)效率的功能與作用，并能引導(dǎo)大規(guī)模用戶正確選址。

4.2 場景2(共謀報價)

機組5根據(jù)歷史經(jīng)驗與預(yù)測值，判斷時段65(即16:00—16:15)內(nèi)系統(tǒng)負(fù)荷需求量較大，且自身在機組啟停安排中會處于開機狀態(tài)，遂聯(lián)合機組3、4共同抬高報價，自身在低出力段不調(diào)整報價以保證啟停計劃不受影響，以實現(xiàn)抬高出清電價，獲得超額經(jīng)濟收益的目的，該時段可視為一個典型的存在共謀報價的場景。各機組在該時段的報價情況如表6所示，數(shù)字后的“+”表示機組在該出力段參與共謀報價。為了直觀體現(xiàn)負(fù)荷側(cè)放開競爭主體數(shù)目給全系統(tǒng)電價帶來的影響，以下不再列出負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一價格的情形。

表6 存在共謀報價時各機組申報價格Table 6 Declared price of each unit in case of collusion in quotation 元/(MW·h)

實際電力市場建設(shè)中參與負(fù)荷側(cè)報價的負(fù)荷用戶比例的放開，是一個循序漸進的過程，在改革初期只選定大負(fù)荷用戶擁有報價權(quán)。本文以該模型中的3個負(fù)荷側(cè)用戶逐步擁有報價權(quán)作為模擬，稱無電力用戶參與時為單側(cè)報價，稱一個以上電力用戶參與時為雙側(cè)報價。

該時段下的電價如圖6所示。在單側(cè)報價的模式下，若存在發(fā)電商共謀報價，市場價格會嚴(yán)重受到發(fā)電商市場力的影響而處于一個特別高的位置；當(dāng)負(fù)荷用戶參與報價，市場則可以自發(fā)地憑借其調(diào)節(jié)機制，降低市場價格受共謀報價的影響，并隨著參與報價的負(fù)荷用戶數(shù)目的增加，發(fā)電商的市場力逐步降低。總的來說，雙側(cè)報價模式下的電能市場通過發(fā)揮負(fù)荷側(cè)市場成員對市場價格的主動參與能力，降低在日前市場的出清電量，使得發(fā)電商共謀報價的出力段不易中標(biāo)，來保證市場價格變動仍處于相對合理的區(qū)間，不同市場模式下各個節(jié)點的電價變化情況如表7所示。

圖6 存在共謀報價時節(jié)點A的電價Fig.6 The price of node A in the presence of collusion in quotation

表7 存在共謀報價時節(jié)點電價變化情況Table 7 The change of node price in the presence of collusion in quotation

值得注意的是，由于優(yōu)化目標(biāo)為全局最優(yōu)，可能會出現(xiàn)局部次優(yōu)解的情況。不存在共謀報價時，在雙側(cè)報價模式下的機組啟停計劃中，為了追求全時段社會收益最大化，申報電價相對較低的機組3也會在時段65處于關(guān)停狀態(tài)；而在單側(cè)報價模式的啟停計劃中，機組3處于開機狀態(tài)，此時機組3的出力不僅緩解了線路阻塞，而且使得系統(tǒng)電能價格降低，最終體現(xiàn)為不存在共謀報價時，全部節(jié)點都有著相較于雙側(cè)報價模式更低的電價。不同報價模式下的市場出清都遵循全局最優(yōu)的原則，因機組啟停計劃等因素造成的某個時段電價差異是合理的。本文在此場景下關(guān)注的重點在于，相比單側(cè)報價模式，逐步放開負(fù)荷側(cè)競爭的雙側(cè)報價模式能有效遏制發(fā)電商市場力，從而控制市場價格的波動范圍，故不再對單側(cè)報價、雙側(cè)報價的初始電價差異深入討論。

此外，由于共謀報價的發(fā)電機組在日前市場的出清電量下降，其總發(fā)電收益反而可能會減少。共謀報價行為抬高的市場價格給其他遵守市場規(guī)則的發(fā)電機組帶來了額外收益，如表8所示。

表8 存在共謀報價時各機組收益Table 8 Revenue of each unit in case of collusion in quotation 元

電力行業(yè)中若缺少競爭，則會出現(xiàn)寡頭利用市場力共謀控制電價的現(xiàn)象。負(fù)荷側(cè)參與競爭的雙側(cè)報價模式下，負(fù)荷用戶對于用電價值的衡量有個預(yù)期的上限，若發(fā)電機組共謀報高價，會造成兩敗俱傷的局面，負(fù)荷用戶無法在日前市場獲得足額的電量，發(fā)電機組的中標(biāo)發(fā)電量也相應(yīng)減少；當(dāng)前的市場規(guī)則規(guī)定，對于發(fā)電機組而言，在實時市場的報價不能高于其在日前市場的報價，并且同時還要考慮金融市場帶來的沖擊，共謀報價的機組難以如預(yù)期中獲得超額收益，從而通過機制本身降低了發(fā)電機組嘗試共謀報價的概率。遵守市場規(guī)則的發(fā)電機組可能會因為其他機組的共謀報價行為而獲得額外收益，這就實現(xiàn)了激勵相容，鼓勵各機組均依成本報價。

4.3 場景3(虛擬負(fù)荷投標(biāo))

在時段80(即19:45—20:00)，可以視為一個典型的考慮虛擬負(fù)荷投標(biāo)的場景。為了簡便說明，假設(shè)在該場景下，有著實際用電需求的負(fù)荷3作為唯一參與虛擬投標(biāo)的市場主體。根據(jù)虛擬投標(biāo)的相關(guān)規(guī)定，負(fù)荷3可以在系統(tǒng)內(nèi)的任意節(jié)點位置，以發(fā)電機組或用電負(fù)荷的方式進行虛擬投標(biāo)。此時，線路DE上的潮流達(dá)到了所能承受的最大限值，潮流方向為從節(jié)點E到節(jié)點D。結(jié)合此時段的潮流特點，負(fù)荷3選擇將虛擬投標(biāo)申報在其本身所在節(jié)點D，如圖7所示。

圖7 負(fù)荷3參與虛擬投標(biāo)Fig.7 Load 3 participates in virtual bidding

在日前市場的出清階段，虛擬投標(biāo)與物理投標(biāo)具有無差異性，這意味著對于市場運營機構(gòu)而言，對市場投標(biāo)出清時不對投標(biāo)的屬性加以物理或金融上的區(qū)分。從系統(tǒng)層面來看，當(dāng)虛擬投標(biāo)于節(jié)點D以用電負(fù)荷的形式參與時，表現(xiàn)為節(jié)點D的凈負(fù)荷需求增加，本就存在阻塞的線路阻塞情況加重；當(dāng)虛擬投標(biāo)以發(fā)電機組的形式參與時，表現(xiàn)為節(jié)點D的凈負(fù)荷需求下降，線路阻塞情況得到一定程度的緩解，此時目標(biāo)節(jié)點的邊際電價降低，不同虛擬投標(biāo)策略下的電價如表9所示。適應(yīng)當(dāng)前潮流特點的虛擬投標(biāo)策略，能夠使得指定節(jié)點的日前市場電價降低，參與虛擬投標(biāo)的市場成員獲得了可能獲利的空間。這就激勵了市場成員主動參與虛擬投標(biāo)，在規(guī)則準(zhǔn)許的范圍內(nèi)顯著提高了市場競爭力與市場效率。

表9 不同虛擬投標(biāo)比例下的日前市場電價Table 9 Day-ahead electricity price with different proportion of virtual bidding 元/(MW·h)

對于能夠降低目標(biāo)節(jié)點電價的虛擬投標(biāo)策略，負(fù)荷3在對應(yīng)情形下的總購電成本如表10所示。可以看出，總購電費用并不隨虛擬投標(biāo)的比例增加而單調(diào)遞減，一味地通過降低目標(biāo)節(jié)點日前市場價格的投標(biāo)方式，并不能總是帶來更大的收益。

表10 負(fù)荷3于不同虛擬投標(biāo)比例下的購電費用Table 10 Power purchase cost of load 3 with different proportion of virtual bidding 元

虛擬投標(biāo)建立在雙側(cè)報價的基礎(chǔ)上。虛擬投標(biāo)不受機組爬坡、滑坡等物理約束的影響，在時間與空間上都有著更強的自由度。此外，還能引入純金融性資本，有利于擴大市場競爭主體的范圍。虛擬投標(biāo)增強了市場的競爭性，通過充足的價格博弈，讓電價回歸真實價格。為了避免過度投機現(xiàn)象，保持能源的理性，還應(yīng)對虛擬投標(biāo)加以適當(dāng)?shù)募s束，例如對于那些有著實際負(fù)荷需求的市場成員，可以設(shè)置其真實電量需求的10%作為虛擬投標(biāo)的容量閾值，以保證大部分電量仍在日前市場出清。在實際電力金融市場中，仍需對該值進行嚴(yán)密測算。算例驗證了市場主體可以通過虛擬投標(biāo)策略獲得額外收益，適當(dāng)?shù)募s束不會過多限制市場主體的盈利能力，并能保證市場價格處于一個相對穩(wěn)定的范圍。

5 結(jié)語與展望

基于對現(xiàn)有電力市場出清與定價機制的研究，建立了一個雙側(cè)報量報價的電能市場出清模型。通過算例驗證，相對于單側(cè)報價的市場模式而言，負(fù)荷側(cè)參與報價，可以體現(xiàn)負(fù)荷用戶靈活用電的選擇權(quán)與價格意愿，有利于提升電力系統(tǒng)整體效率和全社會收益，作為從單側(cè)市場到雙側(cè)市場建設(shè)的過渡態(tài)，負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一價格的定價模式亦能有效促進市場競爭。此外，雙側(cè)報價市場的建立，是金融市場發(fā)展的前提與基礎(chǔ)，是對不平衡電量的全面競爭，能夠更好地發(fā)現(xiàn)資源應(yīng)有的價值，引導(dǎo)電價最終處于合理的位置。

利用本文建立的5節(jié)點模型，能夠直接進行雙側(cè)報價的電能市場相關(guān)流程計算。盡管本文的研究規(guī)模較小，但對市場在該模式下運行效果的定量分析、對市場模式轉(zhuǎn)變過程中過渡態(tài)的探索，都能夠為我國當(dāng)前電力現(xiàn)貨市場從單側(cè)報價向雙側(cè)報價的建設(shè)提供一種理論依據(jù)。模型中引入的虛擬投標(biāo)及其相關(guān)討論研究，有利于我國電力金融市場的建設(shè)。

僅憑報價方式的轉(zhuǎn)變，并不能從根本上消除市場力，市場平穩(wěn)運行仍離不開有效的市場監(jiān)管。研究適用于我國雙側(cè)報價的電力市場定價方法，還需結(jié)合負(fù)荷用戶對于不同節(jié)點的電價差異接受程度較低這一實際情況。在我國電力市場改革的當(dāng)前階段，考慮將負(fù)荷側(cè)負(fù)荷折算到一個虛擬節(jié)點形成負(fù)荷側(cè)統(tǒng)一價格的方法，能夠有助于平穩(wěn)推進負(fù)荷側(cè)參與市場的改革，對于申報價格與結(jié)算價格存在的不匹配現(xiàn)象是當(dāng)下研究的重點內(nèi)容。在更為完整的電力市場中，不僅是電能價格，對旋轉(zhuǎn)備用、調(diào)頻等輔助服務(wù)進行定價研究，仍需要廣大科研工作者不斷探索。