【西安交通大学（肖云鹏）】2024年保障电力系统灵活性的容量市场机制报告_26页_2mb

保障电力系统灵活性的容量市场机制总结

核心内容

本文提出了一种计及灵活性充裕度的容量市场机制，旨在解决新能源占比上升带来的电力系统灵活性缺失问题。随着新能源比例的增加，电力系统的不确定性增强，导致传统容量市场难以满足系统灵活调节需求，同时火电利用小时数下降和市场电价降低使得火电固定成本回收困难。因此，建立新的容量市场机制以保障系统在负荷高峰和新能源大发时的供电能力与调节能力变得尤为重要。

主要观点

• 传统容量市场主要关注负荷峰值时段的发电容量充裕性，忽略了灵活调节能力的需求。
• 新机制同时考虑负荷峰值时段发电容量充裕度和灵活调节容量充裕度，以提升系统灵活性。
• 火电、储能、风电、光伏等资源均可提供发电容量，其中火电和储能还能提供灵活调节容量。
• 容量市场出清需满足系统最恶劣波动情况下的灵活调节需求，以确保系统稳定运行。

关键信息

1. 容量市场机制设计

• 市场出清机制：基于供需曲线进行出清，同时考虑系统在最恶劣波动情况下的灵活调节需求。
• 需求曲线制定：将灵活调节需求细分为灵活爬坡容量、转动惯量和事故恢复容量，并提出基于鲁棒优化的容量需求曲线制定方法。
• 定价机制：
  • 容量价格分为保障负荷峰值时段系统充裕性的容量价格和满足系统灵活调节需求的容量价格。
  • 灵活调节预测需求价格由扩展拉格朗日函数对系统灵活调节需求的预测值求偏导得到。
  • 灵活调节不确定性偏差需求价格与负荷、风电、光伏发电的波动量相关。
• 结算机制：
  • 火电与储能机组获得保障负荷峰值时段系统充裕性与灵活调节的双重收益。
  • 新能源机组需支付灵活调节需求相关的费用。
  • 区域间传输容量的结算考虑价格差异和阻塞盈余。

2. 机制性质验证

• 社会效率：目标函数为最大化社会福利，确保在任何不确定波动情况下实现最大化的系统收益。
• 收支平衡：市场流入与流出资金应相等，确保市场运营机构为非盈利机构。
• 个体理性：市场成员的净利润非负，激励其积极参与市场。
• 激励相容：市场成员利润最大化行为与社会福利最大化目标一致，确保机制的有效性。

3. 算例分析

• 系统划分：选取修正的IEEE-118节点系统，划分为3个区域进行分析。
• 区域特点：
  • 区域1新能源机组集中，灵活调节需求大，需依赖区域2和区域3的资源。
  • 区域2和区域3具有较多火电机组和储能，具备较强的灵活调节能力。
• 出清价格：
  • 区域1和区域3的保障负荷峰值时段系统充裕度的容量出清价格高于区域2。
  • 灵活调节预测需求价格因区域间传输通道阻塞而高于区域2和区域3。
• 中标容量与收益：
  • 火电与储能机组因灵活调节能力更强，在相同报价和装机容量下，中标容量和收益更高。
  • 有效容量系数越大，保障负荷峰值时段系统充裕度的中标容量越多，收益越高。
• 市场运行成本与失负荷期望：
  • 考虑灵活性需求的容量市场运行成本为1.59×10⁸元，失负荷期望显著下降。
  • 未考虑灵活性的市场运行成本为1.18×10⁸元，但区域1失负荷期望较高，为2.67×10⁹元。

结论与展望

• 所提出的容量市场机制有效区分了不同类型资源对系统充裕性和灵活性的贡献，并通过合理的定价与结算规则激励火电和储能等灵活调节资源的建设。
• 该机制在规避灵活性容量不足带来的损失方面具有显著作用，同时提升了系统的运行效率与稳定性。
• 未来研究可关注灵活调节容量需求的精细量化以及与计及灵活调节需求的现货市场衔接等问题。

附图与表格说明

• 图1：负荷高峰时保供与新能源大发时消纳难题交织。
• 图2：火电利用小时数下降趋势。
• 图3：零电价、负电价频现。
• 图4：基于供需曲线的容量市场出清示意图。
• 图5：灵活调节需求刻画：净负荷的不确定性变化区间。
• 图6：灵活爬坡容量。
• 图7：转动惯量。
• 图8：区域间传输容量的结算机制。
• 图9：各区域容量需求曲线。
• 图10：各区域市场出清价格。
• 图11：区域1和区域2的中标容量与新建容量对比。

表格内容

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• 作者：肖云鹏
• 单位：西安交通大学
• 邮箱：ypxiao@xjtu.edu.cn