郝如海，包廣清，周治伊，馮文濤，郝培良

（1.國網(wǎng)甘肅省電力公司電力科學(xué)研究院，甘肅 蘭州 730070；2.蘭州理工大學(xué)電氣工程與信息工程學(xué)院，甘肅 蘭州 730050）

1 引言

隨著風(fēng)電滲透率的大幅提高，增加了系統(tǒng)供需平衡壓力，需要通過市場機制設(shè)計充分挖掘系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)潛力，保障電力電量平衡。因此，在經(jīng)濟性、可靠性以及價格體系之間取得最優(yōu)權(quán)衡是一個至關(guān)重要的問題。價格機制在電力市場的建設(shè)中發(fā)揮著重要的作用，目前發(fā)展較為完善的電力市場，如美國PJM電力市場、得克薩斯州、加利福尼亞州、紐約州，以及英格蘭地區(qū)為代表的電力市場，主要采用節(jié)點邊際電價機制（Locational Marginal Pricing，LMP）進行日前市場出清[1]。在首批8個電力現(xiàn)貨試點中，廣東、甘肅等電力日前市場也采用LMP電價機制。在該機制下，發(fā)電商參與電力市場，向系統(tǒng)運營商（Ind-ependent System Operator，ISO）申報成本，由ISO建立日前市場模型，對日前市場出清并生成LMP[2-3]。

對于采用LMP機制進行日前出清的電力市場，只有在市場完全競爭的假設(shè)下，才可以促使發(fā)電商真實報價，實現(xiàn)系統(tǒng)總成本最小化[4]。從博弈論的觀點來看，電力市場交易屬于不完全信息動態(tài)博弈，發(fā)電機組作為理性個體，其目的是通過參與市場使自身獲利最大化[5]。因此，發(fā)電商有動機向市場運營商提供不同于其真實邊際成本的價格，以此改變市場出清價格，謀求自身利益。文獻[6]證明發(fā)電商可以通過保留容量或提高邊際成本來提高電價，這種策略行為可能會導(dǎo)致資源錯配，降低市場效率。為解決LMP機制的這種缺陷，迫切需要對滿足激勵相容準則、促進市場成員提交真實成本的電力市場電價機制進行研究。

在現(xiàn)有市場機制設(shè)計理論中，Vickrey-Clarke-Groves（VCG）是一種激勵市場成員申報真實信息的出清方式[7]。在VCG機制下，每個市場成員獲得的支付取決于給市場帶來的經(jīng)濟價值，已經(jīng)在電力市場機制設(shè)計中得到了初步應(yīng)用。針對常規(guī)發(fā)電商，文獻[8]提出了電力市場VCG競爭機制，根據(jù)其市場貢獻度進行價值分配和價格結(jié)算。文獻[9]應(yīng)用風(fēng)電聚合商對風(fēng)電機組進行利益結(jié)算，通過VCG機制激勵風(fēng)電機組申報真實的發(fā)電概率分布函數(shù)，從而獲得最大市場盈余。文獻[10]證明了在輸電線路無擁塞時，VCG節(jié)點平均電價始終高于LMP，但在日前市場出清建模過程中未考慮風(fēng)電機組的滲透率因素。文獻[11]提出含風(fēng)電競標的日前市場VCG出清電價機制，激勵發(fā)電機組申報真實發(fā)電成本及風(fēng)電功率概率分布函數(shù)，然而該VCG價格機制存在收支不平衡問題。

綜上，雖然VCG機制可以激勵發(fā)電商真實報價，保證各區(qū)域的自治性，但是關(guān)于風(fēng)電滲透率對日前市場出清電價的影響以及收支平衡等問題尚缺乏深入研究，因此本研究提出了基于資金再分配策略的改進VCG（Improved VCG，IVCG）。首先，建立考慮風(fēng)電不確定性的日前市場出清模型；其次，基于VCG機制設(shè)計理論，定義發(fā)電機組獲得的支付為該機組參與日前市場出清前后總成本的變化量，對該機制需要滿足的激勵相容、個體理性以及系統(tǒng)成本最小化等特性進行理論證明，并通過不同風(fēng)電滲透率場景分析，建立一種可以實現(xiàn)系統(tǒng)收支平衡的市場分配策略；最后，以IEEE 24節(jié)點為例驗證了該日前市場出清電價機制的有效性。

2 日前市場出清機制

2.1 日前市場出清模型

建立日前市場出清模型之前先做如下假設(shè)：（1）假設(shè)線路無擁塞且常規(guī)能源的生產(chǎn)成本函數(shù)為線性函數(shù)；（2）不考慮沉沒成本，由于風(fēng)電的可變運行成本低，風(fēng)電的生產(chǎn)成本近似為零；（3）采用直流潮流模型出清日前市場，不考慮無功功率及其網(wǎng)損；（4）各節(jié)點電力負荷剛性；（5）發(fā)電商的策略行為不受風(fēng)力發(fā)電量影響。

考慮風(fēng)電出力的隨機波動性，本研究根據(jù)不同發(fā)電場景對日內(nèi)市場的運行情況進行預(yù)測，并建立兩階段隨機規(guī)劃模型實現(xiàn)日前市場出清，目標函數(shù)為最小化日前總發(fā)電成本與日內(nèi)期望調(diào)整成本。

式中：決策變量用向量X表示，可分為與場景獨立的日前決策變量XDA和與場景相關(guān)的日內(nèi)決策變量XRT。日前決策變量XDA包含常規(guī)發(fā)電機組i的出力，風(fēng)電機組l的出力和節(jié)點n處的電壓角δnDA。日內(nèi)決策變量XRT則由常規(guī)發(fā)電機組i向上/下調(diào)整功率/，系統(tǒng)對負載d的切負荷功率，風(fēng)電機組l的棄風(fēng)功率以及節(jié)點n處的電壓角組成。λ為常規(guī)發(fā)電機組申報的成本，包含發(fā)電成本λiG以及向上/下功率調(diào)整成本λiU/λiD。表示系統(tǒng)運營過程中切負荷成本。約束條件：

1）功率平衡約束

（2）式為日前市場各節(jié)點功率平衡約束，（3）式表示日內(nèi)市場各節(jié)點功率平衡約束。式中：M1，ML，MD為常規(guī)機組、風(fēng)電機組、需求集合向系統(tǒng)節(jié)點集合的映射，A表示輸電線路集合。為場景s下風(fēng)電機組l的實際發(fā)電量。Bn，m為節(jié)點n，m之間線路的導(dǎo)納。和分別表示（2）式和（3）式的對偶乘子。

2）輸電線路功率約束

為防止輸電線路超載，需要滿足線路有功潮流約束。

3）常規(guī)機組出力約束

4）風(fēng)電機組出力約束

在日內(nèi)市場，受風(fēng)電出力不確定性的影響，調(diào)度中心首先通過調(diào)用常規(guī)發(fā)電機組的備用功率保證系統(tǒng)安全可靠運行。當常規(guī)發(fā)電機組預(yù)留的備用功率無法保證輸電網(wǎng)絡(luò)安全運行時，即：

5）常規(guī)機組上/下調(diào)備用功率約束

6）風(fēng)電機組棄風(fēng)功率約束

7）系統(tǒng)切負荷約束

上述約束條件中式（2）、（4）、（6）和（7）與日前市場出清階段相關(guān)，式（5）、（8）、（9）、（12）和式（13）包含與日內(nèi)市場出清相關(guān)的決策變量，而其余約束條件關(guān)聯(lián)了日前出清與實時出清兩個階段。因此，上述考慮日內(nèi)場景的日前市場出清模型是一個兩階段隨機規(guī)劃問題。通過YALMIP[12]調(diào)用CPLEX[13]優(yōu)化求解上述模型，即可得到常規(guī)機組最佳發(fā)電量及儲備量，以及風(fēng)電機組的日前市場出力計劃。

2.2 節(jié)點邊際價格機制（LMP）

節(jié)點邊際電價機制LMP表示負荷增加一個單位時電網(wǎng)運行成本的增量，等于系統(tǒng)節(jié)點負荷平衡約束的對偶乘子[14]，在日前市場中，節(jié)點n的邊際電價λnLMP為：

處于同一節(jié)點的發(fā)電機組以相同的價格進行結(jié)算。系統(tǒng)運營商在日前市場中支付給常規(guī)發(fā)電機組i及風(fēng)電機組的費用分別為：

在完全競爭的電力市場中，市場出清電價對于市場參與者而言是參數(shù)而非變量，LMP機制能夠保證系統(tǒng)總成本最小。然而，實際電力市場難以達到完全競爭的狀態(tài)，發(fā)電商為謀求自身利益，通過策略性報價改變出清價格，提高自身收益，降低市場效率，無法實現(xiàn)系統(tǒng)成本最小化。

3 VCG機制設(shè)計

為激勵各發(fā)電商申報真實成本，實現(xiàn)系統(tǒng)總成本最小化，本研究基于VCG理論，提出適應(yīng)高比例風(fēng)能參與的日前市場價格機制設(shè)計。

3.1 設(shè)計目標

機制設(shè)計理論提出了相關(guān)標準化的性質(zhì)與條件，用于分析價格機制的優(yōu)劣。本研究重點關(guān)注系統(tǒng)成本最小化（Cost Minimization，CM）、個體理性（Individual Rationality，IR）、激勵相容（Incentive Compatibility，IC）以及收支平衡（Budget Balance，BB）。

3.1.1 成本最優(yōu)

在電力市場框架下，系統(tǒng)成本最優(yōu)是指各常規(guī)機組與風(fēng)電機組按照日前市場出清模型求解得到出力計劃時，能夠達到各自真實成本最小化目標。

當所有常規(guī)機組按真實發(fā)電成本向市場運營商申報時，在日前市場出清模型中，系統(tǒng)總成本最小化的性質(zhì)自動成立。若存在常規(guī)機組向系統(tǒng)運營商提供策略性報價時，則導(dǎo)致系統(tǒng)常規(guī)機組和風(fēng)電機組的出力計劃難以實現(xiàn)市場出清總成本最小化。

3.1.2 個體理性

個體理性是市場成員通過參與市場來獲得激勵，即參與市場的行為是出于自愿的[15]，這也是市場成員的參與約束。在電力市場框架下，即確保發(fā)電商參與市場的利潤不為負。

3.1.3 激勵相容

每個參與者都能根據(jù)自己的真實偏好來實現(xiàn)機制目標，那么這種機制被稱為激勵相容機制。在電力市場中，當參與市場的所有發(fā)電商均真實申報發(fā)電成本時，能夠?qū)崿F(xiàn)自我利益最大化，則該價格機制滿足激勵相容。

3.1.4 收支平衡

收支平衡表示系統(tǒng)運營商從負荷側(cè)征收的費用與向發(fā)電側(cè)支付的金額相同。

3.2 設(shè)計方案

在LMP機制下，日前市場出清價格等于系統(tǒng)節(jié)點負荷功率平衡約束條件的對偶變量，這對同一傳輸節(jié)點內(nèi)的所有參與者均相同。VCG機制則根據(jù)每一位生產(chǎn)者為市場做出的貢獻來進行支付，位于同一節(jié)點的任意兩個市場參與者所獲得的系統(tǒng)支付價格可能不同，因此VCG機制能夠有效區(qū)分位于同一節(jié)點的兩個生產(chǎn)者的生產(chǎn)價值。例如，假設(shè)某節(jié)點存在A與B兩個發(fā)電商，僅發(fā)電商A具有預(yù)留的靈活性容量。在電力市場日前出清計劃中，發(fā)電商僅根據(jù)其電能產(chǎn)量獲得報酬。雖然發(fā)電商A和B都可以生產(chǎn)同質(zhì)同量的電能，但在風(fēng)電日內(nèi)實際出力與日前計劃出現(xiàn)偏差時，缺少發(fā)電商A可能會導(dǎo)致電力系統(tǒng)出現(xiàn)切負荷或棄風(fēng)的情況。因此，發(fā)電商A應(yīng)比發(fā)電商B獲得更多的支付，而在LMP價格機制中，發(fā)電商A的價值并未在電價上得到體現(xiàn)。在VCG價格機制下，常規(guī)發(fā)電商的價值可以對應(yīng)獲得的支付QJVCG為：

式中：f-J（·）表示常規(guī)發(fā)電商J不參與市場時的系統(tǒng)成本函數(shù)，X*-J為J不參與市場時其他發(fā)電商的最優(yōu)調(diào)度計劃，X*是所有發(fā)電商參與市場時，系統(tǒng)最優(yōu)調(diào)度計劃。IJ是J常規(guī)發(fā)電機組集合。因此，第一項f-J（X*-J，λ-J）表示發(fā)電商J不參與市場時，其他發(fā)電商的總成本。第二項f（X*，λ）-表示J參與市場時，其他發(fā)電商的總成本，即系統(tǒng)J總成本減去常規(guī)發(fā)電商J的成本。

同理可得，對于風(fēng)力發(fā)電商K，其獲得的支付為：

本研究基于VCG理論的電價機制設(shè)計具有典型的經(jīng)濟學(xué)意義，從而實現(xiàn)市場成員個體利益最大化與市場出清總成本最小化的一致性。

3.3 性質(zhì)證明

已有研究驗證LMP機制可以實現(xiàn)個體理性和收支平衡性質(zhì)，但對于激勵相容以及系統(tǒng)總成本最小化的性質(zhì)，無法始終滿足。通過證明本研究機制滿足激勵相容、個體理性以及系統(tǒng)成本最小化性質(zhì)，提出一種新的不平衡資金分配策略，以滿足收支平衡。

3.3.1 激勵相容

對于常規(guī)發(fā)電商，在VCG機制下的收益來自系統(tǒng)運營商的支付。由式（17）可知，J為追求自身利益，向系統(tǒng)運營商提供優(yōu)化后的策略報價，而非其真實發(fā)電成本。為確保J的最優(yōu)報價，其目標函數(shù)為：

此時J凈利潤實現(xiàn)最大化，即從系統(tǒng)運營商處獲得的收益與其發(fā)電成本的差額最大。

將式（17）帶入式（19）中可得：

在式（20）中，第二項f-J（X*-J，λ-J）表示常規(guī)發(fā)電商J不參與市場時，其他發(fā)電商的總成本，即非常規(guī)法電商總成本可與發(fā)電商J的決策相互獨立。此時，目標函數(shù)只剩第一項f（X*，λ）即所有生產(chǎn)商參與電力市場時系統(tǒng)的發(fā)電總成本。因此，系統(tǒng)總發(fā)電成本最小化目標與常規(guī)發(fā)電商J的優(yōu)化目標，其占優(yōu)策略必然是向系統(tǒng)運營商提供真實發(fā)電成本，該行為會使系統(tǒng)總發(fā)電成本最小。同理可得，對于風(fēng)電商而言，提供真實發(fā)電成本是其占優(yōu)策略。

由此看出，基于VCG機制的價格結(jié)算方式能夠消除發(fā)電商利用市場力量虛報發(fā)電成本的能力，滿足激勵相容。

3.3.2 個體理性

上節(jié)證明了基于VCG理論的價格結(jié)算機制滿足占優(yōu)策略激勵相容，因此，所有發(fā)電機組將向系統(tǒng)運營商申報真實發(fā)電成本。同樣以常規(guī)發(fā)電商為例，根據(jù)式（17）和式（19）可得，常規(guī)發(fā)電商J的凈利潤為發(fā)電商J不參與市場時，其他發(fā)電商的成本之和，減去所有發(fā)電商參與時的系統(tǒng)總發(fā)電成本。f-J（X*-J，λ-J）等效于在所有機組參與的日前市場出清過程中，將屬于發(fā)電商J的常規(guī)發(fā)電機功率均置為0，即在出清模型中增加約束條件。因此，出清模型優(yōu)化可行域縮小，目標函數(shù)值不小于所有發(fā)電商參與出清計劃時的目標函數(shù)值。即

同理可以得出風(fēng)電商在該價格機制下參與市場時，滿足個體理性。

3.3.3 成本最小化

由上述證明可知，在基于VCG機制的價格結(jié)算中，發(fā)電商追求自身最大利潤的目標與系統(tǒng)總發(fā)電成本最小的目標相一致，因此，出清模型式（1）～式（13）自然滿足系統(tǒng)成本最小化。

3.3.4 收支平衡

VCG價格機制之所以能夠激勵發(fā)電商真實報價，原因在于這種機制令發(fā)電商自身報價的效用與其他因素施加的成本和產(chǎn)生的收益趨于一致，整個系統(tǒng)容易達到穩(wěn)定和納什均衡。在發(fā)電側(cè)，對于任意一組給定的需求曲線，基于VCG機制的單位電價總是高于LMP。如果采用VCG價格機制向發(fā)電側(cè)支付費用，會造成系統(tǒng)運營商向負荷側(cè)收取的費用小于向發(fā)電側(cè)支付的金額，具體數(shù)學(xué)描述為：

不等式左側(cè)等于系統(tǒng)運營商以向參與市場的常規(guī)機組和風(fēng)電機組支付的總費用，不等式右側(cè)是向所有的負荷收取的金額。基于VCG機制的價格結(jié)算方式不滿足收支平衡，其中的不平衡資金應(yīng)該通過市場參與者的額外付款來補償。然而，正如Myerson-Satterthwaite定理證明[16]，不同的補償方式可能會導(dǎo)致市場效率或個體理性有所降低。

本研究提出的基于資金再分配策略（IVCG），具體分為兩步執(zhí)行。首先降低向發(fā)電側(cè)的支付，即在原有的支付金額上扣減一部分金額。發(fā)電商J扣減后獲得的系統(tǒng)支付如下：

式中：γJ為扣減費用。γJ需滿足如下約束：

該不等式左邊表示對發(fā)電商J的扣減費用，右邊表示發(fā)電商J的凈利潤，表示扣減后發(fā)電商J仍自愿參與市場，申報真實發(fā)電成本。這意味著扣減費用γJ與發(fā)電商J的報價無關(guān)，不影響發(fā)電商個體理性與激勵相容。

然后通過提高電價，向負荷側(cè)收取額外費用來達到系統(tǒng)收支平衡，因為扣減后市場出現(xiàn)了新的不平衡資金△QBI：

若△QBI≤0，則滿足收支平衡；若△QBI＞0，需要通過提高電價向負荷側(cè)征收額外的費用，以消除系統(tǒng)運營商的預(yù)算赤字。該費用可解釋為，負荷側(cè)作為發(fā)電側(cè)真實報價的獲益者，為激勵發(fā)電側(cè)真實報價而支付的信息費用。該費用產(chǎn)生的電價如下：

因此，將系統(tǒng)虧損資金分攤后的節(jié)點電價為：

需要注意的是，本研究采用電力負荷平均分攤虧損資金的方法，實際中可以考慮按照電壓等級與負荷分類和電量占比等方式進一步細分，由于篇幅的原因，在此不做展開討論。

3.4 機制對比分析

3.4.1 算例說明

以圖1所示兩節(jié)點系統(tǒng)為例，對節(jié)點邊際價格LMP和IVCG結(jié)算價格進行比較。圖中發(fā)電機組G1，G2，G3，G4的真實發(fā)電成本分別為λ，3λ，3λ，2λ，節(jié)點1的負荷D1容量為2D，四臺發(fā)電機的出力范圍均為[0，2D]，節(jié)點1和節(jié)點2之間的線路容量為D。

圖1 兩節(jié)點網(wǎng)絡(luò)

3.4.2 實施流程

對LMP機制與IVCG機制的實施流程進行對比，可以看出IVCG價格機制只是調(diào)整了結(jié)算方式，并未改變現(xiàn)有電力市場基于報價的交易模式。因此，有效延續(xù)了現(xiàn)有的市場交易模式，具有可操作性，如圖2所示。

圖2 LMP機制與IVCG機制的實施流程對比

3.4.3 對比分析

1）LMP機制

當各發(fā)電機組均向系統(tǒng)運營商申報真實發(fā)電成本時，根據(jù)模型（式（1）～式（13）），求解日前市場出清模型所得的出力計劃為：

式中：X*（λ）表示4臺發(fā)電機組提交真實發(fā)電成本λ=[λ，2λ，3λ，2λ]T時的最優(yōu)發(fā)電出力計劃向量。此時，節(jié)點1的電價為λ，4臺機組的凈利潤均為0。然而，若發(fā)電機組G1和G4串謀，同時申報3λ-ε（ε為一極小正常數(shù)），發(fā)電機組G2和G3仍然申報真實發(fā)電成本。系統(tǒng)優(yōu)化所得的出力計劃為：

由此可見，在LMP機制下，發(fā)電機組有動機通過揣測未中標機組的價格，提供策略報價，抬高邊際價格，獲取更大利潤。導(dǎo)致發(fā)電出力計劃偏離最優(yōu)調(diào)度運營方式，降低市場效率。因此，LMP機制難以保證系統(tǒng)成本最小化。

2）IVCG機制

以發(fā)電機組G1為例，當發(fā)電機組G1和G4串謀，同時申報3λ-ε時，發(fā)電機組G1和G4計劃出力均為D，其余兩臺機組出力為0。此時除發(fā)電機組G1以外，系統(tǒng)其他機組的總發(fā)電成本為：

去除發(fā)電機組G1后，發(fā)電機組G2參與出力，此時，發(fā)電機組G2、G3和G4的總發(fā)電成本為：

根據(jù)式（19），發(fā)電機組1的凈收益為：

若發(fā)電機組G1選擇申報真實成本λ，機組G4仍然申報3λ-ε，此時發(fā)電機組G1受系統(tǒng)調(diào)度出力為2D，其余不出力，除發(fā)電機組G1以外其他機組的總成本為0。當發(fā)電機組G1不參與市場時，發(fā)電機組G2和發(fā)電機組G4受調(diào)度計劃出力均為D，此時系統(tǒng)總發(fā)電成本等于3λD+（3λ-ε）D。由此可得發(fā)電機組G1的凈收益為λD+（3λ-ε）D，因為ε≤λ始終成立（否則機組G4無法中標），λD+（3λ-ε）D＞2λD關(guān)系成立。因此，對于機組G1而言，為獲得更多的利潤，申報真實成本為其占優(yōu)策略。

4 案例仿真研究

4.1 參數(shù)設(shè)置

本研究基于IEEE-24節(jié)點系統(tǒng)進行案例分析。發(fā)電側(cè)包含常規(guī)發(fā)電機組9臺（即G1-G9）（表1），發(fā)電機數(shù)據(jù)被市場投標數(shù)據(jù)替代。除常規(guī)機組外，發(fā)電側(cè)設(shè)置一處大型風(fēng)電場，風(fēng)電出力場景從β分布中取樣[17]，形狀參數(shù)（α，β）=（5，1）。初始生成500個風(fēng)電機組出力場景，然后使用K-均值聚類將其縮減為3個[18]?？紤]不同風(fēng)電滲透率，即預(yù)測風(fēng)電量除以總負載（2 200 MW）的范圍為13%～53%。負載側(cè)由7個負載組成，切負荷成本為200$/MWh。假設(shè)線路沒有擁塞，不考慮輸電線路電阻和無功功率。算例測試環(huán)境為HPEnvyI5-8250U筆記本電腦，編程軟件為matlab R2018a，潮流計算求解器采用matpower 7.0。

表1 IEEE-24節(jié)點系統(tǒng)發(fā)電機組參數(shù)

4.2 風(fēng)電出力對日前出清結(jié)果的影響

根據(jù)本研究的電價機制，一臺發(fā)電機組獲得的支付等價于該機組參與市場時對市場中其他機組的替代效應(yīng)。因此，不同于LMP機制，即使在輸電網(wǎng)絡(luò)無擁塞的情況下，電力市場也沒有唯一的日前市場價格。為便于說明，本研究采用加權(quán)平均電價來進行分析，加權(quán)平均電價等于各發(fā)電商電價乘以各自出力與系統(tǒng)總功率之比的總和，對于常規(guī)發(fā)電商而言，加權(quán)平均電價等于λVCG，G：

式中：風(fēng)電機組l在獲得的日前市場出清電價為λ1VCG，W，該機組在日前市場出清計劃中的計劃出力為。

圖3提供了不同風(fēng)電滲透率下各市場參與者的日前市場出清價格，其中負荷側(cè)不參與競價，采用LMP進行結(jié)算。由于負荷側(cè)不參與競價，負荷側(cè)電價可視為完全競爭下的LMP，在系統(tǒng)不存在阻塞時，所有發(fā)電商與負荷以同樣的邊際價格進行出清。從圖中可以看出，所有常規(guī)發(fā)電商和風(fēng)電商的日前市場出清價格均大于負荷側(cè)電價，與完全競爭情況下的邊際價格相比，VCG價格產(chǎn)生更高的電價，這正是系統(tǒng)收支不平衡的潛在來源。另外，在VCG價格機制下，傳統(tǒng)發(fā)電商的平均電價與風(fēng)電滲透率并無明顯的相關(guān)性，而風(fēng)電商日前市場出清價格的平均值隨風(fēng)電滲透率的提高有所降低，這是因為VCG價格機制是根據(jù)市場成員間的替代效應(yīng)定義其價值，并按照該價值結(jié)算。表2所示的分析結(jié)果驗證了負荷側(cè)電價由邊際發(fā)電商決定，隨著風(fēng)電滲透率提高，負荷側(cè)電價呈下降趨勢，最終導(dǎo)致系統(tǒng)運營商的預(yù)算赤字增加。

圖3 不同風(fēng)電滲透率下的日前市場出清價格

表2 風(fēng)電滲透率對不同發(fā)電商加權(quán)平均電價的影響對比

圖4是不同風(fēng)電滲透率下各常規(guī)機組的凈利潤。所有參與市場的常規(guī)發(fā)電商，利潤均非負，說明VCG價格機制可以實現(xiàn)發(fā)電商成本回收，滿足個體理性。并且隨著風(fēng)電滲透率的提高，常規(guī)機組獲得利潤的總體水平有所下降。

圖4 不同風(fēng)電滲透率下各常規(guī)機組凈利潤

4.3 收支平衡分析

不同風(fēng)電滲透率下系統(tǒng)收支費用如圖5所示，當風(fēng)電滲透率為13%，系統(tǒng)邊際電價為12.83 $/MWh，總負荷水平為2 200 MW，因此，從負荷側(cè)收取的費用總和為28 226 $，而需要支付給發(fā)電機組的總金額為29 370$，比負荷側(cè)收費高出4.05%。而隨著風(fēng)電滲透率的不斷提高，系統(tǒng)運營商的預(yù)算赤字將不斷增大。表3為不同風(fēng)電滲透率下，系統(tǒng)運營商的收支比。

圖5 不同風(fēng)電滲透率下系統(tǒng)收支費用

表3 風(fēng)電滲透率與系統(tǒng)運營商的收支比關(guān)系

本研究提出的IVCG采取一種可行收支平衡策略，每個發(fā)電商的收益減去一個常數(shù)，該常數(shù)可選擇上限為各發(fā)電機組凈利潤的最小值。當風(fēng)電滲透率等于13%時，發(fā)電機組G2，G3，G4不參與日前市場出清計劃。發(fā)電機組G9凈利潤為81 $，在所有參與出清的發(fā)電機組中最低。本算例選擇該凈利潤的百分之八十作為扣減費用，即向每一臺發(fā)電機組的支付費用扣減64 $?？蹨p后系統(tǒng)向發(fā)電側(cè)支付的總費用為28 986 $。然而，系統(tǒng)運營商從發(fā)電側(cè)收取的費用總和為28 226 $，仍無法滿足收支平衡。根據(jù)負荷側(cè)分攤策略，將剩余系統(tǒng)虧損資金向負荷側(cè)進行分攤，分攤后負荷側(cè)的節(jié)點電價為13.84$/MWh+0.35$/MWh=14.19 $/MWh。此時，系統(tǒng)滿足收支平衡。

5 結(jié)語

本研究提出的IVCG電價機制具有兩階段市場出清特征，該電價機制滿足激勵相容、個體理性以及系統(tǒng)總成本最小化性質(zhì)，并且在IEEE 24節(jié)點算例中進行驗證分析，結(jié)果表明：（1）在本研究IVCG電價機制下，所有發(fā)電商參與市場的占優(yōu)策略是申報其真實發(fā)電成本；（2）參與日前市場的所有發(fā)電機組凈利潤均大于等于0，說明該機制滿足個體理性；（3）日前市場出清電價與風(fēng)電滲透率具有相關(guān)性。隨著我國“碳達峰、碳中和”發(fā)展目標的提出，電力市場建設(shè)需要考慮的因素更加復(fù)雜。本研究通過開展電價機制研究，從電力市場角度為提升新能源消納水平提供了理論依據(jù)。