调峰市场与现货市场

共存模式存在的弊病

基于上述“优点”的考虑，电力现货市场与调峰市场强行嫁接是否可以呢？答案很明确——弊病很大。现货市场的本质是考虑安全约束的机组组合和经济调度，其交易的结果会形成经济调度计划，如果调峰市场形成的调度计划与现货市场形成的不完全重合，会使现货市场形成的经济调度计划效率下降。简单说，在一个优化模型里出现两个优化方法，如果这两个优化方法优化方向不同，那么出清的最终结果就一定会产生问题。从实践来看，相对于现货市场模式，调峰市场与现货市场共存模式存在三个弊病：一是该模式会干扰调度计划使其偏离最优，二是该模式会使市场发现价格功能受损，三是该模式会造成用户购电费用的上涨。

以下通过简化模型进行举例说明。在该模型中，假定有三台成本不同的火电机组与一台风机，并模拟了一条典型负荷曲线，对不同市场模式的优化结果进行比对（见表所示）。

在该模型中，第15时段为最小负荷300兆瓦，第42时段为最大负荷399.8兆瓦，并假设风电出力30兆瓦只发生在15时段。

模式1：传统计划调度模式。如果既不采用现货市场，也不启动调峰市场，并且限制火电功率仅降至50%，考虑高峰低谷负荷需求，按照经济调度原则会安排G1、G2运行，在15时段两台机组均无法降低出力，只能选择弃风，此时全天发电总成本为204.94万元（如图1所示）。

模式2：现货市场模式。在该模式中，不设置调峰市场且机组首段报价出力不受50%的限制，机组申报任何出力均可用于定价，市场出清结果如图2所示。由于机组均将最小出力30%作为报价首段，两台机组的最小出力和加上风电出力小于系统低谷时的负荷，运行G1和G2不会导致弃风。而且相对成本较高的G2下调出力，为成本较低的G1留出了发电空间，进一步降低了系统发电成本，在现货模式下，用户需支付的全天发电总成本为190.57万元，在解决弃风问题的同时，相对模式1又降低了发电成本14.37万元，释放了社会福利并使得用户购电费用降低。

模式3：调峰市场与现货市场共存模式。在该模式中，机组现货市场报价首段出力限制为50%，50%~30%为深调峰市场竞价部分，火电机组50%以下出力不得参与定价，深调峰市场中标机组在中标时段设置为开机，发电出力为现货市场中中标出力（若在现货市场未中标，按照50%最大出力计算）减去调峰市场中标的调峰出力。市场出清结果如图3所示，G3会在15时段的深调市场中标30兆瓦，所以在后续的电能量市场中被设置为开机，且除去调峰中标时段外其他时段出力均为50%的最大出力，导致G2只能处于停机状态，使得总发电成本进一步上升。在调峰市场与现货市场共存模式下，产生调峰费用75万元由风电企业向G3机组进行支付，用户需要支付的发电总成本为240.64万元，虽然解决了弃风问题，但使得发电总成本上涨35.70万元，扭曲了市场中电力的真正价格，引起用户购电费用的同步上涨。