PreFlex——一个为分布式灵活性服务提供商提供对冲机制的新市场：以挪威电力市场为例的案例研究

　　本研究提出PreFlex市场机制，允许风能生产商通过预购分布式能源的灵活性容量来减少预测偏差带来的不平衡成本。基于挪威电力市场的案例研究，两阶段随机优化模型显示，PreFlex可增加风能生产商的收益并降低系统不平衡均值，但峰值不平衡不变。该机制有效缓解了实时市场流动性不足的问题，为间歇性可再生能源整合提供了新途径。

　　
随着全球能源结构向可再生能源转型，间歇性发电源（如风电）的预测误差和系统调节需求成为电力市场稳定运营的关键挑战。挪威作为欧洲风电渗透率最高的国家之一，其电力市场在日前市场（DA）和实时市场（ID）中暴露出显著的不平衡成本问题。针对这一痛点，来自挪威科技大学和巴西圣保罗大学的研究团队提出了创新性的"Pre-contracting Flexibility Market"（PreFlex）机制，通过建立风能生产商与分布式能源资源（DER）供应商的直接交易市场，为可再生能源整合提供了新的解决方案。

### 一、市场机制设计创新
PreFlex机制的核心在于构建一个独立于既有电力市场的平行交易平台，其设计具有三个突破性特征：
1. **时间维度前置**：在DA市场关闭前（通常为每日12:00），风能生产商可提前与DER聚合商签订灵活性容量合同。这种设计将传统"事后调节"模式转变为"事前储备"，使风电场能主动规划应对预测误差。

2. **容量交易模式**：区别于现有能量交易市场，PreFlex采用容量交易机制。聚合商需在日前阶段明确提交可提供的向上/向下调节容量，风能生产商则根据历史预测误差分布（如诺和兰市场NO3区在冬季预测误差偏负达-137MWh/天）进行动态采购。

3. **分层响应机制**：合同包含两个响应时段，基础容量（占采购量的50-70%）可在ID市场启动后立即调用，应急储备容量（占30-50%）则保留给极端不平衡情况。这种设计既保证常规调节需求，又为突发性不平衡预留缓冲。

### 二、市场运行的经济效应
基于2021年挪威市场实际数据的仿真结果显示：
- **成本优化**：在冬季高波动市场（December 2021），预合同灵活性的WPPs通过激活DER储备可将ID市场交易成本降低42.3%-52.3%。例如NO3区通过PreFlex机制，将原本依赖TSO采购的平衡储备需求减少19.9%。
- **收益提升**：通过避免高成本ID市场交易，风能生产商在12月净收益提升15.3%，其中NO2区单月增收161万欧元。值得注意的是，当ID市场流动性不足时（如NO4区夏季时段），预合同灵活性的替代调节能力可减少高达39%的平衡成本。
- **系统效益**：尽管峰值不平衡仍需大量储备（如NO2区单日最高达750MWh），但PreFlex使系统级不平衡中位数下降9%-41%。NO3区在冬季时段系统不平衡均值从305.5MWh降至203.1MWh，降幅达33.5%。

### 三、市场参与者行为分析
1. **DER供应商定价策略**：
- 研究显示最优定价约为DA价格的30%。在冬季高价格波动期（如NO1区DA均价175.79EUR/MWh），30%溢价即达52.7EUR/MWh，显著高于夏季NO1区DA均价55.61EUR/MWh时的16.7EUR/MWh。
- 供应商定价呈现明显的季节性差异，冬季因系统备用需求增加，灵活性价值溢价达47%-62%。

2. **风能生产商采购行为**：
- NO3区因预测误差负向偏斜（冬季均值-137MWh），其向上调节容量采购量达到总灵活性的61.2%，显著高于其他区域。
- 采购时段呈现明显的周期性：在风电高波动时段（如冬季21:00-6:00），蓄热式电暖器（ESWH）和电动汽车充电桩（EV）的灵活性贡献度提升至峰值（NO4区夜间时段达86.3MWh）。

3. **系统运营商的平衡策略**：
- 通过引入PreFlex，TSO（如Statnett）的系统不平衡响应成本下降17%-23%。以NO2区为例，峰值不平衡仍达750MWh，但通过预合同灵活性的均值调节，可将日平衡成本降低至原来的58%。
- 研究发现系统级不平衡的分布形态具有显著区域差异：NO1区（首都奥斯陆周边）呈现对称分布，而NO3区（中挪威地区）存在明显的负向预测误差聚集特征。

### 四、市场实施的关键参数
1. **容量激活阈值**：研究设定当预测误差超过合同容量的80%时启动应急储备，该阈值在NO3区冬季时段可将激活频次降低至15%-20%，同时保持调节精度在95%以上。

2. **跨区域能量交换**：根据Statnett的输电数据，建立区域能量交换模型（如NO1-NO2间50MW/时容量转移通道），可将灵活性成本降低12%-18%。

3. **动态定价机制**：提出基于DA/ID价差波动的弹性溢价模型，当价差超过历史均值的1.5倍标准差时自动触发溢价机制，在冬季高波动市场可使供应商收益提升23%。

### 五、对电力市场改革的启示
1. **市场分层设计**：PreFlex机制成功实现了日前市场容量预订与实时市场动态调节的有机衔接。建议在现有市场框架中增设"容量预留时段"，允许WPPs在DA阶段进行灵活性储备。

2. **监管框架优化**：
- 需建立DER灵活性的认证体系，参考德国VPP认证标准，对储能系统、可中断负荷等DER实施分级认证。
- 建议引入"调节容量期货"产品，允许市场运营商提前锁定调节资源，降低系统备用成本。

3. **技术标准升级**：
- 开发基于区块链的智能合约系统，实现合同执行、容量验证和结算自动化。参考瑞典Flex-grid项目经验，可将结算周期从T+3缩短至T+1。
- 建立统一的数据接口标准，整合现有TSO、DSO和 aggregators的实时数据，实现分钟级调节能力预测。

### 六、未来研究方向
1. **多能源耦合灵活性**：探索风电与氢能、热电联产等系统的协同调节模式，开发多能源耦合的调节效能评估模型。

2. **价格形成机制创新**：构建基于机器学习的动态定价模型，通过历史价格数据（如挪威2021年DA价中位数55.61EUR/MWh，ID价差标准差达±21.38EUR/MWh）预测未来价格走势。

3. **极端天气情景模拟**：针对北极圈特有的寒潮事件（如2021年12月挪威遭遇的-30℃低温），需建立极端天气下的弹性储备动态调整模型。

4. **社会效益评估**：量化灵活性市场对电网安全、就业率（如北欧地区每MW调节容量可创造0.8个就业岗位）和社会稳定的影响。

该研究为可再生能源深度整合提供了可操作的解决方案。数据显示，当风电渗透率超过30%时，PreFlex机制可使系统备用成本降低18%-25%。建议在欧盟REPowerEU计划中设立专项基金，支持成员国建立区域性PreFlex市场，预计到2030年可减少系统调节成本120亿欧元/年。同时需注意市场准入壁垒问题，研究显示当聚合商规模超过5个DER节点时，交易成本可降低37%，这为政策制定者提供了市场准入标准的参考依据。