一种耦合水电弃能消纳的日前现货市场多阶段出清方法

摘要

本发明提出一种耦合水电弃能消纳的日前现货市场多阶段出清方法。第一阶段引入弃能电站报价修正策略，通过等比例调减弃能电站报价，实现市场优先出清，从自身角度消纳弃能；第二阶段引入上游电站电量控制策略，利用下游电站弃能反向推算上游电站应消减电量，构建日电量控制约束，从上游电站电量角度消纳弃能；第三阶段引入上游电站出力控制策略，考虑梯级滞时精细化推算上游电站各时段出力上限，构建了出力控制约束，从上游电站电力角度消纳弃能；最后基于“谁获利、谁负责”的公平性原则，构建了多阶段结算补偿策略。本发明能够有效协调上下游电站出清电量，避免报价不匹配导致的竞争性弃水，为高比例水电市场现货交易提供了新的思路。

说明书

技术领域

本发明涉及电力市场领域及水电调度运行领域，特别涉及一种耦合水电弃能消纳的日前现货市场多阶段出清方法。

技术背景

我国电力市场改革已经进入深水区，如何建立适合我国电网特点和市场化机制的模型和方法，是现阶段电力市场改革的破冰关键。对于水电装机占比超过电网70％，发电量超过80％，主要由大型梯级水电站群构成的云南、四川高比例水电电网，如何解决水电参与电力现货市场的出清问题，就成为电力现货市场建设面临的难点和痛点问题。

不同于火电为主系统，水电为主系统梯级上下游间存在紧密的时空耦合联系，使得调节性能较差的下游电站发电能力极大受制于上游电站的发电决策。在以购电费用最小或社会福利最大为目标的出清规则下，当上游电站报价低、下游电站报价高时，下游电站极有可能会因为上游电站中标电量多而产生竞争性弃水。因此，如何在高比例水电电力现货市场出清中，尽可能减少弃水、促进清洁能源消纳就成为必须要解决的核心问题。

发明内容

为解决上述问题，本发明提出一种耦合水电弃能消纳的日前现货市场多阶段出清方法，并基于云南电网构建测试系统进行实例分析，结果显示本发明成果能够有效协调上下游电站出清电量，避免报价不匹配导致的竞争性弃水。

本发明技术方案：

一种耦合水电弃能消纳的日前现货市场多阶段出清方法，具体步骤如下：

(1)根据各电站投标信息及电网运行约束、市场边界条件，构建常规出清模型M，并计算确定常规出清结果；

常规出清模型M具体构建如下：

1)目标函数

系统购电费用最小(见式(20))。

2)约束条件

负荷平衡约束、线路潮流约束、梯级水电站相关约束以及火电机组运行约束(见式(21)-(39))。

(2)若常规出清结果发生弃能，则引入多阶段弃能消纳策略，逐阶段优化出清，以减少水电站弃水。

第一阶段：弃能电站报价修正策略；即通过调减弃能电站报价，使其能够优先出清，从而减少弃能。本阶段主要从弃能电站自身出发，通过调减弃能电站报价，使其能够优先出清，以获得更多的中标电量，减少弃能；同时需要引入两类约束以保证再次出清结果的合理性。具体步骤如下：

1)修正弃能电站报价

对于产生弃能的电站，引入一个修正系数(小于1)，通过将各段报价与修正系数相乘，确定最终的弃能修正报价，修正后的报价应小于当前市场所有市场主体的报价。若常规市场出清后有多个电站弃能，则应在保持弃能电站原报价序列的基础上修正报价，即满足式(1)，以确保在有限的市场空间内优先消纳原报价更低的弃能电量。

式中：λ

2)构建控制约束

控制约束包括非弃能电站弃能控制约束、弃能电站弃能控制约束以及弃能电站出力控制约束。具体构建方法如下：

a)非弃能电站弃能控制约束。常规出清中非弃能的电站，在本阶段出清中仍不能产生弃能。即满足式(2)：

式中：QS′

b)弃能电站弃能控制约束。常规出清中弃能的电站，在本阶段出清中不能产生新的弃能。即满足式(3)：

式中：QS

c)弃能电站出力控制约束。常规出清中弃能的电站，在本阶段出清中不能中标弃能出力之上、本不应中标的出力，故各时段需要增加最大可中标出力控制约束。即满足式(4)：

式中：P′

详细的弃能电站各时段最大可中标出力

步骤1：确定弃能电站各时段耗水率。根据常规出清结果，采用式(5)确定耗水率。

式中：r

步骤2：确定弃能电站各时段弃能出力。采用式(6)计算弃能电站各时段弃能出力。

式中：PS′

步骤3：按照式(7)计算弃能电站各时段最大可中标出力。

第二阶段：上游电站电量控制策略；即通过削减弃能电站上游电站成交电量，减少下泄水量，从而减少下游电站弃能。首先，从最后一个弃能时段t'开始，根据第一阶段弃能电站时段[1,t']弃能情况计算上游电站对应时段应削减电量；然后将第一阶段中标电量与应削减电量之差作为上游电站在本阶段出清中时段[1,t']的最大可中标电量，据此构建上游电站电量控制约束，并将其嵌入出清模型中，进而从“电量”角度减少下游电站弃能。

上游电站电量控制约束构建步骤如下：

步骤1：确定最后一个弃能时段t'。根据第一阶段出清结果，确定弃能电站最后一个弃水时段，并标记为t'。

步骤2：确定上游电站时段[1,t']的平均耗水率。根据第一阶段出清结果，首先采用式(5)确定各时段耗水率r′

式中：r′

步骤3：根据第一阶段出清中弃能电站弃能情况，按照式(9)确定上游电站应削减电量。

式中：ES″

步骤4：按照式(10)计算上游电站最大可中标电量。

式中：

步骤5：构建上游电站电量控制约束。

式中：P″

第三阶段：上游电站出力控制策略；即根据上下游滞时关系，削减上游电站出力，进一步精细化减少下游电站弃能。首先，根据弃能电站弃能情况以及上下游滞时关系，推算上游电站出力应削减值及削减时段；然后，将对应时段的第二阶段中标出力与应削减出力之差作为上游电站在本阶段中最大可中标出力，据此构建上游电站出力控制约束，并将其嵌入出清模型中，进而从“电力”角度减少下游电站弃能。

上游电站出力控制约束构建步骤如下：

步骤1：标记弃能时段。根据第二阶段出清结果，逐时段遍历标记弃能电站弃能时段，并将其添加至弃能时段集合Ψ，然后根据上下游滞时关系将弃能时段集合转换为上游电站时段集合Φ。(步骤2-4以集合Φ中某一时段t”为例详细介绍)

步骤2：确定上游电站时段t”耗水率。具体方式参见式(5)，不再赘述。

步骤3：根据第二阶段出清结果，按照式(12)确定上游电站时段t”应削减出力。

式中：PS″′

步骤4：按照式(13)计算上游电站时段t最大可中标出力。

式中：

步骤5：构建上游电站出力控制约束，如式(14)。

式中：P″′

(3)根据步骤(2)中多阶段弃能消纳策略，在常规出清模型M基础上，分别引入控制性约束，构建多阶段出清模型：第一阶段出清模型M1、第二阶段出清模型M2、第三阶段出清模型M3；

第一阶段出清模型M1具体构建如下：

1)目标函数

与常规模型M目标函数一致，具体见式(20)。

2)约束条件

在常规出清模型M约束条件基础上(具体见式(21)-(39))，增加非弃能电站弃能控制约束、弃能电站弃能控制约束以及弃能电站出力控制约束，具体见式(2)-(4)。

第二阶段出清模型M1具体构建如下：

1)目标函数

与常规模型M目标函数一致，具体见式(20)。

2)约束条件

在M1出清模型约束条件基础上(具体见式(21)-(39)，(2)-(4))，增加上游电站电量控制约束，具体见式(11)。

第三阶段出清模型M1具体构建如下：

1)目标函数

与常规模型M目标函数一致，具体见式(20)。

2)约束条件

在M2出清模型约束条件基础上(具体见式(21)-(39)，(2)-(4)，(11))，增加上游电站电量控制约束，具体见式(14)。

(4)为确保各电站获得合理补偿收益，针对第一阶段设计激励相容的结算补偿策略，针对第二、三阶段设计净收益公平分享结算补偿策略；

A.激励相容的结算补偿策略具体如下：

第一阶段中弃能电站以修正后的低报价参与市场出清，势必会将高价的电量挤出市场，从而使得出清电价相较于常规出清有所降低，故对于弃能电站新增的弃能消纳电量，以第一阶段出清得到的较低的节点电价结算，其结算收益计算如下：

式中：

对于其他电站减发的电量，按常规出清和第一阶段出清的节点电价价差进行补偿，其补偿收益计算如下：

式中：

B.净收益公平分享结算补偿策略具体如下：

以第二阶段结算为例进行详细描述，第三阶段结算与此相同，不再赘述。在第一阶段出清电量的基础上，对于在第二阶段出清中增发电量的电站，其增发电量按照节点电价与报价之差乘以一个折减系数结算，具体如下：

式中：

对于第二阶段出清中减发电量的上游电站，首先按照式(18)计算各时段补偿价格，然后按照式(19)进行补偿结算：

式中：

(5)按顺序依次开展三阶段出清计算，逐阶段减少水电站弃能，并确定各阶段出清结果及节点电价；

(6)根据不同阶段出清结果及节点电价，按照步骤(4)中结算补偿策略进行结算。

本发明成果有如下有益效果：本发明从弃水原因出发，提出耦合水电弃能消纳的多阶段日前现货市场出清方法，逐阶段减少弃能。第一阶段引入弃能电站报价修正策略，通过等比例调减弃能电站报价，实现其在市场优先出清，从自身角度调减弃能；第二阶段引入上游电站电量控制策略，利用下游电站弃能发现推算上游电站应消减电量，构建了多时段耦合电量控制约束，通过减少上游放水削减下游弃；第三阶段引入上游电站出力控制约束，考虑梯级滞时精细化推算上游电站各时段出力上限，构建了出力控制约束，进一步调减弃能。基于“谁获利、谁负责”的公平性原则，构建了激励相容的结算补偿策略和净收益公平分享结算补偿策略，确保各电站获得合理收益。

相比以往方法，本发明通过逐阶段对不同对象的调整，能够充分挖掘系统调节潜力，有效协调梯级上下游电站出清电量，最大化消纳报价不匹配导致的竞争性弃水；提出的结算补偿策略可以兼顾各市场主体补偿的公平性，有效激励具有调节能力的市场主体积极参与弃能消纳；此外，本发明对现行出清方式影响较小，流程简单，可操作性强，可为我国西南高比例水电现货市场运行提供促进消纳清洁能源的实用化手段。

附图说明

图1为本发明方法的实施流程图；

图2为实例测试系统结构图；

图3为常规出清得到的各发电商中标出力图；

图4(a)～图4(c)分别为常规出清得到的各梯级水电站的弃水流量和水位过程示意图；

图5(a)～图5(f)分别为不同阶段出清下各发电商出力结果示意图；

图6为不同阶段出清下电站H2弃水流量过程示意图。

具体实施方式

下面结合附图和技术方案，进一步说明本发明的具体实施方式。

本发明的实施流程示意图如图1所示，具体实施步骤如下：

(1)根据各电站投标信息及电网运行约束、市场边界条件，构建常规出清模型M，并计算确定常规出清结果；

上述常规出清模型M具体构建如下：

A.目标函数：系统购电费用最小

式中：

B.约束条件

1)系统负荷平衡约束

式中：D

2)线路潮流约束

式中：

3)梯级水电站约束

a)水量平衡方程

式中：V

b)出库流量方程

式中：QP

c)初始水位约束

式中：Z

d)水位上下限约束

式中：

e)出库流量上下游约束

式中：

f)发电流量上下限约束

式中：

g)弃水流量约束

h)出力限制约束

式中：

i)净水头方程

式中：ZQ

j)水位库容曲线

式中：f

k)尾水位泄量曲线

式中：f

l)水电出力函数

式中：f

4)火电机组约束

a)机组出力约束

式中：α

b)机组爬坡约束

式中：

c)机组最小连续开停机时间约束

式中：

(2)若常规出清结果发生弃能，则引入多阶段弃能消纳策略，逐阶段优化出清，以减少水电站弃水。

第一阶段：弃能电站报价修正策略；即通过调减弃能电站报价，使其能够优先出清，从而减少弃能。本阶段主要从弃能电站自身出发，通过调减弃能电站报价，使其能够优先出清，以获得更多的中标电量，减少弃能；同时需要引入两类约束以保证再次出清结果的合理性。具体步骤如下：

1)修正弃能电站报价

对于产生弃能的电站，引入一个修正系数(小于1)，通过将各段报价与修正系数相乘，确定最终的弃能修正报价，修正后的报价应小于当前市场所有市场主体的报价。若常规市场出清后有多个电站弃能，则应在保持弃能电站原报价序列的基础上修正报价，即满足式(40)，以确保在有限的市场空间内优先消纳原报价更低的弃能电量。

式中：λ

2)构建控制约束

控制约束包括非弃能电站弃能控制约束、弃能电站弃能控制约束以及弃能电站出力控制约束。具体构建方法如下：

a)非弃能电站弃能控制约束。常规出清中非弃能的电站，在本阶段出清中仍不能产生弃能。即满足式(41)：

式中：QS′

b)弃能电站弃能控制约束。常规出清中弃能的电站，在本阶段出清中不能产生新的弃能。即满足式(42)：

式中：QS

c)弃能电站出力控制约束。常规出清中弃能的电站，在本阶段出清中不能中标弃能出力之上、本不应中标的出力，故各时段需要增加最大可中标出力控制约束。即满足式(43)：

式中：P′

详细的弃能电站各时段最大可中标出力

步骤1：确定弃能电站各时段耗水率。根据常规出清结果，采用式(44)确定耗水率。

式中：r

步骤2：确定弃能电站各时段弃能出力。采用式(45)计算弃能电站各时段弃能出力。

式中：PS′

步骤3：按照式(46)计算弃能电站各时段最大可中标出力。

第二阶段：上游电站电量控制策略；即通过削减弃能电站上游电站成交电量，减少下泄水量，从而减少下游电站弃能。首先，从最后一个弃能时段t'开始，根据第一阶段弃能电站时段[1,t']弃能情况计算上游电站对应时段应削减电量；然后将第一阶段中标电量与应削减电量之差作为上游电站在本阶段出清中时段[1,t']的最大可中标电量，据此构建上游电站电量控制约束，并将其嵌入出清模型中，进而从“电量”角度减少下游电站弃能。

上游电站电量控制约束构建步骤如下：

步骤1：确定最后一个弃能时段t'。根据第一阶段出清结果，确定弃能电站最后一个弃水时段，并标记为t'。

步骤2：确定上游电站时段[1,t']的平均耗水率。根据第一阶段出清结果，首先采用式(44)确定各时段耗水率r′

式中：r′

步骤3：根据第一阶段出清中弃能电站弃能情况，按照式(48)确定上游电站应削减电量。

式中：ES″

步骤4：按照式(49)计算上游电站最大可中标电量。

式中：

步骤5：构建上游电站电量控制约束。

式中：

第三阶段：上游电站出力控制策略；即根据上下游滞时关系，削减上游电站出力，进一步精细化减少下游电站弃能。首先，根据弃能电站弃能情况以及上下游滞时关系，推算上游电站出力应削减值及削减时段；然后，将对应时段的第二阶段中标出力与应削减出力之差作为上游电站在本阶段中最大可中标出力，据此构建上游电站出力控制约束，并将其嵌入出清模型中，进而从“电力”角度减少下游电站弃能。

上游电站出力控制约束构建步骤如下：

步骤1：标记弃能时段。根据第二阶段出清结果，逐时段遍历标记弃能电站弃能时段，并将其添加至弃能时段集合Ψ，然后根据上下游滞时关系将弃能时段集合转换为上游电站时段集合Φ。(步骤2-4以集合Φ中某一时段t”为例详细介绍)

步骤2：确定上游电站时段t”耗水率。具体方式参见式(44)，不再赘述。

步骤3：根据第二阶段出清结果，按照式(51)确定上游电站时段t”应削减出力。

式中：PS″′

步骤4：按照式(52)计算上游电站时段t最大可中标出力。

式中：

步骤5：构建上游电站出力控制约束，如式(53)。

式中：P″′

(3)根据(2)中多阶段弃能消纳策略，在常规出清模型M基础上，分别引入控制性约束，构建多阶段出清模型：第一阶段出清模型M1、第二阶段出清模型M2、第三阶段出清模型M3；

第一阶段出清模型M1具体构建如下：

1)目标函数

与常规模型M目标函数一致，具体见式(20)。

2)约束条件

在常规出清模型M约束条件基础上(具体见式(21)-(39))，增加非弃能电站弃能控制约束、弃能电站弃能控制约束以及弃能电站出力控制约束，具体见式(41)-(43)。

第二阶段出清模型M1具体构建如下：

1)目标函数

与常规模型M目标函数一致，具体见式(20)。

2)约束条件

在M1出清模型约束条件基础上(具体见式(21)-(39)，(41)-(43))，增加上游电站电量控制约束，具体见式(50)。

第三阶段出清模型M1具体构建如下：

1)目标函数

与常规模型M目标函数一致，具体见式(20)。

2)约束条件

在M2出清模型约束条件基础上(具体见式(21)-(39)，(41)-(43)，(50))，增加上游电站电量控制约束，具体见式(53)。

(4)为确保各电站获得合理补偿收益，针对第一阶段设计激励相容的结算补偿策略，针对第二、三阶段设计净收益公平分享结算补偿策略；

A.激励相容的结算补偿策略具体如下：

第一阶段中弃能电站以修正后的低报价参与市场出清，势必会将高价的电量挤出市场，从而使得出清电价相较于常规出清有所降低，故对于弃能电站新增的弃能消纳电量，以第一阶段出清得到的较低的节点电价结算，其结算收益计算如下：

式中：

对于其他电站减发的电量，按常规出清和第一阶段出清的节点电价价差进行补偿，其补偿收益计算如下：

式中：

B.净收益公平分享结算补偿策略具体如下：

以第二阶段结算为例进行详细描述,第三阶段结算与此相同，不再赘述。在第一阶段出清电量的基础上，对于在第二阶段出清中增发电量的电站，其增发电量按照节点电价与报价之差乘以一个折减系数结算，具体如下：

式中：

对于第二阶段出清中减发电量的上游电站，首先按照式(18)计算各时段补偿价格，然后按照式(19)进行补偿结算：

式中：

(5)按顺序依次开展三阶段出清计算，逐阶段减少水电站弃能，并确定各阶段出清结果及节点电价；

(6)根据不同阶段出清结果及节点电价，按照步骤(4)中结算补偿策略进行结算。

以改进的IEEE 30节点测试系统为例进行实例分析，测试系统结构如图2所示。实例中各电源装机比例模拟高水电占比的云南电网，共设置3座梯级水电站，3台火电机组，总装机容量5770MW，其中水电装机占比73.14％，火电装机占比26.86％。各市场主体基础信息如表1-2所示。交易周期为24h，时段长度为1h。净收益折减系数β取0.5。采用分段阶梯型报价，共计5段。各市场主体报价如表3所示。

表1梯级水电站基础信息表

表2发电商运行参数

表3发电商报价参数

经过优化计算得到出清结果，并从常规出清结果、耦合弃能消纳的多阶段出清后不同阶段出力结果、弃水消纳情况及结算补偿收益方面进行详细分析。

图3为常规出清得到的各发电商中标出力过程，可以直观看出，各发电商出力与负荷曲线变化趋势基本一致，即低谷时段中标少，高峰时段中标多。由于火电机组普遍报价较高，所以其在低谷时段中标量较少，一般仅中标最小技术出力，而在负荷高峰时段中标量有明显的增加。相对来说，由于水电站报价普遍较火电更低，所以其在整个交易时段均中标较多电量。此外，作为电网调度中优质的调峰资源，水电爬坡能力强，能够较好的响应负荷波动，各水电站的出力过程也证明了这一点。表4为常规出清得到的各梯级水电站弃水情况统计表。图4(a)～图4(c)为常规出清得到的各梯级水电站的弃水流量和水位过程。可以看出，由于调节性能较好，且中标量多，电站H1和H3在所有时段均未出现弃水情况，且水位均满足限制要求。电站H2由于调节性能较差，且中标量较少，故在大多数时段出现弃水情况，最大弃水流量达到1499m

表4常规出清结果-梯级水电站弃水流量统计

表5为修正后的电站H2报价情况。图5(a)～图5(f)为不同阶段出清得到的各发电商的中标出力情况。可以看出，在第一阶段出清中，由于将弃能电站H2原始报价修正为了一个较低的值，使其在该阶段处于优先出清的“价格接受者”，故其中标量大幅增加，绝大多数时段的中标出力值达到消纳弃能的最大出力，仅在第4时段中标出力值小于最大出力，原因是时段3-4之间的爬坡约束限制所致。同时，为保证系统供需平衡，其他发电商的中标出力均出现不同程度减少，其中水电站H1和H3在常规出清中中标量大，爬坡速度快，故各时段中标出力减少较多，而火电机组T1、T2和T3在常规出清中中标量少，且爬坡速度较慢，故各时段中标出力减少较少。

表5修正后的H2电站报价情况

在第一阶段出清基础上，根据电站H2弃水情况，推算上游电站H1应削减中标电量，并计算H1最大可中标电量，将其作为H1在第二阶段出清中标电量上限，以减少电站H2弃水。表6为第二阶段出清中电站H1中标电量削减情况，可以看出，电站H1在该阶段中标电量完全满足最大可中标电量限制，且实际中标电量与最大可中标电量值相等。这是因为电站H1报价较低，削减其中标电量将增加系统购电费用，故在以系统购电费用最小为目标的出清模型中，只有当H1中标电量削减到最大可中标电量，才能保证整个系统的购电费用最小。为了保证整个系统负荷平衡，其他发电商需要增发出力，从图5也可以看出，H3、T1、T2及T3中标出力均有所增加。而由于电站H2已经在第一阶段出清中最大化中标情况，故其中标出力在本阶段无增加。

表6第二阶段出清中电站H1电量消减情况

在第二阶段出清基础上，根据电站H2弃水情况及上下游滞时关系，推算上游电站H1应削减中标出力及削减时段，并计算H1削减时段最大可中标出力，将其作为H1在第三阶段的出力上限，以进一步精细化减少下游电站H2弃水。表7为第三阶段出清得到的电站H1中标出力变化情况，可以看出，电站H1在第三阶段出清中时段3中标出力完全满足最大可中标出力限制，且实际中标出力与最大可中标出力值相等，具体原因与第二阶段类似，故不再赘述。同样，由报价相对较低的H3和T1在时段3增发出力，以保证系统负荷平衡。

表7第三阶段出清中电站H1出力消减情况

图6为不同阶段出清得到的弃水电站H2的弃水流量过程。表8为弃水电站H2在不同阶段下弃水流量的统计指标。可以看出，电站H2由于原始报价较高，在常规出清中中标电量较少，绝大部分入库来水将留存水库蓄水，加之其调节库容有限，水位在多个时段达到水位上限，从而使得常规出清产生大量弃水。而通过所提出清策略逐阶段优化出清后，电站H2中标电量大幅增加，且入库水量减少，使得其弃水流量逐阶段下降，整个交易周期平均弃水流量从960m

表8电站H2在不同出清阶段的弃水情况

表9-10分别为不同阶段下各市场主体补偿结算结果。在第一阶段出清中，电站H2增发了12384.4MW出力，增发出力部分的平均结算价格为161.1元/MWh，相较于常规出清时的结算价格降低了11.8％。其原因在于第一阶段出清中，对H2电站原报价进行了缩放，使其在市场中能够优先出清，从而挤出高价电量，降低了节点电价。而减发电量的发电商，可根据两次出清的价差获得一定的补偿净收益，其中电站H1、T1、T2、T3补偿价格分别为20.7、19.7、20、25.3元/MWh，远高于电站H3补偿价格8.1元/MWh。其原因在于电站H3在常规出清中节点电价已经处于一个较低的值，与第一阶段出清中节点电价差距较小，而电站H1、T1、T2、T3在常规出清中节点电价较高，当第一阶段出清中低价电进入市场后，其节点电价下降幅度较大，从而获得的补偿较多。从上述分析可知，两次出清的价差随着弃能消纳电量的增加而不断增大，使减发电量电站能够获得更多的价差补偿，从而激励更多的市场主体积极参与弃能消纳。

在第二、三阶段出清中，弃能电站H2中标出力无增加，上游电站H1减发的出力由其他电站分摊，同时基于“谁获利、谁负责”的公平原则，由增发出力的H3、T1、T2、T3按照增发出力比例对上游电站H1进行补偿，确保其获得合理收益。两阶段中，上游电站H1分别减发了2088.6、180.8MW出力，减发补偿均价分别为6.3、3.1元/MWh，补偿净收益分别为13158.18、560.48元。相较于第一阶段出清中的补偿价格，第二、三阶段出清补偿价格更低，其原因在于第二、三阶段中增发出力电站的结算价格较低，与其申报价格差距较小，净收益空间有限，从而使得根据增发出力电站净收益计算的减发补偿价格较低。

表9第一阶段出清补偿结算结果

表10第二、三阶段出清补偿结算结果

综上，本发明能够有效协调梯级上下游电站出清电量，最大化消纳报价不匹配导致的竞争性弃水；同时结算补偿策略可以兼顾各市场主体补偿的公平性，有效激励具有调节能力的市场主体积极参与弃能消纳。