考慮跨省優先計劃及輸電費的南方區域電力現貨市場出清模型設計

蔡葆銳，梁彥杰

（中國南方電網電力調度控制中心，廣州 510663）

0 引言

2022年7月23日，南方區域電力現貨市場啟動試運行，實現了全國范圍內的首次區域間電力現貨市場交易［1-2］。區域市場的建設存在市場設計、市場機制、市場模型、市場關鍵技術等一系列關鍵問題，目前已有大量研究及實踐工作對區域市場乃至全國統一電力市場的相關問題開展了具體分析。在全國統一市場方面，文獻［3］對市場建設關鍵問題進行了研究和總結。文獻［4］在對國內外多區域電力市場基本架構、交易分類、出清機制、模型求解算法、價格機制等方面的分析基礎上，總結了目前我國跨區跨省電力交易機制中的關鍵問題。文獻［5］在南方區域統一市場下，研究建立了促進南方區域各市場主體同臺競價的跨區跨省輸電價格機制。文獻［6］則在全國統一電力市場體系頂層設計框架下，充分考慮市場經濟性和電網安全性，建立了省間省內市場協調運行的耦合出清模型。在南方區域電力市場建設方面，研究和實踐集中于分析市場建設路徑、區域市場體系、市場交易機制、平臺建設、市場模擬運行等方面。文獻［7］結合國外區域電力市場建設情況，對南方區域電力市場建設的啟示進行了總結與分析。文獻［8-10］提出了關于南方區域電力市場建設有關問題的思考。文獻［11-12］設計了南方區域電力市場環境下的調度業務流程體系。文獻［13］分析了南方區域電力市場交易機制。文獻［14-15］探討了南方區域電力現貨市場建設模式，并對市場發展進行了介紹。文獻［16］分析了適應南方區域電力市場的獨立結算系統。文獻［17］結合南方區域電力現貨市場的特點，對出清邏輯的設計和計算引擎的設計提出了解決方案。文獻［18］對南方區域統一現貨市場進行了出清計算仿真分析。針對調頻輔助服務，文獻［19］對南方區域統一調頻輔助服務市場建設路徑與機制設計開展了相關研究。

從上述研究來看，國外典型區域電力現貨市場中發電側主體交納輸電網絡容量費用并在現貨市場報價中自行考慮容量費用成本。因此，電力現貨市場出清約束條件無需納入跨區輸電費用，亦可保證市場主體同臺競價的公正性。對南方區域電力現貨市場，由于我國采用輸配電價機制，發電側主體在現貨市場報價中無需考慮輸配電價的成本影響，不利于保證各省區發電側主體同臺競價的公平性。

本文在全球范圍內率先提出一種適應南方區域跨省優先計劃及輸電費的電力現貨市場全電量出清方法［20］，依據國家核定的跨省交易成分及輸電費政策［21］，采用節點模型［22］充分利用集中優化出清全區域各類型發電資源，通過交易成分與物理關口匹配模型來體現不同區域發電資源的地理位置對其出清的影響，通過跨省輸電費用保證區域各市場主體公平競爭；實現了區域內各省的有效、有序、有機銜接，實現了南方區域各省聯合出清的高效耦合；有效保障跨省優先計劃的執行、清潔能源的消納和跨省現貨交易的統一。

1 南方區域跨省輸電價體系

1.1 跨省送受電交易主體

南方區域西電東送主體有11 個，根據其物理電氣連接方式分別定義了各自主體的對外送受電關口。各交易主體如表1所示。

表1 跨省送受電交易主體Tab.1 Inter-provincial power transmission and receiving transaction entities

1.2 西電東送交易成分

根據上述西電東送主體之間的電力送受電情況，構成西電東送交易成分。一個交易成分包含送端和受端兩個關口，并且考慮了中間的網損。西電東送交易成分如表2所示［23］。

表2 目前西電東送交易成分Tab.2 Transaction components of West-East power transmission at present

1.3 西電東送物理關口

與上述西電東送主體送出/受入關口相關的交流、直流線路構成西電東送物理關口。以廣東受西部物理關口為例，由西部落廣東所有直流和廣東500 kV 交流入口構成，詳細物理輸電成分如表3所示［23］。

表3 廣東受西部物理關口Tab.3 Transmission line group of West-East to Guangdong components

1.4 跨省輸電費體系

各輸電成分對應的跨省跨區專項工程輸電價格如表4所示。

表4 跨省跨區輸電電價Tab.4 Inter-provincial and inter-regional power transmission electricity price

2 跨省輸電成分與物理潮流的關系

輸電價格與其輸電成分有關，以廣東為例，廣東受西部的物理關口電量中，屬于云南送廣東成分執行75.5 元/MWh 輸電價，屬于溪洛渡送廣東成分執行49.5 元/MWh 輸電價，屬于烏東德送廣東成分執行76.1 元/MWh 輸電價，屬于瀾滄江上游送廣東成分執行92 元/MWh 輸電價。但是不論交易通過哪個交易成分開展，其送電路徑均通過廣東受西部的電量關口，在最終出清和計量中，無法在電量關口的每一個潮流中區分其交易成分。

但是對于任一物理關口必有其所有相關交流、直流線路的潮流之和等于其相關所有交易成分之和。以廣東受西部物理關口相關聯交易成分為例，其物理關口與交易成分對應關系如表5所示。

表5 廣東受西部物理關口與其對應的交易成分Tab.5 Transmission line group of West-East to Guangdong components and corresponding trading components

通過上述關系建立約束條件，構建輸電成分與物理潮流的關系。

2.1 交易主體關口與輸電成分的關系

交易關口潮流為所有相關輸電成分之和，設南方區域共有N個輸電成分，第i個輸電成分的輸電量為Qpi，則交易關口潮流Ta，t為：

2.2 交易主體關口與物理線路之間的關系

物理關口潮流為所有相關交流、直流線路的潮流之和，設南方區域共有a條聯絡線路，第i個聯絡線路的功率為Pi，則物理關口潮流P關口潮流為：

2.3 點對網送電模型

點對網送電分兩類：第一類僅送單一電網，該類電廠發出的全部電量均為單一交易成分，可按全廠建模，例如瀾上五廠；第二類為分送多個不同電網，需對電廠不同交易成分單獨建模，例如溪洛渡右岸、烏東德左右岸。

2.4 西電東送出現偏差時偏差電量成分分配規則

所有的西電東送輸電成分會根據西電東送月度計劃安排送電計劃曲線，由西電東送輸電計劃和電量關口的匹配關系可計算出各電量關口的計劃曲線。在實際執行時，因為各種原因會造成實際值波動，與計劃值產生偏差。實際值的波動會被電量關口計量表記錄下來，得到實際電量關口數據。由于電能計量無法區分物理成分，因此實際電量偏差與輸電成分之間采用一套分配規則進行映射。該規則簡述如下。

假設某電量關口計劃值為Qplan，其第i個輸電成分計劃值為Qplan，i（i∈1，2，…，N），該電量關口實際計量值為Qr，其第i個輸電成分的實際值為Qr，i，則：

3 基于跨省輸電成分輸電價的電力現貨市場出清模型

基于跨省輸電成分輸電價統一在區域范圍集中出清，決定區域內各省機組開機方式、發電計劃、節點價格和各跨省輸電成分，省內無需再另行開展出清計算。

出清的輸入數據（邊界條件）為日前負荷預測、發輸電檢修計劃、跨省輸電價、電網拓撲信息、新能源出力預測［24］。

出清的目標為最小化發電成本和輸電費之和。約束為各時段電力平衡、機組安全運行（技術出力范圍、爬坡等）、電網安全運行（系統備用、線路容量限制）、跨省優先計劃約束、西電東送輸電成分與物理關口聯系約束。

出清的輸出為各時段機組開機方式、發電計劃和西電東送輸電成分。

出清模型流程如圖1所示。

圖1 出清模型流程圖Fig.1 Flow chart of clearing model

3.1 目標函數

目標函數為市場化發電及跨省輸電成本最小，具體如式（4）所示［25］。

式中：N為南方區域發電主體的數量；T為所考慮的總時段數，其中運行日每15 min為一個時段，考慮運行日96 個時段及其后一日考慮負荷高峰、低谷2 個時段，故T為98；Pi，t為發電主體i在時段t的出力；Ci，t（Pi，t）為發電主體i在時段t的運行費用，機組運行費用Ci，t（Pi，t）為與發電主體申報的各段出力區間和對應電能量價格單調非遞減的多段線性函數，并考慮了機組的開停機狀態；CU，i，t為發電主體i在時段t不同狀態（冷態/溫態/熱態）下的啟動費用；CPmin，i，t為發電主體i在時段t最小技術出力費用，機組處于開機狀態時才考慮的最小技術出力費用；n為跨省送電成分的數量；PL，i，t為跨省送電成分i在時段t的輸電功率；Pgwf為跨省輸電費（含網損費）、送出側省內輸配電費和輸電費分享空間之和；M1為運行松弛罰因子；S+，l、S-，l分別為線路l的正、反向潮流松弛變量；NL為線路數量；S+，s、S-，s分別為斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS為斷面數量。

實際輸電費總額按西電東送輸電成分計算，不同西電東送輸電成分的輸電價不一致，因此傳統模型中輸電價按照物理輸電通道潮流來建模的方式不適應實際情況，應按輸電成分作為輸電價成分進行建模。

依據第2.1 節交易關口潮流計算公式，設第i個輸電成分對應的輸電價為Pi，第i個輸電成分的輸電量為Qpi，則輸電價模型應寫為：

式中：Tcon為輸電費總額；N為輸電成分數量。

3.2 約束條件

由于南方區域電力現貨市場約束條件較多，因此僅列出與跨省優先計劃及輸電費相關約束條件，市場的完整模型可參看文獻［25］。

1）負荷平衡約束

在每個時段t分省系統負荷平衡約束可以描述為：

式中：為省（區）a內交易單元在時段t的出力（包含非市場機組的出力）；Na為省（區）發電交易單元數量；為與省（區）a相關的區域外聯絡線j在時段t的計劃傳輸功率（受入為正、送出為負）；Oa為與省（區）a相關的區域外聯絡線數量；為與省（區）a相關的區域內聯絡線k在時段t的傳輸功率（受入為正、送出為負）；Ia為與省（區）a相關的區域內聯絡線數量；為省區a在時段t的系統負荷。

2）直流輸電潮流約束

因區域內直流聯絡通道功率可自由控制，故單獨定義優化變量直流聯絡線j在t時段的傳輸功率建模，在直流聯絡通道送、受端分別作為節點負荷、節點電源。

直流聯絡通道功率上下限約束是指直流聯絡通道傳輸功率應介于其最大/最小技術出力范圍內，可描述為：

式中、分別為直流聯絡通道j在t時段的傳輸功率上下限。

3）交易成分與物理關口聯系約束

由于交易成分作為輸電價的計算依據，而其本身為虛擬數值，沒有一個物理計量點與其對應，因此為了建立基于交易成分的輸電價機制，需要對交易成分與物理關口和物理線路潮流之間建立約束聯系，以約束虛擬的輸電成分。

根據關口潮流為所有相關交易成分輸電量之和，也為所有相關交流、直流線路的潮流之和的關系，以各省電量關口作為中間變量建立輸電成分與物理潮流的聯系，具體如式（8）—（9）所示。

式中：為α省（區）在t時段的總受入或送出功率；為α省（區）的“網對網”交易成分s在t時段的受入或送出功率（受入為正、送出為負）；NS為α省（區）的“網對網”送電成分總數量；為α省（區）“點對網”d交易成份在t時段的功率；Nd為α省（區）“點對網”輸出成份總數量；、分別為“點對網”d1、d2 交易成份在t時段的功率，d1、d2 ∈Nd；?d1、?d2分別為d1、d2 交易成份的分電比例，其分電比例應與相關政策一致。

3.3 跨省優先計劃保障執行要求

西電東送框架協議及國家指令性計劃（統稱跨省優先計劃）是為了解決我國能源分布不均衡問題，提高能源使用效率而總體規劃部署實施的能源戰略，在南方區域電力現貨市場中需保障跨省優先計劃執行，可描述為：

式中：為α省（區）的“網對網”交易成分s在t時段的優先計劃功率；為α省（區）的“點對網”交易成分d在t時段的優先計劃功率。

3.4 市場出清價格

出清系統按照上述模型進行出清，將得到節點電價、機組出力、線路潮流及輸電成分值。輸電成分來自對應不同跨省輸電成分的出清結果，該結果用于區域市場的市場主體結算和輸電費結算。

求解上述節點電價計算模型，得到各時段系統負荷平衡約束、線路和斷面潮流約束的影子價格，則節點k在時段t的節點電價PLM，k，t為［26］：

式中：λt為時段t系統負荷平衡約束的影子價格影子價格；τmax，l，t、τmin，l，t分別為線路l最大正、反向潮流約束的影子價格，當線路潮流越限時，該影子價格為網絡潮流約束松弛罰因子；τmax，s，t、τmin，s，t分別為斷面s最大正、反向潮流約束的影子價格，當斷面潮流越限時，該影子價格為網絡潮流約束松弛罰因子；Gl-k為節點k對線路l的發電機輸出功率轉移分布因子；Gs-k為節點k對斷面s的發電機輸出功率轉移分布因子；L和S分別為線路、斷面的數量。

3.5 跨省輸電成分輸電價模型的線性及凸性

1）線性問題

假設兩省之間有兩條通道A和B，不考慮網損的情況下，通道A的輸電價為PA元/MWh，傳輸電量 為QAMWh，通道B 的輸電價為PB元/MWh，傳輸電量為QBMWh。那么基于物理通道的輸電費Pgwf，物理可以寫成：

南方區域跨省輸電價是基于輸電成分的，輸電成分與具體輸電路徑無關，即不論輸電路徑是交流還是直流，轉送還是繞道，對于同一個輸電成分而言都是同一個價格，例如小灣電廠為網對網送出電廠，而烏東德電廠為點對網送電電廠。如果一個電廠存在多個輸電成分，則需將該電廠按輸電成分拆分為多個虛擬的交易電廠。

假設兩省之間還有兩個輸電成分X（網對網）和Y（點對網），輸電成分X輸電價為PX元/MWh，傳輸電量為QXMWh，輸電成分Y的輸電價為PY元/MWh，傳輸電量為QYMWh。那么基于輸電成分的輸電費可以寫成：

Pgwf，成分即本文在目標函數中的Pgwf。輸電成分是新增加的決策變量，與聯絡線通道的送電量共同成為了決策變量。但是輸電成分本身不能自由優化，輸電成分的值代表了物理送電值，與采用物理通道輸電費的差別主要為輸電成分的值無需指定具體通道，而只需指定一系列可行的通道。

根據輸電成分與物理通道映射關系式（8），有：

即兩省之間的功率交換既可以表述為物理通道之和QA+QB，又可以表述為輸電成分之和QX+QY。Pgwf，成分隱式地表達為物理通道傳輸電量。因此，輸電成分的電量最終映射到某個物理通道上。若將QX代入Pgwf，成分中，則形成包含QA、QB、QY的線性表達式為：

考慮到QY為點對網輸電成分，可以寫成若干電廠出力之和，即：

式中Qn為該交易成分中涵蓋的電廠出力之和。例如“瀾滄江上游五廠送廣東”輸電成分就包含“里底、黃登、大花橋、烏弄龍、苗尾”5 個電廠出力。因此，QY可以為為機組出力的線性組合。

QA、QB為聯絡線功率，對于交流線路可以為為“機組出力×GSDF 轉移矩陣”的形式，對于直流線路，其本身為出力決策變量，因此QA、QB亦可表示為全網機組的線性組合。

而輸電成分的輸電價是常數，因此采用輸電成分及其配套輸電價建模，仍然是線性的，可以使用目前線性規劃求解的方法進行求解。

2）凸性問題

上面已經論述，輸電成分輸配電價可以與物理通道輸配電價一樣，表達為全網機組出力的線性組合。因此所有交易成分的功率關系是確定且互斥的，可以用換元法換成與傳統模型一致，因此其凸性與采用物理通道輸電價模型一致。

4 算例分析

本節首先采用簡單三網互聯9 節點算例開展仿真分析，驗證了本文所提出清模型的理論可行性。然后，基于南方電網典型日實際運行數據，構建了南方區域電力現貨日前出清算例，并對出清結果進行了分析，驗證了本文所提出清模型在南方區域電力現貨市場的可應用性和合理性。

4.1 算例系統運行邊界

如圖2 所示，系統共設置6 個機組，總出力上限為145 MW，機組報價如表6 所示。系統共分左、中、右3 個網，每個網3 個節點，網網之間均設有聯絡線，其中，左網通過直流聯絡線分別與中網與右網相連，中網和右網通過交流聯絡線相連，直流聯絡線Line18 和Line24 初始傳輸功率范圍設為0~1 000 MW，其他交流線路的初始傳輸上限均為100 MW。節點2 為左網的平衡節點，節點7 為中網和右網的平衡節點。系統總負荷最大為95 MW，左網負荷L1最大值為15 MW，中網負荷L2最大值為20 MW，右網負荷L3最大值為60 MW。

圖2 3網9節點互聯拓撲結構圖Fig.2 Interconnected topology diagram of 3-grid 9-node system

表6 機組模擬報價表Tab.6 Simulation of unit bidding

輸電價格方面，左網送右網輸電價為150 元/MWh、左網送中網輸電價為50 元/MWh、G1 點對網送右網輸電價為100元/MWh。

在本例中，擬定左網送右網、左網送中網、G1送右網3種交易成分。

4.2 多場景測試結果

4.2.1 低負荷水平場景

系統總負荷為13 MW，其中左網為3 MW，中網為4 MW，右網為6 MW。

1） 若網絡和聯絡線傳輸容量充裕，不考慮阻塞情況。點對網機組G1 中標10 MW，其中6 MW為G1 點對網送右網。而左網送右網的輸電價較G1送右網輸電價更高，故中標為0。左網送中網有功功率為4 MW。

由于G1 第一段已滿發，故此時左網邊際電價為G2 機組的第一段報價60 元/MWh。左網和中網之間的電價差值為左網送中網輸電價格50 元/MWh，左網和右網之間的電價差值等于G1 送右網的輸電價格100元/MWh。

2） 若直流聯絡線最大傳輸容量均為2.5 MW，其余交流線路的最大傳輸容量均為2 MW，則系統將發生阻塞。點對網機組G1僅中標5.5 MW，其中2.5 MW 為G1 送右網，3 MW 留存本地。因左網送右網的輸配電價較G1 送右網輸配電價更高，故左網送右網有功功率為0。因線路阻塞導致右網受入潮流有限，故左網總送出的富余電力2 MW 只能進入中網。

因三網內部均出現線路阻塞，故各節點電價均有所差異。聯絡線Line18 發生阻塞，故節點1 和節點8 之間的電價差值與輸電價格無關。而聯絡線Line24 未達上限，節點2 和節點4 之間的電價差值為左網送中網的輸電價格50元/MWh。

表7—9 分別為不同阻塞情況下機組中標出力和交易成分中標出力以及節點電價結果。

表7 低負荷場景下機組中標出力結果Tab.7 Winning bid output results of units under the low load level sceneMW

表8 低負荷場景下交易成分出力結果Tab.8 Output results of trading ingredients under the low load level sceneMW

表9 低負荷場景下節點電價結果Tab. 9 LMP results under the low load level scene元/MWh

4.2.2 高負荷水平場景系統總負荷為95 MW，其中左網為15 MW，中網為20 MW，右網為60 MW。

1） 若網絡和聯絡線傳輸容量充裕，不考慮阻塞情況。點對網機組G1 中標30 MW，其中30 MW均為G1 點對網送右網。左網送右網的輸電價較G1送右網輸電價更高，中標為0。左網送中網有功功率為5 MW。

左網的節點電價為100 元/MWh，由中網邊際機組G3 定價，即當左網新增1 MW 負荷時，通過減少左網送中網1 MW，增加G3 發電1 MW，成本增加1×150-1×50=100 元。中網由G3 定價，節點價格為150 元/MWh，右網由G5 定價，節點價格為250元/MWh。

2） 考慮直流聯絡線最大傳輸容量均為15 MW，其余交流線路的最大傳輸容量均為25 MW。此時，G1 中標30 MW，其中30 MW 均為G1 送右網。由于直流聯絡線Line18和Line24均受阻，左網總送出潮流僅能達到30 MW，故左網送中網和左網送右網交易成分中標均為0。

因右網內部出現線路阻塞，故右網內部各節點電價有所差異，左網與中網內部無線路阻塞，故內部節點電價一致。由于聯絡線Line18和Line24均發生阻塞，故節點2和節點4之間、節點1和節點8之間的電價差值與輸電價格無關聯。

表10—12 分別為不同阻塞情況下機組中標出力和交易成分中標出力以及節點電價結果。

表10 高負荷場景下機組中標出力結果Tab.10 Winning bid output results of units under the high load level sceneMW

表11 高負荷場景下交易成分出力結果Tab.8 Output results of trading ingredients under the high load level sceneMW

表12 高負荷場景下節點電價結果Tab.12 LMP results of under the high load level scene元/MWh

4.2.3 點對網與網對網交易成分交替中標場景

考慮系統負荷水平中等，總負荷為60 MW，其中左網為15 MW，中網為15 MW，右網為30 MW。修改G1、G2 報價見表13，其他邊界信息不變。

表13 修改后的機組模擬報價表Tab.13 Modified simulation of unit bidding

G2 第3 段報價+左網送右網輸電價格=175 元/MWh

考慮系統無阻塞情況，點對網機組G1 中標15MW，全部計入G1 送右網，留存本地0 MW。G2 中標30 MW。左網送右網潮流為15 MW。左網送中網潮流為0。

左網G1 第2 段中標且為邊際機組，但是左網的節點電價30 元/MWh 不等于G1 的第2 段報價，這是因為此時左網節點電價由G1 送右網和左網送右網兩個交易成分共同決定，即左網新增1 MW 負荷時，G1多發1 MW 將其計入G1送右網的潮流中，同時減少1 MW 左網送右網潮流并將其用來平衡新增負荷，此時系統增加的成本=1 MW×（G1 的第2段報價+G1送右網輸電價格）-1 MW×左網送右網輸電價格=1×（80+100）-1×150=30元。

右網由G1 第2 段中標出力進行邊際定價，其節點電價=G1 第2 段報價+G1 送右網輸電價格=80+100=180元/MWh。

5 南方區域現貨市場出清結果分析

5.1 系統運行邊界

云南、貴州、廣東2022 年區域現貨市場試運行某日96時段的日前負荷預測曲線如圖3所示。廣東最高負荷達134 000 MW，廣西最高負荷為27 628 MW，云南最高負荷24 844 MW，貴州最高負荷達17 455 MW，海南最高負荷為5 105 MW。

圖3 南方區域五省負荷曲線Fig.3 Load curves of five provinces in southern China region

5.2 交易成分出清結果分析

圖4 表示烏東德送廣東交易成分中標結果與其關聯的物理成分昆柳龍直流送電龍門換流站的出力曲線的對比情況。烏東德電廠送電廣東的交易成分與其關聯物理輸電通道功率并無相關關系，甚至出現了完全相反的分布趨勢，在負荷低谷時段，烏東德送廣東最低達到了1 082 MW，而對應時段的昆柳龍送電龍門卻達到了全天最大功率4 900 MW。

圖4 烏東德送廣東與昆柳龍直流聯絡線中標出力對比Fig. 4 Comparison of winning bid outputs between Wudongdeto-Guangdong and Kunliulong DC tie-line

對于交易成分和物理關口僅在總電量上具有相等特性，單個交易成分的中標出力與其關聯的省間聯絡線的中標出力無直接聯系，即表明各交易成分無固定的物理輸電路徑，論證了本文所提交易成分出清方法實現了單個交易成分和單個物理輸電通道的解耦。

6 結論

區域電力市場建設是發揮市場力量在更大范圍內優化配置資源、推動南方區域電力高質量發展的最有效舉措之一。南方區域電網聯系緊密，具備互聯互通、自由流動的物理條件，具有區域市場一體化運作的獨特優勢。本文構建了考慮跨省交易成分和輸電費的南方區域電力現貨市場出清模型，基于南方電網典型日96 個時段的實際運行數據，構建了南方區域電力現貨市場出清算例，通過電力市場仿真模擬軟件量化分析結果，證明了跨省交易成分及輸電費模型的正確性，其模型可以滿足南方區域電力現貨市場出清要求。