跨区跨省电力交易中的偏差电量分析与基于虚拟分时电价的偏差电量处理方法

李竹，赵博石，延星

(1. 国网电力交易中心，北京市 100031；2.清华大学电机系，北京市 100084)

跨区跨省电力交易中的偏差电量分析与基于虚拟分时电价的偏差电量处理方法

李竹1，赵博石2，延星2

(1. 国网电力交易中心，北京市 100031；2.清华大学电机系，北京市 100084)

偏差电量的处理作为交易结算工作的关键问题之一，无法适应电力市场环境下结算工作的要求，该文针对这一问题进行了讨论。总结了国内外偏差电量的相关研究，对跨区跨省电力交易中的偏差电量进行了分析，说明了偏差电量的实时价格属性；提出了基于虚拟分时电价的偏差电量处理方法，该方法利用1天中96个点的计划和计量数据，根据成分电量购售双方的负荷数据划分峰、平、谷时段，并利用虚拟分时电价修正偏差电量的分摊比例；最后，利用实际电网运行交易数据进行了算例分析，仿真结果更为合理地实现了偏差电量的分摊，说明了方法的有效性和实用性。

偏差电量；跨区电网；分时电价；电力交易；电力结算；电力市场

0 引 言

2015年，国务院下发电改9号文及配套文件，电力市场化改革工作将进一步深化，交易结算工作作为电力市场运营体系的重要组成部分，直接影响市场化运作结果，科学合理的交易结算机制将为此提供经济保障。

同时，我国能源供需区域呈现逆向分布，电力大规模远距离输送和消纳的需求非常迫切。目前我国大规模电网互联基础已经基本形成，特高压“多横多纵”的格局逐步建立，为更好地发挥大电网、特高压输电的联合调度和资源优化配置的优势，为大规模传统电源和可再生能源的输送和消纳提供保障，跨区跨省电力交易规模不断扩大，交易主体大量增加，调度运行难度提升，结算工作难度将急剧提高。

偏差电量的处理是电力结算工作的关键问题之一，其处理结果直接影响电力交易双方的经济利益。而偏差电量的产生不可避免，其产生的主要原因是区域的有功不平衡或电网公司核准的线损偏差，造成联络线输送功率的关口计量值偏离计划值。根据实际数据，我国某特高压直流联络线日内偏差电量可以达到计划电量的4%以上，交流联络线由于输送功率无法直接控制，偏差电量的比例可能更高。在实际结算中，这一电量的归属会对电力交易参与方的经济利益产生较大影响。

针对以上问题，近年来国内关于偏差电量开展了一些研究。文献[1-2]尝试分析了偏差产生的原因，其中文献[1]根据偏差产生原因的不同将其分为电量偏差和运行偏差，文献[2]将偏差电量的产生分为技术原因(调度、负荷预测、AGC控制)和管理原因(线损率的折算)。实际处理中不同的偏差电量的定义及实际结算方法下的偏差产生原因也会不同。文献[3]总结了3种传统的偏差电量处理方法：(1)单一交易主体承担偏差电量；(2)将偏差电量进行滚动调整计划量；(3)按计划值比例分摊偏差电量，并进行了简单比较。3种处理方式均没有考虑电力商品价格的实时性，没有使用每日96个电量计量点的数据。也有研究以不同的结算目标设计了偏差电量的结算方式，文献[4]引入频率作为偏差电量的奖惩依据，从而达到促进用户规范用电从而保证电网频率质量的目标；文献[5]从电力购售双方的利益均衡角度出发，建立了偏差处理方式，使得偏差电量的分配不会影响合同双方的利益分配；文献[6]提出将偏差电量单独结算的方法，根据结算月各类交易加权平均价格作为偏差电量的电价。其中部分方法在一定程度上体现了偏差电量的价格变化。部分国外电力市场利用实时或平衡市场实现偏差电量的平衡。文献[7-10]中指出在国外电力市场中，偏差电量主要体现在新能源消纳中。英国电力市场在实际发电1 h前设置平衡市场实现微调，通过系统运营商购买辅助服务来保证系统的实时平衡；美国电力市场则开设每5 min 1次的实时市场，完全利用市场工具平衡偏差电量。这些方法在实施上有较大的技术或管理难度，脱离了我国现行的区域市场运作基础。文献[11-17]介绍了我国国内电力结算工作的各类机制和工作方法，展示了我国目前跨区跨省交易结算工作的实际工作情况。

本文在总结偏差电量相关研究的基础上，明确偏差电量的定义内涵，提出偏差电量具有的实时价格属性。尝试将分时电价的理念引入到偏差电量的处理当中，赋予偏差电量的实时价格属性。在不增多结算工作量、实际应用可行的前提下，提出利用每日96个计量和计划数据点，基于虚拟分时电价进行偏差电量的处理方法。最后利用实际跨区跨省交易数据进行算例分析。

1 偏差电量的产生及分析

在跨区跨省电力交易中，电网公司交易部门与售购双方分别买卖或居中撮合，并签订合同。调度部门根据合同制定联络线上的调度计划。若售电方按上网电量计量结果结算，购电方按用电量结算，合同将丧失约束力，会直接破坏市场秩序，造成供需不平衡。因此合同电量仍然需要作为结算的基本依据，而根据合同制定的计划电量与实际计量值的偏差无法避免。

不同的文献中定义的偏差电量并不完全一致，本文主要分析联络线上偏差电量的含义。跨区跨省联络线关口每15 min计量1次，每个交易成分的输送电量制定每15 min的传输计划。因此偏差电量计量的最小时间单位是15 min，每日的偏差电量是96个时段的偏差计量代数和。一般而言，偏差电量可定义为联络线关口实际计量电量与计划电量的差值。这里的计划电量在不同的交易组织者中的含义不同，如国家电网公司总部的计划电量指的是在日前计划基础上进行日内调整的日内计划，而西北电网设立实时交易调整日前计划。图1为偏差电量产生的示意图。

图1 偏差电量的产生示意Fig.1 Occurrence way of deviation electric quantity

由于各输电成分对输电联络线存在交叉共用的情况，输电成分复杂，多数输电成分的实际完成值无、法计量，由此产生了偏差电量在各个成分中分配的问题。交易双方签订合同以送电量为准，计划电量的制定，偏差电量的考核也均在送端完成，受端相当于被动承担。联络线上的偏差电量根据输电成分以某种方式进行分摊，送端成分的结算电量由计划电量与分摊的偏差组成。根据实际线损率折算受端的结算电量，实际线损率由联络线两端实际计量获得，规避了利用综合线损率产生的结算偏差。购售双方的结算方式可由式(1)表达：

(1)

分摊比例λi的确定则是偏差电量分摊方法集中研究的问题。我国电网各区域的偏差电量处理方法根据区域电网的特点差异而各具特色。总体来说，在“三公”的基础上，不同的处理办法的建立主要考虑以下2个目标：(1)简化结算工作；(2)加强合同的约束力，控制偏差电量大小。随着结算工作的复杂化，目前的交易部门不断针对具体问题建立相应的处理方法，结算工作趋于繁琐，难以适应不断复杂的结算任务，因此亟需建立具有普遍性和实用性的偏差电量处理机制。

2 基于虚拟分时电价的偏差电量处理方法

2.1 方法的提出和偏差电量的实时价格属性

本节在调研我国目前区域电网交易现状并综合各类偏差电量研究的基础上，以“三公”原则为前提，同时从简化结算工作和维护市场秩序的角度，提出了基于虚拟分时电价的偏差电量处理方法。

联络线上排除可以明确计量的成分电量，按照各成分的计划比例分摊偏差电量的方法，较好地均衡了成分电量参与方的利益，而且结算流程简单，在现有的偏差分摊机制下应用较为广泛。而一个购电合同明确了购售电的电量和这一成分电量的电价，其中的偏差电量可认为是在合同电量外有实时价格属性的商品。偏差电量的实时价格属性体现在供求关系和成本这2个方面：(1)偏差电量的实时价格应当受到购售电区域的用电需求情况的影响，反映了电力的供求关系；(2)区域内负荷水平越高，发电的边际成本也越高，偏差电量的价格也是发电成本的体现。如果不对偏差电量的分摊处理进行实时调整，在深化的市场环境下，售电方为追求经济利益，会选择不按合同要求完成计划电量，从而产生偏差电量实现套利，同时对与之签订合同的购电方造成经济损失。因此，计划比例分摊偏差电量的方法虽注重利益的平均，却没有体现偏差电量作为一种商品其价格的实时属性和时间差价，失去了偏差电量处理过程当中约束合同执行、维护市场秩序、提高调度效果、优化资源配置的作用。

分时电价是实施需求侧管理的措施之一，它是指根据电网的负荷变化情况，将1天时间划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平。依据区域内负荷曲线制定的分时电价机制既反映了用电的供求关系，也反映了系统内发电成本的实时变化。因此，尝试把分时电价的思维引入到偏差电量的处理当中。

每个输电成分按照购售电双方的负荷曲线确定峰、平、谷时段后，由于各输电成分电价均不相同，直接确定分时电价难以统一平衡各输电成分。因此，本文使用的虚拟分时电价思路并不在结算过程中直接使用分时电价，而是在时段划分后，利用分时电价的价格比例来修正偏差电量的分摊比例，而仍旧使用合同电价结算或者统一确定的偏差电价。虚拟分时电价的偏差电量分摊方法，利用每日计划和计量的96点数据，而没有过多增添结算工作的工作量。

依据峰、平、谷时段的分时电价的价格比例来修正偏差电量的分摊比例，除了体现电力产品的实时价格，也起到了提升调度效果和计划执行力的作用。例如当处于峰时时段，输电方倾向于低于计划电量输电，则其需承担较高比例的偏差电量，对不满足计划电量形成处罚；当处于谷时时段，输电方倾向于高于计划电量输电，则分摊较低的偏差电量，对提高输电量给予较少补偿。

2.2 基于虚拟分时电价的偏差电量处理方法

由于跨区跨省电力传输成分电量合同形式多样，包括网网交易、省网交易、与电厂直接交易。因此，与一般分时电价方式不同，如果不是与电厂直接交易，安排分时电价时段需同时考虑售电方和购电方两侧的负荷曲线。一般而言，可将购售电方负荷曲线的波动归一化后进行平均处理。

对一个输电成分购售电双方的负荷水平的平均值进行峰、平、谷3个负荷水平的划分[18]。将1日内实时的负荷与日内最小负荷的差值除以最大负荷值与最小负荷值来表达负荷波动，购售双方分别用R1(t)和R2(t)表示：

(2)

(3)

式中：L1(t)，L2(t)分别为购售双方系统的实时负荷；L1min，L2min分别为购售双方系统日内的最小负荷；L1max，L2max分别为购售双方系统日内的最大负荷。

同时由式(4)计算二者的平均值R(t)：

(4)

当0≤R(t)<1/3，认为处于谷时负荷水平；当1/3≤R(t)≤2/3，认为处于平时负荷水平；当2/3

依据峰、平、谷时段的分时电价的价格比例来修正偏差电量的分摊比例，某时段成分i分摊的偏差电量可由式(5)表示：

(5)

式中：ti为该时段成分i的分时电价比例；tm为该时段成分m的分时电价比例；tmax为电价最高时电价比例，即峰时电价。

其中，峰、平、谷电价比例的制定可依据发电区域峰、平、谷负荷水平下某个发电的边际成本来确定。并进行归一化，峰值时用于修正的虚拟电价比例为1，平值和谷值时为小于1的量。

3 算例分析

算例一选取国内某特高压直流联络线9月某日输电数据，该联络线上该日有2个成分电量输送，并于日前确定了输电计划如表1所示，分配在96个时间段。

表1 联络线及各成分计划电量
Table 1 Planed power of tie line and every ingredients

MW·h

联络线端口计量该日联络线输电总量为88 489.5 MW·h，则该日偏差电量为1 189.5 MW·h，占输电计划的1.3%。合同中，成分2是年度交易，成分1是短期交易，从“三公”角度，长期合同执行的优先级较高，应该由短期交易承担偏差电量，虽然成分电量占计划总量比例不大，但对于成分1而言，偏差电量大约是成分1电量的50%，对购售电双方的经济利益影响过大。因此目前交易部门采用让长期大比例合同成分承担全部偏差的方法。另外，按计划比例分摊偏差电量的方法也较为常见。2种方法的分摊结果见表2。

表2 2种方法下的偏差电量分配结果
Table 2 Allocation results of deviation electric quantity in two methods MW·h

使用本文所提虚拟分时电价的方法，需使用成分电量两侧的负荷数据，其中成分1是发电厂直购电，仅使用购电方负荷数据；成分2是区域间电力交易，使用24 h 2个区域负荷数据，用2.2节方法对分时段电价比例进行划分如图2、图3所示。2种成分各时段划分结果见表3。

图2 成分1分时段电价比例Fig.2 Peak and valley time price ratio of ingredient 1

图3 成分2分时段电价比例Fig.3 Peak and valley time price ratio of ingredient 2

使用2.2节提出的虚拟分时电价的分摊算法，利用峰、平、谷时电价修正分摊比例，对1日内每15 min电量进行分摊，并对96个时段的分摊结果进行累加，计算得到2种成分的分摊结果分别为43.3 MW·h和1 146.2 MW·h，如果不单独设置偏差电价，则两种成分的结算电量分别为2 418.3 MW·h和86 071.2 MW·h，3种分摊结果比较见表4。

表4 偏差电量分配结果对比
Table 4 Comparison of allocation results of deviation electric quantity MW·h

可以看到虚拟分时电价的方法与按计划比例分摊方式比较接近，而虚拟分时电价的分摊方法中的短期交易合同的成分电量(成分1)分摊偏差的比例相对更高，这是由于数据中短期合同更多地发挥调峰作用，在购售两侧负荷峰值时的输送电量比例相对更高，因此按照虚拟分时电价的分摊方法从实际归属分析和经济结算的角度更为合理。

算例二选取国内某特高压联络线9月某日输电数据，该联络线上该日有3个成分电量输送，并于日前确定了输电计划，分配在96个时间段，表5为该日3种成分1天的计划电量，与算例一相比，3种成分计划电量大小更为接近。

表5 联络线及各成分计划电量
Table 5 Planed power of the tie line and every ingredients MW·h

联络线端口计量该日联络线输电总量为52 153.2 MW·h，则该日偏差电量为377.2 MW·h，占输电计划的0.73%。使用2种传统的偏差分摊方法结果见表6。

表6 2种方法下的偏差电量分配结果
Table 6 Allocation results of deviation electric quantity in two methods MW·h

使用本文所提虚拟分时电价的方法，需使用成分电量两侧的负荷数据，成分1和成分3为区域间交易合同，成分2为区域与省间交易合同，均使用两侧负荷数据。采用2.2节方法对分时段电价比例进行划分，见表7。

表7 3种成分的峰谷电价时段划分
Table 7 Division of peak and valley time of three ingredients

使用2.2节提出的虚拟分时电价的分摊算法，利用峰、平、谷时电价修正分摊比例，对1日内每15 min电量进行分摊，并对96个时段的分摊结果进行累加，计算得到3种成分的分摊结果分别为306.8，83.1，-12.7 MW·h，如果不单独设置偏差电价，则3种成分的结算电量分别为20 562.8，6 803.1，24 787.3 MW·h，3种分摊结果对比见表8。

表8 偏差电量分配结果对比
Table 8 Comparison of allocation results of deviation electric quantity MW·h

根据表8中数据，使用虚拟分时电价的分摊方法与按计划比例分摊的结果存在很大差别，使用虚拟分时电价的分摊方法的正的偏差主要由成分1分摊，而成分3分摊了负的偏差。这是由于：从详细的计划电计量数据可以看出，输电过程中，成分1倾向于产生正偏差，成分3倾向于产生负偏差，当时段呈现正偏差时，成分1计划电量较高且区域处于高水平负荷时段；当时段呈现负偏差时，成分1的计划电量则较低，反之，成分3计划电量较高，且区域处于高水平负荷时段。使用虚拟分时电价的偏差电量分摊方法合理地反映了偏差的实际归属，也起到了约束送电方更好地执行合同的优化调度作用，另外2种方法则发挥不到这2项作用。

4 结 论

(1)本文总结了国内外偏差电量的相关研究，分析了跨区跨省电力交易中的偏差电量及结算方式，用数学模型定义了联络线上偏差电量的产生，明确了偏差电量处理的研究范围。从供求关系和成本2个方面说明了偏差电量具有实时价格属性。

(2)本文在以上研究的基础上，以“三公”原则为前提，同时从简化结算工作和维护市场秩序的角度，提出了基于虚拟分时电价的偏差电量处理方法。该方法利用1天96点的计划和计量数据，根据成分电量购售双方的负荷数据划分峰、平、谷时段，并利用虚拟分时电价比例修正偏差电量的分摊比例。

(3)利用实际电网运行交易数据进行了算例分析，算例分析的结果说明基于虚拟分时电价的偏差电量处理方法更加合理地解决了偏差电量的归属，有效地增强了交易合同的约束力，发挥了优化调度的作用，而且并没有过多地增加结算工作的复杂程度，有较强的实用价值。

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(编辑 张媛媛)

Deviation Electric Quantity Processing Method in Cross-Regional and Cross-Province Electricity Transaction Based on Virtual Time-of-Use Power Price

LI Zhu1, ZHAO Boshi2, YAN Xing2

(1. State Grid Electric Power Trading Center, Beijing 100031, China; 2. Department of Electrical Engineering of Tsinghua University, Beijing 100084, China)

The processing method of deviation electric quantity is a key problem of the settlement work of power transaction. But the current methods are unable to meet the requirements of settlement work under electricity market environment. Aimed at this problem, this paper carries on the related research. We summarize the researches on deviation electric quantity at home and abroad, analyze the deviation electric quantity of cross-regional and cross-province electricity transaction, and illustrate the real-time price property of the deviation electric quantity. The processing method of deviation electric quantity based on virtual time-of-use power price is proposed, which utilizes the planed and measured data of 96 points in one day, divides the peak and valley time based on the load data of both purchasing and selling participants of electric quantity ingredients, and corrects the allocation ratios of deviation electric quantity with using the virtual time-of-use power price. Finally, we carry out case studies based on the practical operation and transaction data of power systems. The simulation results show that the deviation electric quantity allocation result is more reasonable, which illustrates the effectiveness and practicability of the method.

deviation electric quantity; cross-regional grid; time-of-use power price; electricity transaction; electric power settlement; electricity market

国家电网公司科技项目(DZN17201500034)

TM 711；F 426.61

A

1000-7229(2016)07-0040-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.07.006

2016-01-31

李竹(1981)，男，硕士，高级经济师，主要从事电力市场、交易模式、电力交易规则等方面的研究工作；

赵博石(1990)，男，博士研究生，研究方向为电力系统电压稳定、电力市场；

延星(1982)，男，博士，博士后，主要从事电力市场、需求侧响应以及机器学习方面的研究工作。