现货条件下南方区域跨区跨省交易结算方法

张廷营，陈玮，代红阳，杨塑，黄筱婷，周宜广

(1.广州电力交易中心有限责任公司，广东 广州 510623；2.北京清能互联科技有限公司广州分公司，广东 广州 510620)

中国南方区域能源与负荷分布不均，开展跨区跨省交易能促进清洁能源的大规模消纳，实现区域内的资源优化配置。目前，南方区域跨区跨省交易已取得了一定进展，随着跨区跨省交易规模不断增加，市场化交易比例增大，交易结算将更加复杂[1]。此外，广东现货市场正在稳步推进，南方区域现行的跨区跨省交易结算算法已不能满足现货条件下的结算需求，亟需一种能适应现货条件下的跨区跨省交易结算机制，做好与广东现货市场结算的衔接，确保参与跨区跨省交易各市场主体的收益公平合理。

目前，已有相关文献对跨区跨省交易结算方法进行研究，提出了一些跨区跨省电能交易结算方法[2-4]。文献[5]提出一种基于偏差电量分解的结算方法，根据调度计划电量占比和核定线损率，实现跨区跨省电量的分割；文献[6]基于现有结算方法提出一种偏差电量加权平均定价的跨区跨省交易结算方法，各种交易成分电量以调度计划累计值按原有价格进行结算，关口计量电量与调度计划累计值的差值按偏差电量处理；文献[7]基于上网侧偏差系数考核认定偏差责任，根据偏差考核系数分摊偏差电量；文献[8]借鉴平衡市场为跨区跨省偏差电量实时出清价格的思想，确定偏差电量的定价方法，实现合同电量与偏差电量分开结算；文献[9]考虑偏差电量的实时价格属性，基于频率偏差考核，修正偏差电量分摊比例；文献[10-11]介绍美国PJM电力市场包括期货市场和实时市场，偏差电量由交易参与方承担并完成定价结算；文献[12]针对当前跨区跨省交易结算工作的现状和存在的问题，提出基于区域发电成本核准的偏差电量定价方法；文献[13]提出新能源消纳的电力交易偏差结算方法，并设计了相应的补偿机制，但在结算过程中，补偿价格的比例不易确定；文献[14-16]分析当前电网线损率的管理现状，对跨区跨省交易输电线损率的计算方法进行探讨与总结，提出多种线损率的计算方法，主要集中于理论线损率和统计线损率的计算，为跨区跨省电量分割提供依据；文献[17]分析了现货市场的节点电价关键影响因素，为跨区跨省交易偏差电量定价提供了一定借鉴意义；文献[18]提出一种基于模糊评价理论的偏差电量处理方法，考虑交易类型、交易周期、交易电量和交易电价4项指标，依据综合评分确定偏差电量的分配比例，但该方法对于隶属度函数值的确定较为困难。

当前针对跨区跨省交易结算算法的研究主要围绕年度、月度交易，随着现货市场开展，为作好与现货市场结算机制的衔接，当前的结算方式将由月清月结转变成日清月结。对此，本文提出一种适应现货条件下的南方区域跨区跨省交易电量分割算法，以调度分时计划为基础，构建分时线损修正系数，对调度运行线损率进行实时修正，实现南方区域跨区跨省交易结算周期(1 h)内电量的分割。完成跨区跨省交易电量分割后，提出跨区跨省交易各交易品种的结算方法，针对偏差结算以及对应的网间不平衡费用，给出相应的处理意见。

1 南方区域跨区跨省结算现状分析

1.1 南方区域跨区跨省结算情况

2019年上半年，南方区域西电东送“八交十直”共18条500 kV及以上电压等级通道的总送电能力超4.75×107kW，上半年完成西电东送电量1.029×1011kWh，同比增长17%，首次在度夏前突破千亿大关；其中，受云南省网4.3×1010kWh，受贵州1.92×1010kWh，受澜上水电站9.39×109kWh，受溪洛渡右岸电站7.82×109kWh[19]。

2019年上半年，广州电力交易中心共出具南方区域跨区跨省电力交易结算依据121份，共结算购售电量2.1.4×1011kWh，结算购售电费771亿元。鉴于计量数据获取、年度清算等工作原因，月平均出具结算依据时间为10个工作日。

1.2 南方区域跨区跨省结算存在的问题

根据南方区域2019年上半年跨区跨省的结算情况，可以看出，南方区域跨区跨省交易需求日益增强，为保证参与跨区跨省交易各市场主体的利益，广州交易中心提出了基于售电方实际上网电量和调度日计划累计值占比的电量分割算法。随着广东现货市场的开展，当前跨区跨省结算与广东现货市场结算的衔接面临着以下几方面问题：

a)随着广东现货市场的推进，广东省内市场采用日清月结，跨区跨省电量分割和结算以月为周期，无法与广东省内现货市场的结算实时衔接，将产生较大偏差。

b)现行结算算法采用核定线损率或月度综合线损率构建上网侧和落地侧电量关系，与现货条件下的分时线损率存在较大差异，无法满足以小时为结算周期的电量分割要求，导致结算线损异常，甚至出现负线损率问题。

c)现行结算算法中，对于线损偏差导致的省间不平衡费用，不单独分摊与责任认定，由中国南方电网有限责任公司超高压输电公司单独承担，不利于平衡参与交易的各市场主体的权益。

2 基于分时线损修正电量分割算法

针对南方区域跨区跨省电量分割算法在现货条件下存在的问题，本节提出基于分时线损修正的电量分割算法，采用调度运行参考线损替代当前分割算法中的核定线损或月度综合线损，再通过电量平衡方程对调度运行线损进行修正，进一步减小与实际线损的偏差，提高电量分割的准确性。

2.1 交易场景

目前南方区域主要包括“点对网”和“网对网”这2种送电模式。“点对网”模式主要是指天一、天二、龙滩送广东、广西，溪洛渡送广东、云南，兴义送广西；“网对网”模式是指南方区域各省电网公司之间的电力交易，包括云南送广东、广西，贵州送广东，以及两广互送。此外，还包括国网送南网交易。南方区域跨区跨省电力交易的主要场景如图1所示，其中“水”表示水电站，“火”表示火电站。

图1 南方区域跨区跨省电能交易场景Fig.1 Cross-regional and inter-provincial energy trading scenarios in the southern region

2.2 基本变量定义

根据第2.1节所述交易场景，目前，南方区域跨区跨省交易的主要购电方为广东和广西，天一、天二、龙滩以及云南分别向广东和广西送电；贵州省网只向广东送电；兴义电厂2号机组向广西和贵州送电，送贵州时，其电量纳入贵州省内电量处理；国网送电南网主要包括三峡送广东、疆电送粤，以及国网与南网的临时交易；此外，两广之间还可能存在互送计划。

2.3 电量分割算法流程

本节基于调度分时计划和修正后的调度运行线损率，实现送电类别的电量分割，主要包括上网侧和落地侧的电量分割。

2.3.1 上网侧电量分割

上网侧电量分割主要依据结算基础周期(1 h)内调度运行计划累计值电量比例分割，分割流程如下：

a)天一、天二、龙滩送广东、广西上网侧结算电量按结算周期(1 h)内调度运行计划累计值电量比例分割；云南、贵州送广东、广西上网侧结算电量按结算周期(1 h)内调度运行计划累计值电量的分电比例分割。

表1 跨区跨省送电类别分类Tab.1 Classification of power transmission categories across regions and provinces

b)国网送电南网作为同一送电类别处理，由北京电力交易中心负责分割认定。

2.3.2 落地侧电量分割

由于两广互送计划的影响，落地侧电量分割分3种情况进行讨论。

2.3.2.1 不存在两广互送交易

各送电方送广东上网电量为各送电方实际上网总电量与各送电方送广东计划比例之乘积。送广西上网电量计算同理。

根据上网电量和调度运行线损率，构建电量平衡方程，计算得到各送电方送广东的分时线损修正系数Gd。根据

(1)

得到

(2)

(3)

广西落地电量计算方法与广东的计算方法一致。

2.3.2.2 存在广西送广东交易

将上一步计算的广西送广东电量从广西实际关口电量中扣减，再根据第2.3.2.1节的方法计算其他各方到广西的落地电量。

2.3.2.3 存在广东送广西交易

广东送广西线损率按0计算，广东送广西理论电量等于调度计划电量。其他计算方法与第2.3.2.2节的算法基本一致。先计算广西侧实际落地电量，再计算广东侧实际落地电量。

3 偏差结算与不平衡费用

现货条件下南方区域跨区跨省交易结算的基础是省间电量分割，前一节主要概述了现货条件下的省间电量分割算法，本节基于跨区跨省电量分割算法，提出现货条件下的偏差结算及网间不平衡费用处理机制。

3.1 跨区跨省各交易品种结算

本节基于第2.3节所述电量分割算法得到南方区域跨区跨省各送电类别的结算电量，针对各送电类别的结算电量，开展各交易品种的结算，结算方法如下：

a)跨区跨省协议送电电量按照国家核定电价进行结算。

b)跨区跨省市场化交易省间落地电量按实际成交结果的电量和电价结算。

c)跨区跨省交易省间上网电量由市场化落地电量顺加此送电类别综合损耗电量确定，电价执行市场化成交结果形成的电价。

3.2 偏差结算

省间关口电量分割后送电类别的偏差电量主要分为2类：计划执行偏差和调度执行偏差。计划执行偏差是指省间关口交易分时计划累计值与调度分时计划累计值的偏差；调度执行偏差是指省间关口实际总电量与调度分时计划累计值的偏差。2类偏差电量按以下原则处理。

a)计划执行偏差电量按照结算周期内购电省区现货市场西电东送落地虚拟节点日前价格直接结算。

b)调度执行偏差电量按照结算周期内购省区现货市场西电东送落地虚拟节点实时价格直接结算。

落地虚拟节点作为偏差电价的结算节点，包含超高压在购电省区落地关口所在的网络节点，根据虚拟节点所包含网络节点的分时节点电价算术平均值，确定日前偏差电价和实时偏差电价。

3.3 网间不平衡费用

网间不平衡费用如何处理关系着市场成员的利益分配，本节主要分析现货条件下跨区跨省交易结算方法产生不平衡费用的原因，并提出相应的处理方法。现货条件下跨区跨省交易电费结算的网间不平衡费用主要是由省间线损偏差和省间偏差结算价格导致的。

3.3.1 省间线损偏差

目前跨区跨省交易进行电量分割时所采用的线损率为核定线损率，但由于实际电网运行方式和发用电情况与预计(或计划)的情况不同，实际线损率与核定线损率之间必然存在差异。由于电费计算时线损率取值与实际线损率不一致，电量的实际交割量与计划和市场合同电量也必然存在差异，即无法实现严格按合同发用电，导致网间不平衡费用。

本文提出的基于分时线损修正的电量分割算法，虽然能够减少计算线损率与实际线损率的偏差，但无法完全消除此偏差。此外，由于线损偏差不易认定责任主体，建议省间结算产生的不平衡费用通过定期(通常为1 a)的清算工作来解决。

3.3.2 偏差结算价格

广东现货启动后，由于广东用户侧结算采用全网加权平均价进行结算，而当前跨区跨省交易偏差电量的定价是以虚拟节点作为结算节点，采用西电东送落地点节点电价的平均值作为偏差价格，由于偏差电量采取的结算价格无法与现货市场的用户侧结算价格相对应，必然会导致偏差电量的结算存在不平衡费用。

偏差结算价格产生的不平衡费用，主要是由于对于偏差电量结算，用户侧的支出与售电侧的不对等导致的；因此，对于由此产生的网间不平衡费用应按邮票法由用户分摊或返还给用户。

4 算例分析

现货条件下南方区域跨区跨省交易各送电类别电量的分割是跨区跨省结算的核心，为验证本文所提的电量分割算法的可行性与合理性，本节选取南方区域某一典型日的跨区跨省交易数据[6]进行算例测试，将文献[6]所述的基于落地计划分割算法(设为M1)、考虑售电实际上网电量的分割算法(设为M2)与本文所提算法(设为M3)进行对比。由于不同的电量分割方法得到的各送电类别的上网端电量和落地端电量有所不同，得到的计算线损率也不相同，以此为指标对3种方法的优劣进行评估，3种方法的计算结果见表2。

由表2可知：M1计算得到的贵州送广东的结算线损率为-3.62%，出现了负线损，不符合实际情况，与核定线损出现很大偏差的原因在于各售电方未能准确执行调度计划；M2虽然未出现负线损，但天一、天二、龙滩水电站送广东的线损率却小于送广西的线损率，不符合潮流的基本规律，出现线损异常；M3未出现负线损的情况，且送广东的线损大于送广西的线损，符合电网运行的基本规律，亦与核定线损也保持了良好的一致性。

通过算例结果分析可知，本文所提的电量分割算法以购售电实际电量为依据，避免了M1中实际购售电与计划合同电量偏差过大对结算结果的影响，同时通过线损修正系数对核定线损进行修正，解决结算负线损率及线损异常(比如送广东线损率小于送广西线损率)等问题。此外，本文所提算法基于分时线损率，可实现每小时结算周期的电量分割，便于实现与现货市场的结算衔接；因此，本文所提算法更符合实际情况以及满足未来跨区跨省的结算需求。

表2 计算结果比较分析Tab.2 Comparison and analysis of calculation results

5 结束语

随着现货市场的逐步开展，为满足现货条件下跨区跨省交易结算的要求，本文提出一种适应于现货条件下南方区域跨区跨省交易的结算方法，采用调度运行线损率替代核定线损率，实现以小时为结算周期的南方区域各送电类别电量分割，同时为减小线损偏差造成的不平衡费用，对分时线损进行修正，提高电量分割的准确性。针对各送电类别的偏差电量提出相应的偏差结算方法，并对此方法产生的不平衡费用进行分析。最后通过算例分析，验证本文所提结算方法的可行性与合理性。