高比例清洁能源接入下跨省区交易机制及交易模型研究

刘硕，李国栋，张圣楠，徐亮，邢通，杨乔尹，梁少伟

（1.北京电力交易中心有限公司,北京市西城区 100032；2.电力系统及大型发电设备安全控制和仿真国家重点实验室(清华大学),北京市海淀区 100084；3.清华大学能源互联网创新研究院,北京市海淀区 100084）

0 引言

为支撑我国“双碳目标”的实现，积极应对能源短缺与环境恶化为我国可持续发展带来的严峻考验，构建以新能源为主体的新型电力系统成为我国能源发展的重要方向，在未来相当长的一段时间内，风电、光伏等可再生能源将迎来进一步更大规模的发展[1-3]。目前，我国风电、光伏装机容量均位列世界第一[4]，预计到2030年我国新能源装机容量将超过12亿kW，清洁能源消纳提出了更高的要求[5]。

目前我国风光可再生能源装机主要集中在西北地区，与中东部负荷中心的地理分布产生了严重的不匹配性，为我国可再生能源消纳带来了巨大挑战[6-7]，跨省跨区消纳模式与有效市场机制相结合是支撑高比例可再生能源消纳的重要路径[8-12]。目前我国已初步建立了跨省区电力市场框架，交易品种、价格机制与交易方式已基本得到规范[13-14]。但风电、光伏等可再生能源由于其出力的间歇性与不确定性，将面临更高的偏差考核风险，因此在电量交易中申报价格通常不占优势。我国目前的跨省区交易机制仅以各市场主体的申报价格进行排序出清，可再生能源市场竞争力弱，难以支撑可再生能源消纳需求[15-17]。同时，清洁能源跨省区外送占用受端地区的发电空间，尚无建立完整的发电空间出让成本分摊机制，省间壁垒仍然存在，无法支撑可再生能源在更大空间得到消纳[18-20]。因此，根据不同类型发电机组的物理经济特性，建立支撑可再生能源消纳的出清模型，并设计合理的跨省区发电空间成本分摊机制，有待进一步深入研究。

综上，本文首先分析了传统跨省区交易机制的发展现状与局限性，基于此提出了包括跨省区电量交易与富余电量跨省区消纳交易的跨省区交易框架；其次，以支撑可再生能源消纳为主要目标，考虑了清洁能源的环境效益，以及配额制完成情况等约束，优化了跨省区电量交易的出清方法，并提出了基于竞价交易的多边富余电量跨省区消纳交易机制；最后通过算例对比分析了不同交易机制下跨省区交易的结果，证明了本文提出的跨省区交易机制对于可再生能源消纳的有效支撑作用。

1 支撑可再生能源消纳的跨省区市场交易框架及机制设计

1.1 跨省区市场发展局限性分析

目前国家电网、南方电网分别发布了跨省跨区电力中长期交易规则，我国跨省区市场总体架构已基本建成，跨省区市场化交易规模显著增加。但随着可再生能源比例的不断提升，传统的跨省区交易规则仍存在部分局限性：

1）随着我国可再生能源去补贴进程的不断推进，可再生能源机组在市场化竞价中将逐步处于劣势地位。现有跨省区交易出清机制将传统机组与可再生能源机组市场信息进行统一排序与出清，可再生能源中标难度更高，不利于可再生能源的优先消纳。

2）现有跨省区电量交易中可再生能源与传统机组共同竞价，用能主体低价购入跨省区外送可再生能源，在完成了可再生消纳额度的基础上减少了其碳交易成本，其价格机制缺少了对可再生能源电力为用能主体带来的环境正外部性的考量。

3）目前市场机制中常规能源与可再生能源发电企业的发电权交易通常采用报价撮合法进行一对一双边交易，但在撮合成功的两个主体参与交易的发电量差距过大时，传统的双边交易方式容易出现出清电量无法满足主体交易需求的情况，不利于发电资源的最优化配置。

1.2 跨省区市场交易框架

目前我国“三北”能源基地建设基本成型，清洁能源在我国西北地区能源基地整体占比逐步提高，亟需全面提升可再生能源消纳的市场化水平，最大程度减少计划消纳电量，提高我国整体用能清洁度。针对上文中提出的跨省区交易市场存在的问题，本文设计了包含跨省区电量交易与富余电量跨省区消纳交易的全国统一电力跨省区交易框架，如图1所示。

图1 电力跨省区市场交易框架Fig.1 Inter provincial market transaction framework

1）跨省区电量交易。跨省区电量交易周期包括年、月、旬，交易方式为“网对网”集中竞价交易，在各周期交易开展过程中，各市场主体提交相应交易申报信息，并按照市场规则进行统一优化出清，由交易组织机构发布出清结果。各交易周期的交易标的物均为下一交易周期的分时电量。随着交易周期的不断细化，跨省区外送曲线在不断进行优化调整。跨省区电量交易具体交易组织流程如图2所示。

图2 跨省区电量交易流程Fig.2 Process of inter provincial electricity transaction

为保证系统安全稳定运行和出清结果可执行，同时考虑我国碳中和目标下各地区可再生能源配额完成情况，在跨省区外送出清过程中，应优先保障送端地区的可再生能源配额完成情况，其次在出清过程中应给予可再生能源优先外送的机会以提升受端地区可再生能源消纳比例。为解决可再生能源由于处理不确定性与间歇性带来的市场竞争压力，并且在交易中反映可再生能源的碳减排价值，在本文设计的跨省区外送出清规则中，考虑在约束条件中加入送端可再生能源配额指标完成情况，同时在出清过程中对可再生能源报价进行修正优化，以期达到公平传导市场主体各类成本与价值的目的，最大程度提升我国可再生能源消纳水平。

2）富余电量跨省区消纳交易。受气候变化及不确定性用电需求等因素的影响，在实际执行中仍然存在部分可再生能源消纳压力，如风、光、水电大发时，本地负荷无法消纳富余可再生能源，则需要开展富余电量跨省区消纳交易，将送端地区多余的可再生能源外送。为避免弃电，受端地区接纳跨省区可再生能源将导致受端常规机组利用小时数的大幅度缩减，严重影响受端地区常规机组运行的经济效益，本文设置富余电量跨省区消纳交易，通过市场化的手段交换可再生能源与常规机组的发电空间，从而为让出发电空间的常规机组提供合理补偿。

富余电量跨省区消纳交易主体为送端地区可再生能源发电主机组与受端地区的传统机组。交易周期包括年度、月度、月内3种典型周期，其中年度与月度交易按固定时间统一组织，交易标的物分别为下一年度的富余可再生能源电量和下一月度的富余可再生能源电量，月内交易根据送端地区的可再生能源出力及消纳情况进行不定期开展，交易标的物为月内特定天数的富余可再生能源电量。富余电量跨省区消纳交易流程如图3所示。

图3 富余电量跨省区消纳交易流程Fig.3 Processof inter provincial accommodation of surplus electricity quantity

为支撑有限的发电空间在更大范围内进行最优化分配，本文采用集中竞价的方式开展富余电量跨省区消纳交易并形成交易价格，与传统的发电权交易出清模型有所不同。需将送、受两端所有参与交易的主体报价信息进行统一排序后，以送、受两端边际申报价格的平均值作为出清价格，送、受两端所有中标机组以交易出清价格进行发电空间交易。送端地区可再生能源机组的富余电力补偿是来自于受端地区的可再生能源富余电力接收基准价格，接收基准价格与跨省区交易价格之间形成的降价空间可用于补偿受端地区增加的网络损失成本和辅助服务成本等。

2 跨省区市场交易模型

2.1 跨省区电量交易模型

与传统的出清方式不同，为提升可再生能源在电力市场当中的综合竞争力，本文提出的跨省区电量交易出清规则中需体现可再生能源的环境正外部性，以激励可再生能源优先外送消纳。通过加入可再生能源发电机组的环境效益，以达到可再生能源机组报价优化修正的目的。假设送端地区有n个 常规机组、m个可再生能源机组参与跨省区电量交易报价，为科学反映可再生能源的环境价值，交易组织机构需对常规机组的报价进行低碳激励调整后，与可再生能源机组报价共同由低至高排序以确定交易的优先级次序。需要注意的是，低碳激励调整后的价格仅用作确定机组交易排序，在交易定价时依然以机组的原始申报价格进行出清。

以送端地区发电机组平均碳排放水平为基础，对比参与交易的各类机组的碳排放水平。对于碳排放水平低于地区平均发电碳排放水平的机组，则不对其报价进行修正；若碳排放水平高于地区平均发电碳排放水平，则将该机组报价进行系数修正，以鼓励低排放机组优先参与跨省区外送：

其中：Tc为送端地区机组的平均碳排放量；φu为常规机组u的碳排放系数；Qcu为 常规机组u的申报交易电量；Qku为 可再生能源机组u的申报交易电量；λu为 机组报价调整系数；Pu′为机组u的申报交易价格；Pu为 机组 u的调整排序价格。

跨省区电量交易以受端地区购电成本最低为目标函数进行出清，即：

其中：C 为受端地区跨省区购电成本；U为中标机组数量；Qu为 中标机组u的申报交易量。

在交易出清过程中，需要考虑以下安全稳定运行约束。

1）省间联络线传输功率约束：

其中：Gtu为 机组u在 t时 刻的外送功率；Gmlax为省间联络线l可承载的最大功率；为省间联络线l在t时刻的协议占用容量。

2）电量平衡约束：

其中Qx为受端地区需求电量。

3）送端地区可再生能源消纳配额约束：

其中：Qks为送端地区可再生能源消纳量； Tsk为送端地区可再生能源消纳配额。

4）送端地区发电量约束：

其中Qu,min、Qu,z、Qu,max分别为机组u的出力下限、中标发电量与出力上限。

5）机组申报电量约束：

根据本出清方案，市场出清价格为市场中成交的最高发电机组申报价格。

2.2 富余电量跨省区消纳交易模型

针对送、受两端地区交易主体，其富余电力跨省区消纳交易出清目标有所差异，分别对送、受两端申报机组进行出清。送、受两端交易出清目标函数分别为

其中：Cr为受端地区富余电量跨省区消纳交易收益；Pku、 Qku分别为送端地区可再生能源中标机组u 的申报价格与申报交易电量；Cs为送端地区富余电量跨省区消纳交易成本；Pcu、 Qcu分别为受端地区常规中标机组u的申报出让空间与申报交易价格。

交易出清需以系统安全稳定运行为前提，因此需考虑以下约束条件。

①省间联络线传输功率约束：

②受端地区常规机组出让空间约束：

其中：Qcu,s为受端地区常规机组u的交易电量；Qcu,s,max为 常规机组u的 最大可出让空间。

3）机组申报电量约束：

其中Qku,su为送端地区可再生能源机组 的交易电量。

4）机组出力约束：

其中：Qu,min、Qu,max为机组 u出力的最低、最高限值；Qu,t为成交机组 u在 执行交易t时刻时的出力值。

根据本出清方案，市场出清价格为送端可再生能源机组成交最高申报价格与受端常规机组成交最低申报价格的平均值。

3 算例分析

3.1 算例设计

本文基于我国祁韶直流运行真实数据开展算例仿真分析，收集了祁韶直流甘肃—湖南运行数据，以及甘肃省、湖南省用电负荷、发电曲线、装机情况、市场交易情况等数据，其中甘肃省电源装机情况见表1。

表1 甘肃省电源结构Table 1 Power supply structure of Gansu Province

利用本文提出的跨省区交易机制与模型，对甘肃—湖南跨省区市场交易情况进行仿真模拟，其中，甘肃省为可再生能源富集的送端地区，湖南省为受端地区。为对比分析本文提出的跨省区交易机制及模型对于可再生能源消纳能力提升的有效性，算例将设置4种交易场景分别进行出清：

1）场景1以传统的跨省区电量出清方式开展年度交易；

2）场景2以本文提出的跨省区电量交易出清方式开展年度交易，对发电商报价进行调整以支持可再生能源外送消纳。

3）场景4同时开展跨省区外送年度交易与富余电量跨省区消纳年度交易，以传统的报价撮合双边交易进行出清。

4）场景4同时开展跨省区外送年度交易与富余电量跨省区消纳年度交易，并以本文提出的统一竞价多变交易进行出清。

其中，对于场景1、场景2，假设受端湖南省年度用电量需求为400万MW·h，同时假设送端甘肃省参与跨省区电量交易的主体包括5个常规发电商和8个可再生能源发电商，参与交易的各发电商的基本申报参数如表2所示。经跨省区电量交易后，甘肃省仍存在部分富余可再生能源电量，若不进行交易则面临弃电风险，因此假设场景3、场景4中的富余电量跨省区消纳中，甘肃省的年度富余电量为104万MW·h，均参与到富余电量跨省区消纳交易当中，湖南部分火电机组也将通过市场交易让出其发电空间，各交易主体市场信息如表3所示。

表2 甘肃参与跨省区电量交易机组市场参数Table 2 Market parameters of generating unitsparticipated in inter provincial electricity quantity transaction in Gansu province

表3 甘肃、湖南参与富余电量跨省区交易机组市场参数Table 3 Market parameters of generating units participated in interprovincial transaction of surplus electricity quantity in Hunan and Gansu province

3.2 结果分析

利用甘肃—湖南跨省区交易市场信息，模拟仿真在3个不同场景下的市场开展情况与结果。场景1传统跨省区电量交易出清结果如图4所示，由于其完全按市场主体的申报价格排序进行出清，因此中标机组包含2个水电、5个燃煤以及2个风电，光伏机组均未中标。燃煤机组利用其价格优势优先出清，可再生能源外送比例较小。

图4 场景1出清结果Fig.4 Clearing result of scenario 1

场景2中，甘肃申报机组平均碳排放量为0.535，将各机组报价按本文拟定的出清规则依据其碳排放强度进行调整，各申报机组报价调整系数及调整排序价格如表4所示。按调整价格进行排序出清，出清结果如图5所示。应用本文提出的电量交易出清方法，可再生能源机组优先出清，申报价格相对较低、碳排放系数较低的火电机组相较于其他火电机组也更容易中标。由于可再生能源的环境效益，当可再生能源电力外送，可为受端地区减少由于发电而产生的碳排放压力，进而降低受端地区的减排成本，将减排成本分摊至

图5 场景2出清结果Fig.5 Clearing result of scenario 2

表4 场景2申报机组价格调整系数及调整价格Table 4 Declaration of generating units’price adjustment coefficient and adjusted price for scenario 2

接受外来可再生能源电力，因此出清价格相较于传统出清方式有所提升。

跨省区电量交易的交易量基于受端地区接受外来电量的需求，然而当送端地区可再生能源发电量高于受端地区用电需求时，需开展富余电量跨省区外送消纳交易，与受端地区常规能源机组置换发电空间后将可再生能源外送消纳。场景3、场景4中跨省区电量交易出清结果与场景2一致，在此基础上开展富余电量交易。根据甘肃省可再生能源富余电量外送需求，以及送、受两端地区参与富余电量跨省区消纳交易市场主体申报情况，场景3中基于传统双边交易的交易结果如表5所示，总成交量为67万MW·h；场景4中基于集中竞价的富余电量跨省区消纳多边交易出清结果如图6所示，出清价格为278.15元。

图6 场景4出清结果Fig.6 Clearing result of scenario 4

表5 场景3出清结果Table 5 Clearing result of scenario 3

基于可再生能源消纳量、交易收益等指标，对比3个场景下交易的结果，如表6所示。场景1使用传统出清方法进行交易出清，可再生能源市场竞争力较小，大部分中标机组为常规机组，因此在本次跨省区交易中可再生能源消纳量较小，且传统出清方法的出清价格通常较低，因此场景1甘肃的交易收益是3个场景中最低的。在场景2中强调了可再生能源的环境效益，可再生能源机组较之传统能源机组更易中标，因此场景2中甘肃通过跨省区交易消纳的可再生能源较之场景1有了大幅度的提升，同时可再生能源通常申报价格比常规机组更高，提高了交易整体出清价格，因此在场景2中甘肃省通过本次交易获得收益比场景1中的收益提高了84.44%。场景3、场景4中在可再生能源激励出清的电量交易基础上加入了富余可再生能源跨省区消纳交易，通过发电空间置换的方法将甘肃的富余可再生能源送往湖南，提升了可再生能源消纳量，由于甘肃省提升了外送电量，其交易收益也有所提升，同时由于湖南省出让了常规机组发电空间，也获得了相应的发电空间让出收益。但由于场景3中采用了传统的撮合竞价双边交易方法，其富余可再生能源比场景4少消纳了37万MW·h，送、受两端地区的交易收益也有所差异。

表6 交易结果对比Table 6 Comparison of transaction results

通过对比，应用本文所提出的跨省区交易机制，在支撑可再生能源消纳的跨省区电量交易以及多边交易富余可再生能源跨省区消纳交易的综合开展下，甘肃省可再生能源消纳量提升了160%，甘肃省与湖南省交易收益分别提升了40401万元和28928万元，送、受两端地区电力系统的整体可再生能源消纳水平均有所提升。

4 结语

本文在我国实际国情的基础上，因地制宜地提出了支撑可再生能源外送消纳的跨省区交易机制与出清模型，以满足我国可再生能源消纳需求，及支撑我国新型电力系统下的双碳目标实现。

1）我国电力系统可再生能源装机大幅度提升的情况下，由于发电、用电空间不同步，可再生能源难以就地消纳，同时高负荷地区电力供应能力难以满足本地需求。支撑可再生能源消纳的跨省区电量交易本质上是传统跨省区电量交易机制的优化。将可再生能源机组的环境效益反映在交易出清过程当中，支持可再生能源优先参与跨省区交易，提升可再生能源的市场化交易竞争力。

2）对于受端地区电力需求小于送端地区可再生能源消纳需求时，针对富余可再生能源电量可通过可再生能源机组与传统机组的发电空间置换进行消纳。受端地区常规机组将其交易合同中的发电空间进行出让，可获得市场化的出力空间收益，送端地区可再生能源机组通过购买其发电空间以达到减少弃电的目的。

3）根据案例分析表明，在跨省区交易中，相较于传统出清方法，以本文提出的跨省区电量交易出清方法进行交易出清可有效提升送端地区的可再生能源消纳水平。在跨省区电量交易的基础上加入多边富余可再生能源跨省区消纳交易不仅有利于控制可再生能源弃电，也可有效提升送、受两端地区的整体收益，提高整体的用能清洁度。

目前，我国电力系统清洁度不断提升，为可再生能源消纳提出了更高的要求。电力市场建设是支撑可再生能源消纳的根本途径，我国电力交易机制需要在持续探索中不断健全完善。本文在传统跨省区交易机制的基础上，结合我国的可再生能源消纳需求，设计和优化了跨省区交易机制与出清模型，为扩展可再生能源的消纳路径提供了思路。但随着跨省区可再生能源传输比例的提升，为系统安全稳定运行带来了更大的挑战。在未来的研究中，需要进一步解决可再生能源跨省区交易过程中的系统安全性问题。

致谢

本文得到了国家电网公司科技项目（清洁能源高占比地区电力市场运营典型问题研究，（SGDJ 0000 YJJS 2100040））的支持与资助，在此深表感谢。