考虑跨省优先计划及输电费的南方区域电力现货市场出清模型设计

蔡葆锐，梁彦杰

（中国南方电网电力调度控制中心，广州 510663）

0 引言

2022年7月23日，南方区域电力现货市场启动试运行，实现了全国范围内的首次区域间电力现货市场交易［1-2］。区域市场的建设存在市场设计、市场机制、市场模型、市场关键技术等一系列关键问题，目前已有大量研究及实践工作对区域市场乃至全国统一电力市场的相关问题开展了具体分析。在全国统一市场方面，文献［3］对市场建设关键问题进行了研究和总结。文献［4］在对国内外多区域电力市场基本架构、交易分类、出清机制、模型求解算法、价格机制等方面的分析基础上，总结了目前我国跨区跨省电力交易机制中的关键问题。文献［5］在南方区域统一市场下，研究建立了促进南方区域各市场主体同台竞价的跨区跨省输电价格机制。文献［6］则在全国统一电力市场体系顶层设计框架下，充分考虑市场经济性和电网安全性，建立了省间省内市场协调运行的耦合出清模型。在南方区域电力市场建设方面，研究和实践集中于分析市场建设路径、区域市场体系、市场交易机制、平台建设、市场模拟运行等方面。文献［7］结合国外区域电力市场建设情况，对南方区域电力市场建设的启示进行了总结与分析。文献［8-10］提出了关于南方区域电力市场建设有关问题的思考。文献［11-12］设计了南方区域电力市场环境下的调度业务流程体系。文献［13］分析了南方区域电力市场交易机制。文献［14-15］探讨了南方区域电力现货市场建设模式，并对市场发展进行了介绍。文献［16］分析了适应南方区域电力市场的独立结算系统。文献［17］结合南方区域电力现货市场的特点，对出清逻辑的设计和计算引擎的设计提出了解决方案。文献［18］对南方区域统一现货市场进行了出清计算仿真分析。针对调频辅助服务，文献［19］对南方区域统一调频辅助服务市场建设路径与机制设计开展了相关研究。

从上述研究来看，国外典型区域电力现货市场中发电侧主体交纳输电网络容量费用并在现货市场报价中自行考虑容量费用成本。因此，电力现货市场出清约束条件无需纳入跨区输电费用，亦可保证市场主体同台竞价的公正性。对南方区域电力现货市场，由于我国采用输配电价机制，发电侧主体在现货市场报价中无需考虑输配电价的成本影响，不利于保证各省区发电侧主体同台竞价的公平性。

本文在全球范围内率先提出一种适应南方区域跨省优先计划及输电费的电力现货市场全电量出清方法［20］，依据国家核定的跨省交易成分及输电费政策［21］，采用节点模型［22］充分利用集中优化出清全区域各类型发电资源，通过交易成分与物理关口匹配模型来体现不同区域发电资源的地理位置对其出清的影响，通过跨省输电费用保证区域各市场主体公平竞争；实现了区域内各省的有效、有序、有机衔接，实现了南方区域各省联合出清的高效耦合；有效保障跨省优先计划的执行、清洁能源的消纳和跨省现货交易的统一。

1 南方区域跨省输电价体系

1.1 跨省送受电交易主体

南方区域西电东送主体有11 个，根据其物理电气连接方式分别定义了各自主体的对外送受电关口。各交易主体如表1所示。

表1 跨省送受电交易主体Tab.1 Inter-provincial power transmission and receiving transaction entities

1.2 西电东送交易成分

根据上述西电东送主体之间的电力送受电情况，构成西电东送交易成分。一个交易成分包含送端和受端两个关口，并且考虑了中间的网损。西电东送交易成分如表2所示［23］。

表2 目前西电东送交易成分Tab.2 Transaction components of West-East power transmission at present

1.3 西电东送物理关口

与上述西电东送主体送出/受入关口相关的交流、直流线路构成西电东送物理关口。以广东受西部物理关口为例，由西部落广东所有直流和广东500 kV 交流入口构成，详细物理输电成分如表3所示［23］。

表3 广东受西部物理关口Tab.3 Transmission line group of West-East to Guangdong components

1.4 跨省输电费体系

各输电成分对应的跨省跨区专项工程输电价格如表4所示。

表4 跨省跨区输电电价Tab.4 Inter-provincial and inter-regional power transmission electricity price

2 跨省输电成分与物理潮流的关系

输电价格与其输电成分有关，以广东为例，广东受西部的物理关口电量中，属于云南送广东成分执行75.5 元/MWh 输电价，属于溪洛渡送广东成分执行49.5 元/MWh 输电价，属于乌东德送广东成分执行76.1 元/MWh 输电价，属于澜沧江上游送广东成分执行92 元/MWh 输电价。但是不论交易通过哪个交易成分开展，其送电路径均通过广东受西部的电量关口，在最终出清和计量中，无法在电量关口的每一个潮流中区分其交易成分。

但是对于任一物理关口必有其所有相关交流、直流线路的潮流之和等于其相关所有交易成分之和。以广东受西部物理关口相关联交易成分为例，其物理关口与交易成分对应关系如表5所示。

表5 广东受西部物理关口与其对应的交易成分Tab.5 Transmission line group of West-East to Guangdong components and corresponding trading components

通过上述关系建立约束条件，构建输电成分与物理潮流的关系。

2.1 交易主体关口与输电成分的关系

交易关口潮流为所有相关输电成分之和，设南方区域共有N个输电成分，第i个输电成分的输电量为Qpi，则交易关口潮流Ta，t为：

2.2 交易主体关口与物理线路之间的关系

物理关口潮流为所有相关交流、直流线路的潮流之和，设南方区域共有a条联络线路，第i个联络线路的功率为Pi，则物理关口潮流P关口潮流为：

2.3 点对网送电模型

点对网送电分两类：第一类仅送单一电网，该类电厂发出的全部电量均为单一交易成分，可按全厂建模，例如澜上五厂；第二类为分送多个不同电网，需对电厂不同交易成分单独建模，例如溪洛渡右岸、乌东德左右岸。

2.4 西电东送出现偏差时偏差电量成分分配规则

所有的西电东送输电成分会根据西电东送月度计划安排送电计划曲线，由西电东送输电计划和电量关口的匹配关系可计算出各电量关口的计划曲线。在实际执行时，因为各种原因会造成实际值波动，与计划值产生偏差。实际值的波动会被电量关口计量表记录下来，得到实际电量关口数据。由于电能计量无法区分物理成分，因此实际电量偏差与输电成分之间采用一套分配规则进行映射。该规则简述如下。

假设某电量关口计划值为Qplan，其第i个输电成分计划值为Qplan，i（i∈1，2，…，N），该电量关口实际计量值为Qr，其第i个输电成分的实际值为Qr，i，则：

3 基于跨省输电成分输电价的电力现货市场出清模型

基于跨省输电成分输电价统一在区域范围集中出清，决定区域内各省机组开机方式、发电计划、节点价格和各跨省输电成分，省内无需再另行开展出清计算。

出清的输入数据（边界条件）为日前负荷预测、发输电检修计划、跨省输电价、电网拓扑信息、新能源出力预测［24］。

出清的目标为最小化发电成本和输电费之和。约束为各时段电力平衡、机组安全运行（技术出力范围、爬坡等）、电网安全运行（系统备用、线路容量限制）、跨省优先计划约束、西电东送输电成分与物理关口联系约束。

出清的输出为各时段机组开机方式、发电计划和西电东送输电成分。

出清模型流程如图1所示。

图1 出清模型流程图Fig.1 Flow chart of clearing model

3.1 目标函数

目标函数为市场化发电及跨省输电成本最小，具体如式（4）所示［25］。

式中：N为南方区域发电主体的数量；T为所考虑的总时段数，其中运行日每15 min为一个时段，考虑运行日96 个时段及其后一日考虑负荷高峰、低谷2 个时段，故T为98；Pi，t为发电主体i在时段t的出力；Ci，t（Pi，t）为发电主体i在时段t的运行费用，机组运行费用Ci，t（Pi，t）为与发电主体申报的各段出力区间和对应电能量价格单调非递减的多段线性函数，并考虑了机组的开停机状态；CU，i，t为发电主体i在时段t不同状态（冷态/温态/热态）下的启动费用；CPmin，i，t为发电主体i在时段t最小技术出力费用，机组处于开机状态时才考虑的最小技术出力费用；n为跨省送电成分的数量；PL，i，t为跨省送电成分i在时段t的输电功率；Pgwf为跨省输电费（含网损费）、送出侧省内输配电费和输电费分享空间之和；M1为运行松弛罚因子；S+，l、S-，l分别为线路l的正、反向潮流松弛变量；NL为线路数量；S+，s、S-，s分别为断面s的正、反向潮流松弛变量；NS为断面数量。

实际输电费总额按西电东送输电成分计算，不同西电东送输电成分的输电价不一致，因此传统模型中输电价按照物理输电通道潮流来建模的方式不适应实际情况，应按输电成分作为输电价成分进行建模。

依据第2.1 节交易关口潮流计算公式，设第i个输电成分对应的输电价为Pi，第i个输电成分的输电量为Qpi，则输电价模型应写为：

式中：Tcon为输电费总额；N为输电成分数量。

3.2 约束条件

由于南方区域电力现货市场约束条件较多，因此仅列出与跨省优先计划及输电费相关约束条件，市场的完整模型可参看文献［25］。

1）负荷平衡约束

在每个时段t分省系统负荷平衡约束可以描述为：

式中：为省（区）a内交易单元在时段t的出力（包含非市场机组的出力）；Na为省（区）发电交易单元数量；为与省（区）a相关的区域外联络线j在时段t的计划传输功率（受入为正、送出为负）；Oa为与省（区）a相关的区域外联络线数量；为与省（区）a相关的区域内联络线k在时段t的传输功率（受入为正、送出为负）；Ia为与省（区）a相关的区域内联络线数量；为省区a在时段t的系统负荷。

2）直流输电潮流约束

因区域内直流联络通道功率可自由控制，故单独定义优化变量直流联络线j在t时段的传输功率建模，在直流联络通道送、受端分别作为节点负荷、节点电源。

直流联络通道功率上下限约束是指直流联络通道传输功率应介于其最大/最小技术出力范围内，可描述为：

式中、分别为直流联络通道j在t时段的传输功率上下限。

3）交易成分与物理关口联系约束

由于交易成分作为输电价的计算依据，而其本身为虚拟数值，没有一个物理计量点与其对应，因此为了建立基于交易成分的输电价机制，需要对交易成分与物理关口和物理线路潮流之间建立约束联系，以约束虚拟的输电成分。

根据关口潮流为所有相关交易成分输电量之和，也为所有相关交流、直流线路的潮流之和的关系，以各省电量关口作为中间变量建立输电成分与物理潮流的联系，具体如式（8）—（9）所示。

式中：为α省（区）在t时段的总受入或送出功率；为α省（区）的“网对网”交易成分s在t时段的受入或送出功率（受入为正、送出为负）；NS为α省（区）的“网对网”送电成分总数量；为α省（区）“点对网”d交易成份在t时段的功率；Nd为α省（区）“点对网”输出成份总数量；、分别为“点对网”d1、d2 交易成份在t时段的功率，d1、d2 ∈Nd；∂d1、∂d2分别为d1、d2 交易成份的分电比例，其分电比例应与相关政策一致。

3.3 跨省优先计划保障执行要求

西电东送框架协议及国家指令性计划（统称跨省优先计划）是为了解决我国能源分布不均衡问题，提高能源使用效率而总体规划部署实施的能源战略，在南方区域电力现货市场中需保障跨省优先计划执行，可描述为：

式中：为α省（区）的“网对网”交易成分s在t时段的优先计划功率；为α省（区）的“点对网”交易成分d在t时段的优先计划功率。

3.4 市场出清价格

出清系统按照上述模型进行出清，将得到节点电价、机组出力、线路潮流及输电成分值。输电成分来自对应不同跨省输电成分的出清结果，该结果用于区域市场的市场主体结算和输电费结算。

求解上述节点电价计算模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路和断面潮流约束的影子价格，则节点k在时段t的节点电价PLM，k，t为［26］：

式中：λt为时段t系统负荷平衡约束的影子价格影子价格；τmax，l，t、τmin，l，t分别为线路l最大正、反向潮流约束的影子价格，当线路潮流越限时，该影子价格为网络潮流约束松弛罚因子；τmax，s，t、τmin，s，t分别为断面s最大正、反向潮流约束的影子价格，当断面潮流越限时，该影子价格为网络潮流约束松弛罚因子；Gl-k为节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；Gs-k为节点k对断面s的发电机输出功率转移分布因子；L和S分别为线路、断面的数量。

3.5 跨省输电成分输电价模型的线性及凸性

1）线性问题

假设两省之间有两条通道A和B，不考虑网损的情况下，通道A的输电价为PA元/MWh，传输电量 为QAMWh，通道B 的输电价为PB元/MWh，传输电量为QBMWh。那么基于物理通道的输电费Pgwf，物理可以写成：

南方区域跨省输电价是基于输电成分的，输电成分与具体输电路径无关，即不论输电路径是交流还是直流，转送还是绕道，对于同一个输电成分而言都是同一个价格，例如小湾电厂为网对网送出电厂，而乌东德电厂为点对网送电电厂。如果一个电厂存在多个输电成分，则需将该电厂按输电成分拆分为多个虚拟的交易电厂。

假设两省之间还有两个输电成分X（网对网）和Y（点对网），输电成分X输电价为PX元/MWh，传输电量为QXMWh，输电成分Y的输电价为PY元/MWh，传输电量为QYMWh。那么基于输电成分的输电费可以写成：

Pgwf，成分即本文在目标函数中的Pgwf。输电成分是新增加的决策变量，与联络线通道的送电量共同成为了决策变量。但是输电成分本身不能自由优化，输电成分的值代表了物理送电值，与采用物理通道输电费的差别主要为输电成分的值无需指定具体通道，而只需指定一系列可行的通道。

根据输电成分与物理通道映射关系式（8），有：

即两省之间的功率交换既可以表述为物理通道之和QA+QB，又可以表述为输电成分之和QX+QY。Pgwf，成分隐式地表达为物理通道传输电量。因此，输电成分的电量最终映射到某个物理通道上。若将QX代入Pgwf，成分中，则形成包含QA、QB、QY的线性表达式为：

考虑到QY为点对网输电成分，可以写成若干电厂出力之和，即：

式中Qn为该交易成分中涵盖的电厂出力之和。例如“澜沧江上游五厂送广东”输电成分就包含“里底、黄登、大花桥、乌弄龙、苗尾”5 个电厂出力。因此，QY可以为为机组出力的线性组合。

QA、QB为联络线功率，对于交流线路可以为为“机组出力×GSDF 转移矩阵”的形式，对于直流线路，其本身为出力决策变量，因此QA、QB亦可表示为全网机组的线性组合。

而输电成分的输电价是常数，因此采用输电成分及其配套输电价建模，仍然是线性的，可以使用目前线性规划求解的方法进行求解。

2）凸性问题

上面已经论述，输电成分输配电价可以与物理通道输配电价一样，表达为全网机组出力的线性组合。因此所有交易成分的功率关系是确定且互斥的，可以用换元法换成与传统模型一致，因此其凸性与采用物理通道输电价模型一致。

4 算例分析

本节首先采用简单三网互联9 节点算例开展仿真分析，验证了本文所提出清模型的理论可行性。然后，基于南方电网典型日实际运行数据，构建了南方区域电力现货日前出清算例，并对出清结果进行了分析，验证了本文所提出清模型在南方区域电力现货市场的可应用性和合理性。

4.1 算例系统运行边界

如图2 所示，系统共设置6 个机组，总出力上限为145 MW，机组报价如表6 所示。系统共分左、中、右3 个网，每个网3 个节点，网网之间均设有联络线，其中，左网通过直流联络线分别与中网与右网相连，中网和右网通过交流联络线相连，直流联络线Line18 和Line24 初始传输功率范围设为0~1 000 MW，其他交流线路的初始传输上限均为100 MW。节点2 为左网的平衡节点，节点7 为中网和右网的平衡节点。系统总负荷最大为95 MW，左网负荷L1最大值为15 MW，中网负荷L2最大值为20 MW，右网负荷L3最大值为60 MW。

图2 3网9节点互联拓扑结构图Fig.2 Interconnected topology diagram of 3-grid 9-node system

表6 机组模拟报价表Tab.6 Simulation of unit bidding

输电价格方面，左网送右网输电价为150 元/MWh、左网送中网输电价为50 元/MWh、G1 点对网送右网输电价为100元/MWh。

在本例中，拟定左网送右网、左网送中网、G1送右网3种交易成分。

4.2 多场景测试结果

4.2.1 低负荷水平场景

系统总负荷为13 MW，其中左网为3 MW，中网为4 MW，右网为6 MW。

1） 若网络和联络线传输容量充裕，不考虑阻塞情况。点对网机组G1 中标10 MW，其中6 MW为G1 点对网送右网。而左网送右网的输电价较G1送右网输电价更高，故中标为0。左网送中网有功功率为4 MW。

由于G1 第一段已满发，故此时左网边际电价为G2 机组的第一段报价60 元/MWh。左网和中网之间的电价差值为左网送中网输电价格50 元/MWh，左网和右网之间的电价差值等于G1 送右网的输电价格100元/MWh。

2） 若直流联络线最大传输容量均为2.5 MW，其余交流线路的最大传输容量均为2 MW，则系统将发生阻塞。点对网机组G1仅中标5.5 MW，其中2.5 MW 为G1 送右网，3 MW 留存本地。因左网送右网的输配电价较G1 送右网输配电价更高，故左网送右网有功功率为0。因线路阻塞导致右网受入潮流有限，故左网总送出的富余电力2 MW 只能进入中网。

因三网内部均出现线路阻塞，故各节点电价均有所差异。联络线Line18 发生阻塞，故节点1 和节点8 之间的电价差值与输电价格无关。而联络线Line24 未达上限，节点2 和节点4 之间的电价差值为左网送中网的输电价格50元/MWh。

表7—9 分别为不同阻塞情况下机组中标出力和交易成分中标出力以及节点电价结果。

表7 低负荷场景下机组中标出力结果Tab.7 Winning bid output results of units under the low load level sceneMW

表8 低负荷场景下交易成分出力结果Tab.8 Output results of trading ingredients under the low load level sceneMW

表9 低负荷场景下节点电价结果Tab. 9 LMP results under the low load level scene元/MWh

4.2.2 高负荷水平场景系统总负荷为95 MW，其中左网为15 MW，中网为20 MW，右网为60 MW。

1） 若网络和联络线传输容量充裕，不考虑阻塞情况。点对网机组G1 中标30 MW，其中30 MW均为G1 点对网送右网。左网送右网的输电价较G1送右网输电价更高，中标为0。左网送中网有功功率为5 MW。

左网的节点电价为100 元/MWh，由中网边际机组G3 定价，即当左网新增1 MW 负荷时，通过减少左网送中网1 MW，增加G3 发电1 MW，成本增加1×150-1×50=100 元。中网由G3 定价，节点价格为150 元/MWh，右网由G5 定价，节点价格为250元/MWh。

2） 考虑直流联络线最大传输容量均为15 MW，其余交流线路的最大传输容量均为25 MW。此时，G1 中标30 MW，其中30 MW 均为G1 送右网。由于直流联络线Line18和Line24均受阻，左网总送出潮流仅能达到30 MW，故左网送中网和左网送右网交易成分中标均为0。

因右网内部出现线路阻塞，故右网内部各节点电价有所差异，左网与中网内部无线路阻塞，故内部节点电价一致。由于联络线Line18和Line24均发生阻塞，故节点2和节点4之间、节点1和节点8之间的电价差值与输电价格无关联。

表10—12 分别为不同阻塞情况下机组中标出力和交易成分中标出力以及节点电价结果。

表10 高负荷场景下机组中标出力结果Tab.10 Winning bid output results of units under the high load level sceneMW

表11 高负荷场景下交易成分出力结果Tab.8 Output results of trading ingredients under the high load level sceneMW

表12 高负荷场景下节点电价结果Tab.12 LMP results of under the high load level scene元/MWh

4.2.3 点对网与网对网交易成分交替中标场景

考虑系统负荷水平中等，总负荷为60 MW，其中左网为15 MW，中网为15 MW，右网为30 MW。修改G1、G2 报价见表13，其他边界信息不变。

表13 修改后的机组模拟报价表Tab.13 Modified simulation of unit bidding

G2 第3 段报价+左网送右网输电价格=175 元/MWh

考虑系统无阻塞情况，点对网机组G1 中标15MW，全部计入G1 送右网，留存本地0 MW。G2 中标30 MW。左网送右网潮流为15 MW。左网送中网潮流为0。

左网G1 第2 段中标且为边际机组，但是左网的节点电价30 元/MWh 不等于G1 的第2 段报价，这是因为此时左网节点电价由G1 送右网和左网送右网两个交易成分共同决定，即左网新增1 MW 负荷时，G1多发1 MW 将其计入G1送右网的潮流中，同时减少1 MW 左网送右网潮流并将其用来平衡新增负荷，此时系统增加的成本=1 MW×（G1 的第2段报价+G1送右网输电价格）-1 MW×左网送右网输电价格=1×（80+100）-1×150=30元。

右网由G1 第2 段中标出力进行边际定价，其节点电价=G1 第2 段报价+G1 送右网输电价格=80+100=180元/MWh。

5 南方区域现货市场出清结果分析

5.1 系统运行边界

云南、贵州、广东2022 年区域现货市场试运行某日96时段的日前负荷预测曲线如图3所示。广东最高负荷达134 000 MW，广西最高负荷为27 628 MW，云南最高负荷24 844 MW，贵州最高负荷达17 455 MW，海南最高负荷为5 105 MW。

图3 南方区域五省负荷曲线Fig.3 Load curves of five provinces in southern China region

5.2 交易成分出清结果分析

图4 表示乌东德送广东交易成分中标结果与其关联的物理成分昆柳龙直流送电龙门换流站的出力曲线的对比情况。乌东德电厂送电广东的交易成分与其关联物理输电通道功率并无相关关系，甚至出现了完全相反的分布趋势，在负荷低谷时段，乌东德送广东最低达到了1 082 MW，而对应时段的昆柳龙送电龙门却达到了全天最大功率4 900 MW。

图4 乌东德送广东与昆柳龙直流联络线中标出力对比Fig. 4 Comparison of winning bid outputs between Wudongdeto-Guangdong and Kunliulong DC tie-line

对于交易成分和物理关口仅在总电量上具有相等特性，单个交易成分的中标出力与其关联的省间联络线的中标出力无直接联系，即表明各交易成分无固定的物理输电路径，论证了本文所提交易成分出清方法实现了单个交易成分和单个物理输电通道的解耦。

6 结论

区域电力市场建设是发挥市场力量在更大范围内优化配置资源、推动南方区域电力高质量发展的最有效举措之一。南方区域电网联系紧密，具备互联互通、自由流动的物理条件，具有区域市场一体化运作的独特优势。本文构建了考虑跨省交易成分和输电费的南方区域电力现货市场出清模型，基于南方电网典型日96 个时段的实际运行数据，构建了南方区域电力现货市场出清算例，通过电力市场仿真模拟软件量化分析结果，证明了跨省交易成分及输电费模型的正确性，其模型可以满足南方区域电力现货市场出清要求。