省间电力现货交易优化设计与定价机制

刘昊; 郭烨; 孙宏斌; LIU Hao; GUO Ye; SUN Hongbin

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省间电力现货交易优化设计与定价机制

- ORCID：
刘昊 ^1,2
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郭烨 ¹
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- ORCID：
孙宏斌 ^1,3,4
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1. 清华˗伯克利深圳学院，清华大学深圳国际研究生院，广东省深圳市 518000； 2. 电力规划设计总院，北京市 100120； 3. 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 100084； 4. 清华大学电机工程与应用电子技术系，北京市 100084

最近更新：2024-02-06

DOI：10.7500/AEPS20230821006

摘要

在“碳达峰·碳中和”的目标驱动下，受新能源地理分布与随机性影响，以跨区域交易为媒介的区域间电能与灵活性互济重要性凸显。目前，中国正处于构建全国统一电力市场体系的关键阶段，需要有效的市场机制来管理省间电力现货交易。基于上述背景，设计了一种不依赖于跨区域投标者的省间电力现货交易方法。首先，提出了基于报价区的市场出清模型，采用分区边际定价的方法计算每个报价区的结算价格；然后，基于等效双边配对方法,按潮流贡献计算得到各区域间交易所需承担的输电费用；最后，采用算例验证了所提方法的有效性。与已有方法相比，所提方法在不依赖于跨区域投标者的前提下完成了跨区跨省电力交易，充分利用了输电线路容量，且市场出清过程中保护了各区域内部网架信息隐私。

关键词

省间电力现货交易; 市场出清; 结算方法; 输电费用; 定价机制

0 引言

2021年，中国提出“碳达峰·碳中和”战略目标，不断提高新能源发电占比，加快建设新型电力系统^［

1-3］。考虑新能源发电与负荷的逆向地理分布现状，完善全国统一电力市场体系有利于电力资源在中国更大范围内实现优化配置。而省间电力现货市场作为全国统一电力市场体系的关键环节，可以促进中国西部地区新能源发电的消纳，加强不同区域电网间的互联互济，加快“碳达峰·碳中和”目标的实现进程^{［参考文献 4-5}4-5］。

对于跨区域电力现货交易，国外已有诸多研究和应用。在市场出清方面，美国中西部独立系统运营商（midcontinent independent system operator，MISO）和PJM独立系统运营商（Pennsylvania-New Jersey-Maryland independent system operator，PJMISO）、MISO和美国西南电网（southwest power pool，SPP）、纽约独立系统运营商（New York independent system operator，NYISO）和PJMISO分别就区域市场间协调（market-to-market，M2M）达成了联合运营协议，以管理实时运营中的输电线路阻塞^［

6］。协调交易调度（coordinated transaction scheduling，CTS）已经在不同独立系统运营商（independent system operator，ISO）间得到应用，但其依赖于代理节点的设置，会产生模型误差，造成环流效应^{［参考文献 7-9}7-9］。广义协调交易调度（generalized CTS， GCTS）进一步消除了对代理节点的依赖，在一定条件下可以与联合经济调度（joint economic dispatch，JED）的结果等价^{［参考文献 10

百度学术}10］。在欧洲，可用传输容量（available transfer capacity，ATC）模型仅考虑区域间交易量限制并分配联络线容量，出清结果较为保守^{［参考文献 11

百度学术}11］。基于流的模型采用功率转移分布因子量化每个区域对联络线的影响，相较于ATC模型可以提高区域间联络线的利用率，降低系统发电成本^{［参考文献 12

百度学术}12］。

在市场结算方面，美国的CTS机制中，跨区域投标者根据ISO预测的代理节点的节点边际电价（locational marginal price，LMP）提交投标向量。在实时市场中，ISO通过增加交易频率和降低交易费用来激励投标人参与区域间电力交易，并采用代理节点的LMP来进行结算^［

7］。在欧洲，不同国家和地区根据线路拥堵情况灵活划分报价区，每个报价区采用统一价格^{［参考文献 13-14}13-14］。欧洲各国联合开展了区域价格耦合（price coupling of regions，PCR）项目，开发了单一价格耦合算法EUPHEMIA（pan-European hybrid electricity market integration algorithm），用于求解ATC和Flow-based模型并获得隐式拍卖价格^{［参考文献 15

百度学术}15］。

在中国，北京电力交易中心和广州电力交易中心已经成立，用于组织中国跨区跨省电力交易的出清和结算^［

16-17］。目前，中国国内的省间现货市场已具有较大规模。以国家电网有限公司为例，2022年，超过6 000家发电企业参与省间现货交易。全年累计交易电量27.8 TW·h，最大单日交易电量超过19 GW·h，发电侧平均交易电价0.87元/（kW·h）^{［参考文献 16

百度学术}16，18］。在省间现货交易的出清过程中，每个省份采用一个或多个代理节点供市场参与者竞价。每笔交易的买卖双方都需要在出价时指定交易路径，调度中心基于交易路径来出清，根据报价高低依次扣除对应路径的相应容量，直至节点间交易路径无可用容量^{［参考文献 19

百度学术}19］。这种基于交易路径的市场出清方法虽然易于理解，但会导致交易流和物理潮流之间存在差异，在线路容量不足时，会造成实际物理潮流越限。

本文针对省间电力现货交易设计与定价机制开展相关研究，给出了不依赖于跨区域投标者的省间电力现货交易流程和市场出清模型，采用分区边际定价的方法为每个报价区计算出清价格，并计算区域间各交易所需承担的输电费用。

1 省间电力现货交易流程设计

本文基于分区边际定价原则设计的不依赖于跨区域投标者的省间电力现货交易流程如下：

1）按地理位置或行政因素将全局系统划分为多个报价区；

2）基于多区域电力系统中的网络等值方法，获得用于省间现货交易出清的简化公共网络；

3）各区域运营商（如省级调度中心和电力交易中心）收集本区域投标，协同完成市场出清，计算得到各笔交易的出清数量；

4）各区域运营商将该区域的边际报价作为交易出清价格对本区域交易进行结算，进一步计算各笔交易的出清费用和输电费用。

本章将进一步讨论报价区划分和得到简化公共网络的方法，市场出清模型和结算方法将分别在第2章和第3章中进行阐述。

1.1　报价区划分

在欧洲，报价区通常按地理位置划分，在开展跨区域交易的过程中，各国家内部的输电线路一般视为容量充足。主要考虑联络线容量约束，这极大提高了出清效率，适用于线路容量较为充足的多区域电力系统^［

20］。类似地，可以将中国的每个省作为一个报价区，在组织省间电力现货交易的过程中，各报价区内的传输线路一般视为非阻塞。值得注意的是，本文将区域内易阻塞线路纳入“关键设备”集合中进行考虑，并将其容量约束纳入市场出清模型。

以图1所示的两区域电力系统为例进行说明，假定区域i从区域j进口电力。根据前文描述，将区域i和区域j均作为报价区，每个报价区由省级调度中心和电力交易中心负责运营。在电力系统实时运行时，存在因各种不确定性因素导致省内输电线路的阻塞问题。为解决此问题，一方面，在省间现货市场完成出清确定各省边界状态后，省内市场出清过程中会计及省内线路容量约束，进一步降低线路潮流越限风险^［

18］；另一方面，针对实时运行中出现的阻塞或潮流越限问题，采用机组再调度、改变线路拓扑、调整灵活负荷水平、储能出力等技术手段进行处理，具体可参考文献［6，21］。

图1 两区域电力系统示例

Fig.1 Example of two-region power system

1.2　简化公共网络形成

在省间现货交易过程中，考虑多区域电力系统网络结构一般较为复杂，如果对全系统进行完整建模会降低计算效率，并增加通信负担。本文采用网络等值方法建立简化公共网络，在保证出清结果最优的前提下提高计算效率。

简化公共网络由多区域电力系统中的“关键设备”组成，通常包含区域间的联络线和受区域间交易影响较大的每个区域的拥堵线路、变压器和换流站等。值得注意的是，区域间电力交易对设备的影响通常由功率转移分布因子进行量度，其可以基于直流最优潮流模型计算得到^［

22］。

区域间电力交易与电力设备（如输电线路等）的功率转移分布因子高于区域运营商设定的阈值时，则将相应的设备纳入“关键设备”集合，置入简化公共网络。

以图1所示的两区域电力系统为例，区域i和区域j分别为省i和省j，此时“关键设备”包括两条省间联络线1-3和2-4。在将区域i和区域j分别作为报价区后，对每个省份网络对外作网络等值，得到两区域电力系统的公共网络如图2所示。图中：虚线表示区域i和区域j的对外等价支路。此外，区域i的等效边界功率注入 ${\tilde{P}}_{i}$ 如式（1）所示。

图2 两区域电力系统简化公共网络

Fig.2 Simplified common network for two-region power system

{\tilde{P}}_{i} = - B_{B i - I i} B_{I i - I i}^{- 1} e_{i} q_{i}

（1）

式中： $q_{i}$ 为区域i的跨区域交易；e_i为关联矩阵，功率注入节点对应元素为1，其他节点对应元素为0； $B_{B i - I i}$ 为与区域i中的边界节点和内部节点相关的节点导纳矩阵； $B_{I i - I i}^{}$ 为区域i的自导纳矩阵。 $B_{B i - I i}$ 和 $B_{I i - I i}^{- 1}$ 包含的元素均为支路电抗的倒数。区域j的等效边界功率注入也可以采用类似方法计算得到，表示为 ${\tilde{P}}_{j}$ 。

直流潮流模型在高压输电网中已有广泛应用，准确度较高^［

23］，本文基于直流潮流模型对潮流转移因子进行求解。此外，采用目前在多区域电力系统中已经应用的静态网络等值方法得到简化公共网络，该方法在稳态情况下不引入额外的建模误差，详见文献［23-24］。

2 市场出清模型

不依赖于跨区域投标者直接参与的省间现货机制的市场出清流程包括以下步骤：

步骤1：与传统发电负荷参与现货市场的投标方式相同，参与省间现货交易的市场主体对未来某一时段进行报量和报价；

步骤2：省级或区域电力交易中心收集投标向量以形成该区域的供需曲线；

步骤3：区域间协调者收集所有报价区的供需曲线并进行联合市场出清。

下文将对以上3个步骤分别进行说明。步骤1中，市场参与者k向省级电力交易中心提交分时电力-价格曲线。在投标价格方面，卖方和买方在各交易出清时段申报多段投标价格；在报量方面，要求各段报量出力区间首尾相接，各出力报价曲线随出力增加应满足单调非递减。在具体描述方式上，市场参与者k的电力-价格曲线的第s个区间可采用投标向量R_k_，_s表示，该向量格式为：

R_{k, s} = [t_{k} n_{k} p_{k, s} {\underset{̲}{q}}_{k, s} {\bar{q}}_{k, s}]

（2）

式中：t_k、n_k分别为投标的目标时间段、购/售电的节点位置编号；p_k_，_s、 ${\underset{̲}{q}}_{k, s}$ 、 ${\bar{q}}_{k, s}$ 分别为第s个区间的投标价格、投标数量下限、投标数量上限。考虑信息披露的要求^［

19］，在投标环节各市场参与者无法掌握网架信息。市场出清过程中充分考虑目标电网线路容量约束，各参与者投标环节不考虑目标电网架构，认为其不影响市场活力。

步骤2中，省级或区域电力交易中心收集所有投标向量，形成各个区域的供给或需求曲线，如图3所示。此时，省级电力交易中心代表其区域内的市场参与者在省间现货市场中进行电力买卖。根据投标位置，区域运营商可以通过式（1）计算区域i中所有投标对边界总线的等效功率注入。

图3 各区域供给和需求曲线

Fig.3 Supply and demand curve of each region

步骤3中，考虑多区域电力市场中不同区域间的跨区域交易，在各区域汇总形成各自的电力-价格曲线后，建立多区域市场的省间现货交易出清模型，如式（3）—式（9）所示。

\underset{q_{R}, q_{C}}{m a x} \begin{matrix} p_{R}^{T} q_{R} - p_{C}^{T} q_{C} \end{matrix}

(3)

s.t.

1^{T} q_{R} = 1^{T} q_{C}

(4)

S_{t, B} [\begin{matrix} - B_{B R - I R} B_{I R - I R}^{- 1} e_{R} q_{R} \\ - B_{B C - I C} B_{I C - I C}^{- 1} e_{C} q_{C} \end{matrix}] \leq {\bar{f}}_{t}

(5)

{[\begin{matrix} S_{R, R} \\ S_{R, B} \end{matrix}]}^{T} [\begin{matrix} e_{R} q_{R} \\ - B_{B C - I C} B_{I C - I C}^{- 1} e_{C} q_{C} \end{matrix}] \leq {\bar{f}}_{R}

(6)

{[\begin{matrix} S_{C, B} \\ S_{C, C} \end{matrix}]}^{T} [\begin{matrix} - B_{B R - I R} B_{I R - I R}^{- 1} e_{R} q_{R} \\ e_{C} q_{C} \end{matrix}] \leq {\bar{f}}_{C}

(7)

{\underset{̲}{q}}_{R} \leq q_{R} \leq {\bar{q}}_{R}

(8)

{\underset{̲}{q}}_{C} \leq q_{C} \leq {\bar{q}}_{C}

(9)

式中：R为购电区域集合；C为售电区域集合； $e_{R}$ 、 $e_{C}$ 分别为购电区域、售电区域的关联矩阵；决策变量 $q_{R}$ 、 $q_{C}$ 分别为购电区域、售电区域的投标出清数量向量； $p_{R}^{}$ 、 $p_{C}^{}$ 分别为购电区域、售电区域的报价向量； $S_{t, B}$ 为联络线和边界节点之间的功率转移分布因子矩阵； $S_{R, B}$ 、 $S_{C, B}$ 分别为购电区域、售电区域的“关键设备”和边界节点之间的功率转移分布因子矩阵； $S_{R, R}$ 为购电区域“关键设备”和购电区域内部节点之间的功率转移分布因子矩阵； $S_{C, C}$ 为售电区域“关键设备”和售电区域内部节点之间的功率转移分布因子矩阵； ${\bar{f}}_{t}$ 为联络线容量限制向量； ${\bar{f}}_{R}$ 、 ${\bar{f}}_{C}$ 分别为购电区域、售电区域“关键设备”容量限制向量； ${\underset{̲}{q}}_{R}$ 、 ${\bar{q}}_{R}$ 分别为购电区域的投标数量的下限、上限向量； ${\underset{̲}{q}}_{C}$ 、 ${\bar{q}}_{C}$ 分别为售电区域的投标数量的下限、上限向量。

在需求总量方面，跨区域电力现货交易主要针对用电缺口或发电余量进行优化配置。在设定缺口或余量投标上、下限值时，如式（8）和式（9）所示，已经考虑了有关电网的需求总量，不再需要对各区域电网的需求总量进行设定。在需求弹性方面，各市场参与者提交的电力-价格曲线体现了供需各方出清量对价格的弹性。

与引言中介绍的美国CTS机制、GCTS机制相比，本文设计的机制不依赖于跨区域投标者，解决了因跨区域投标者套利导致的跨区域交易不充分的问题。与欧洲电力市场采用的ATC机制相比，所提方法能够充分利用输电线路容量，提升经济性。与欧洲采用的Flow-based机制相比，所提方法基于网络等值方法后的简化公共网络完成出清，简化了投标流程，保护了各区域内部网架信息隐私。

3 定价机制

本章对省间电力现货交易的定价机制进行说明。对于省i中的区域间市场参与者k，它的支付金额M_i_，_k由下式计算得到：

M_{i, k} = H_{i, k} + L_{i, k}

（10）

式中： $H_{i, k}$ 、 $L_{i, k}$ 分别为市场清算支付、所需承担的输电费用。这两部分费用的计算分别在3.1节和3.2节中进行阐述。

3.1　计算分区LMP

在分区边际定价的规则下，每个区域的市场出清价格等于该区域的边际投标价格^［

20］。以图2中的两区域电力系统为例进行说明，其市场出清过程如图4所示。图中：星号表示边际投标。

图4 区域i和j的市场出清价格

Fig.4 Market clearing prices of region i and region j

由出清模型式（3）—式（7）对应的Karush-Kuhn-Tucker（KKT）条件，区域i和区域j的区域边际价格用 $λ_{i}$ 和 $λ_{j}$ 表示，计算公式分别如式（11）和式（12）所示。

λ_{i} = p_{i, m}

（11）

λ_{j} = p_{j, m}

（12）

式中： $p_{i, m}$ 、 $p_{j, m}$ 分别为区域i、区域j的边际投标价格。

区域i中的区域间市场参与者k所需支付的市场出清金额 $H_{i, k}$ 可由式（13）计算得到。

H_{i, k} = λ_{i} q_{i, k}

（13）

式中： $q_{i, k}$ 为省i中的区域间市场参与者k的出清量。区域j的计算过程类似，此处省略。

3.2　计算跨省跨区输电价格

本节计算各笔省间现货交易所需支付的输电费用。

首先，将简化公共网络的传输价格向量l_C表示如下：

l_{C} = [l_{P} l_{R} l_{I}]

（14）

式中： $l_{P} 、 l_{R} 、 l_{I}$ 分别为省、地区（如：华北电网、华东电网等）、区域间输电价格。中国各省、地区和跨地区输电价格详见文献［

25-26］，对每个省电网、区域电网、每条区域间联络线分别核定其输电价格。

其次，为了量化区域间交易对输电线路的潮流贡献，需要明确每笔省间交易的源节点和汇节点，进而将出清的投标数量乘以等效功率注入和线路之间的功率转移分布因子以获得潮流贡献。在完成市场出清后，通过如图5所示的等效双边交易求解方法得到等效的双边交易，明确各省间现货交易的源汇节点。图中：矩阵S、矩阵D分别包含电力卖出区域和电力购入区域的投标信息，其中矩阵的1—4列向量分别是价格、数量、节点编号、区域编号；矩阵C包含等价双边交换信息，其中矩阵的1—6列分别为数量、源汇节点价差、源节点数、汇节点数、电力购入区域编号、电力卖出区域编号。

图5 等效双边交易求解方法

Fig.5 Solving method of equivalent bilateral trading

以图1所示的两区域电力系统为例。根据图5所示的算法流程，可以基于高低配对的原则形成5笔双边交易，分别为q_i_，1-q_j_，1、q_i_，2-q_j_，1、q_i_，2-q_j_，2、q_i_，3-q_j_，2、q_i_，3-q_j_，3。假设区域i的市场参与者k（购入电力）和区域j的市场参与者α（卖出电力）之间存在省间现货交易，其数量用 $q_{k, α}$ 表示。值得注意的是，目前中国的跨区跨省输电费用均由电力购买者一侧承担^［

19］。在此条件下，市场参与者k承担的输电费用

L_{i, k}

为：

\begin{array}{l} L_{i, k} = \sum_{α} \{(l_{i} + l_{j}) q_{k, α} + \begin{matrix}  \end{matrix} \\ l_{i, j}^{T} S_{t, B} [\begin{matrix} - B_{B i - I i} B_{I i - I i}^{- 1} e_{k} q_{k, α} \\ - B_{B j - I j} B_{I j - I j}^{- 1} e_{p} q_{k, α} \end{matrix}]\} \end{array}

（15）

式中： $l_{i} 、 l_{j}$ 分别为区域i、区域j的输电价格；l_i_，_j为区域i与区域j间跨区域输电线路的输电价格向量； $q_{k, α}$ 为区域i的市场参与者k（购入电力）和区域j的市场参与者α（卖出电力）之间存在的省间现货交易数量。式中向量B与e的含义与式（1）中相同，详见1.2节中对式（1）各变量的相关解释说明。

市场参与者α承担的输电费用 $L_{j, α}$ 可由式（16）计算得到。

L_{j, α} = 0

（16）

在输电费用计算方面，相较于目前中国国内省间现货市场中基于合同路径的输电费用计算方法^［

19］，本文提出的方法充分考虑跨区域交易对区域间联络线和区域内线路的物理潮流影响，采用潮流转移分布因子对该影响进行量化，从而按潮流贡献合理收取输电费用。该方法解决了合同路径法由于物理潮流对合同潮流的偏离无法实现“谁受益，谁承担”的问题^{［参考文献 27

百度学术}27］。

4 算例验证

采用两省系统和三省系统对本文所提出的中国省间现货交易优化设计与定价机制进行验证，相关算例在Intel Core i7 1.10 GHz处理器和16 GB内存的PC端完成。

4.1　算例1：两省（6节点）系统

首先，采用两省系统（6节点）来验证所提出的省间电力现货市场出清与定价机制，如图6所示。选择边界上的5号节点作为全局系统的相角参考节点，所有内部线路和联络线的电抗均设置为1.0 p.u.，假定所有输电线路的容量为无穷大，省A、省B、联络线2-4、联络线3-5的输电价格分别为l_A、l_B、l_2-4、l_3-5。在此算例中，假设省B从省A进口电力。省间电力现货交易投标情况如表1所示。

图6 算例1的两省（6节点）系统

Fig.6 Two-province (6-bus) power system in case 1

表1 算例1中跨区域投标参数

Table 1 Cross-regional bidding parameters in case 1

投标序号	p/（元·(MW·h)^-1）	$\bar{q}$ /MW	位置(节点-省份)
1	100	10	1-A
2	200	20	1-A
3	600	20	6-B
4	400	25	6-B

其次，对本文提出的市场出清模型（式（3）—式（7））进行求解，计算得到投标1、投标2、投标3、投标4的出清量分别为10、20、20、10 MW，此时，省A与省B之间的跨区域交易量为30 MW，两省的边际出清的交易分别为投标2和4。因此，根据式（11）—式（13），两省跨区域交易的市场出清边际 $λ$ 和投标1、投标2、投标3、投标4的支付费用H在表2中给出。

表2 算例1中市场出清价格和支付

Table 2 Market clearing prices and payments in case 1

投标序号	q/MW	$λ$ /（元·(MW·h)^-1）	H/（元·h^-1）
1	10	200	-2 000
2	20	200	-4 000
3	20	400	8 000
4	10	400	4 000

然后，对投标1~4所需承担的输电费用进行计算。根据图5所示的等效双边交易求解方法，可以得到等效的双边交易分别为q₁-q₃、q₂-q₃、q₂-q₄，这三笔等效双边交易的出清量均为10 MW。表3给出了等效双边交易对联络线的潮流贡献δ，根据式（15）和式（16）可以计算得到区域间交易需承担的输电费用（见表4）。

表3 算例1中等效双边交易对联络线的潮流贡献

Table 3 Contribution of equivalent bilateral transactions to power flow of tie lines in case 1

联络线	δ_q_1-_q₃/MW	δ_q_2-_q₃/MW	δ_q_2-_q₄/MW	δ/MW
2-4	5.0	5.0	5.0	15.0
3-5	5.0	5.0	5.0	15.0

表4 算例1中跨区域输电费用

Table 4 Cross-regional transmission tariffs in case 1

交易对象	L_q_1-_q₃/MW	L_q_2-_q₃/MW	L_q_2-_q₄/MW	运营商
省A	50	50	50	A
省B	50	50	50	B
联络线2-4	100	100	100	协调者
联络线3-5	125	125	125	协调者
合计	325	325	325
承担者	投标3	投标3	投标4

根据3.2节，因为投标1和投标2是电力卖出方，这两个投标不承担跨省跨区输电费用，而电力购买方投标3和投标4支付每个等价双边交易中的输电费用。因此，投标1、投标2、投标3、投标4承担的输电费用分别为0、0、650、325元/h。而省A运营商、省B运营商和协调者的输电收入分别为150、150、675元/h。最后，投标1、投标2、投标3、投标4的总支付金额分别为-2 000、-4 000、8 650、4 325元/h，本算例的计算结果如图7所示。

图7 算例1中市场出清支付和输电费用

Fig.7 Market clearing payments and transmission tariffs in case 1

此外，将本文所提的市场出清方法与JED、GCTS、ATC机制在跨区域交易量方面进行对比。采用本文所提的市场出清方法、JED、GCTS、ATC机制得到的跨区域交易量分别为30、30、28、25 MW。可以看出，本文方法在简化出清流程、保护各区域内部网架隐私的前提下，求解得到的跨区域交易量等于JED求解的交易量，验证了第2章的结论。

将所提的输电费用计算方法所得结果与当前基于合同路径的计算方法所得结果进行对比，结果如表5所示。可以看出，本文所提输电费用计算方法准确考虑了跨区域交易对省间联络线的物理潮流贡献，验证了第3章的结论。

表5 算例1中不同输电费用计算方法对比

Table 5 Comparison of transmission tariffs calculation methods in case 1

跨区域交易投标序号	输电费用/(元·h^-1)
跨区域交易投标序号	本文方法	基于合同路径法
1	0	0
2	0	0
3	450	400
4	225	200

最后，对比考虑完整网络架构和考虑网络等值后的潮流计算结果（见表6）和交易出清结果（见表7）。可以看出，网络等值后与基于完整网络的计算结果相同，验证了所提方法的合理性。

表6 算例1中网络等值前后输电线路潮流对比

Table 6 Comparison of power flow of transmission lines before and after network equivalence in case 1

联络线	输电线路潮流/MW
联络线	基于完整网络	基于网络等值
2-4	15	15
3-5	15	15

表7 算例1中网络等值前后交易量对比

Table 7 Comparison of trading volumes before and after network equivalence in case 1

跨区域交易投标序号	基于完整网络交易量/MW		基于网络等值交易量/MW
跨区域交易投标序号	网络等值前	网络等值后	基于网络等值交易量/MW
1	10	10	10
2	20	20	20
3	20	20	20
4	10	10	10

4.2　算例2：三省系统（118节点）

将本文所提方法扩展到三省系统（118节点），该系统如图8（a）所示^［

24］。应用网络等值方法后得到的简化公共网络如图8（b）所示。图中：红色虚线表示各区域对外等值线路。

图8 三省系统（118节点）

Fig.8 Three-province power system (118-bus)

假设省1卖出电力，省2和3有进口电力需求，表8给出了省间现货投标信息。联络线30-3和联络线68-81的容量分别设置为50 MW和25 MW，其他输电线路则设置为无穷大。省1、省2、省3的输电价格分别为200、300、400元/（MW·h），表9给出了算例2中联络线的输电价格。

表8 算例2中跨区域投标参数

Table 8 Cross-regional bidding parameters in case 2

投标序号	p/（元·(MW·h)^-1）	$\bar{q}$ /MW	位置 (节点-省份)
1	100	40	1-1
2	200	50	1-4
3	300	30	1-11
4	400	50	1-20
5	500	60	1-28
6	600	20	2-35
7	450	15	2-41
8	550	10	2-46
9	300	20	2-50
10	200	30	2-63
11	140	10	3-71
12	650	30	3-80
13	400	12	3-98
14	700	20	3-100
15	200	10	3-109

表9 算例2中联络线输电价格

Table 9 Transmission prices of tie-lines in case 2

联络线源节点	联络线汇节点	l/（元·(MW·h)^-1）
15	33	45
19	34	33
30	38	14
23	24	23
69	70	55
69	75	75
69	77	53
68	81	61

首先，根据式（8）—式（12）计算得到市场出清结果如表10所示。基于分区边际定价的方法，通过列写模型的KKT条件计算每个省的边际价格 $λ$ ，并用其来结算该省的投标。在此算例中，投标1~10的边际投标价格为300元/（MW·h），而投标11~15的边际投标价格为650元/（MW·h），省间现货交易1~15在市场出清过程中需要支付的费用如表10所示，用符号H表示。

表10 算例2中跨区域交易出清结果

Table 10 Market clearing results of cross-regional trading in case 2

投标序号	q/MW	λ/（元·(MW·h)^-1）	H/（元·h^-1）
1	40.0	300	12 000.0
2	50.0	300	15 000.0
3	2.1	300	629.4
4	0	300	0
5	0	300	0
6	20.0	300	6 000.0
7	15.0	300	4 500.0
8	10.0	300	3 000.0
9	3.0	300	914.4
10	0	300	0
11	0	650	0
12	24.1	650	15 632.5
13	0	650	0
14	20.0	650	13 000.0
15	0	650	0

其次，根据图5所示的算法流程，可以计算得到省间投标的等效双边交易，结果如表11所示。根据式（15）和式（16），计算得到等效双边交易需要承担的输电费用。输电费用在中国主要由电力购入端进行分摊，投标1~15所需承担的输电费用如表12所示，图9给出了各笔省间现货交易的总支付金额。综上，本文所提出的市场清算和结算方式在此三省系统（118节点）中得到了验证。

表11 算例2中等效双边交易

Table 11 Equivalent bilateral tradings in case 2

等效双边交易序号	q/MW	省份-节点(购入)	省份-节点 (售出)	省内输电费用/（元·h^-1）	跨省输电费用/（元·h^-1）	合计费用/（元·h^-1）
1	20.0	1-1	3-100	12 000	1 512.8	13 512.8
2	20.0	1-1	3-80	12 000	1 523.4	13 523.4
3	4.1	1-4	3-80	2 430	307.4	2 737.4
4	20.0	1-4	2-35	10 000	561.1	10 561.1
5	10.0	1-4	2-46	5 000	333.5	5 333.5
6	15.0	1-4	2-41	7 500	446.2	7 946.2
7	0	1-4	3-98	0	0.0	0
8	0.9	1-4	2-50	475	31.8	506.8
9	2.1	1-11	2-50	1 049	71.2	1 120.3
10	0	1-20	2-50	0	0	0
11	0	1-28	2-50	0	0	0

表12 算例2中跨区域投标的输电费用

Table 12 Transmission tariffs of cross-regional biddings in case 2

投标序号	省内输电费用/（元·h^-1）	跨省输电费用/（元·h^-1）	合计费用/（元·h^-1）
1-5，10，11，13，15	0	0	0
6	10 000	561.1	10 561.1
7	7 500	446.2	7 946.2
8	5 000	333.5	5 333.5
9	1 524	103.1	1 627.1
12	14 430	1 830.8	16 260.8
14	12 000	1 512.8	13 512.8

图9 算例2中市场出清支付和输电费用

Fig.9 Market clearing payments and transmission tariffs in case 2

最后，对比算例2中不同跨区域现货交易机制出清量，本文所提方法跨区域交易量为92.1 MW，JED、GCTS、ATC的跨区域交易量分别为92.1、88.3、82.5 MW。输电费用计算方面的对比结果如表13所示，分别验证了第2章和第4章分析结果的准确性。

表13 算例2中不同输电费用计算方法对比

Table 13 Comparison of different transmission tariff calculation methods in case 2

跨区域交易投标序号	输电费用/（元·h^-1）
跨区域交易投标序号	本文方法	基于合同路径
6	561.1	280.0
7	446.2	210.0
8	333.5	140.0
9	103.1	42.0
12	1 830.8	554.3
14	1 512.8	460.0

5 结语

在实现“碳达峰·碳中和”目标的背景下，发展完善省间电力现货交易有利于实现更大范围内的资源优化配置，助推中国绿色低碳发展进程。本文面向多区域互联电力系统，研究了适用于省间现货交易的出清流程与定价机制。首先，根据地理或行政因素划分报价区，并基于网络等值得到简化公共网络。其次，设计省间现货市场出清方法，通过求解出清模型得到各市场参与者投标的出清数量。最后，采用区域边际价格对每个区域进行结算，并基于等效双边交易匹配原则计算省间现货交易所应承担的输电费用。

下一步，将在省间现货交易中进一步考虑不同形式输电成本分摊机制（如容量费用等）的应用。

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紫金论电

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省间电力现货交易优化设计与定价机制

摘要

关键词

0 引言

1 省间电力现货交易流程设计

1.1　报价区划分

1.2　简化公共网络形成

2 市场出清模型

3 定价机制

3.1　计算分区LMP

3.2　计算跨省跨区输电价格

4 算例验证

4.1　算例1：两省（6节点）系统

4.2　算例2：三省系统（118节点）

5 结语

参考文献

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0 引言

1 省间电力现货交易流程设计

1.1 报价区划分

1.2 简化公共网络形成

2 市场出清模型

3 定价机制

3.1 计算分区LMP

3.2 计算跨省跨区输电价格

4 算例验证

4.1 算例1：两省（6节点）系统

4.2 算例2：三省系统（118节点）

5 结语

参 考 文 献

1.1　报价区划分

1.2　简化公共网络形成

3.1　计算分区LMP

3.2　计算跨省跨区输电价格

4.1　算例1：两省（6节点）系统

4.2　算例2：三省系统（118节点）

参考文献