考慮路徑折算的跨省跨區可再生能源增量現貨交易模型

樊宇琦，丁 濤，湯洪海，董曉亮，王彩霞，李瓊慧

（1.電力設備電氣絕緣國家重點實驗室，西安交通大學，陜西省西安市 710049；2.北京電力交易中心有限公司，北京市 100031；3.國網能源研究院有限公司，北京市 102209）

0 引言

在當前中國電力體制改革的背景下，電力工業能源轉型的關鍵在于可再生能源高比例消納。作為全球可再生能源的最大投資國，中國可再生能源裝機容量處于世界領先地位［1-2］。高比例、大規模具有間歇性和波動性的可再生能源接入對電力系統安全穩定造成巨大影響的同時，也對區域電網的資源配置能力提出更高的要求［3-4］。充分利用現有跨區互聯輸電通道，擴大可再生能源省間市場化交易規模，發揮市場在區域電力資源配置中的決定性作用成為電力清潔低碳轉型的必然選擇。

電力現貨市場的即時、多時間尺度交易在真實反映供需雙方價格信號的同時，充分匹配可再生能源的波動特性?？缡】鐓^增量現貨交易在省內現貨交易的基礎上，充分考慮源荷差異分布，針對性提高棄風、棄光地區的可再生能源消納水平［5-7］。國內外學者針對跨省跨區電力交易模型及方法等相關問題開展了大量研究工作。文獻［8-11］深入探討市場化改革環境下輸電價格結構、定價模型及費用處理方法對跨區電力交易的影響。文獻［12-14］重點研究不同電力市場環境下的網損分攤方法。文獻［15-16］從市場設計角度，研究了中國區域電力市場中的競價交易模型及機制，提出了區域市場中電網安全校核、電價形成、市場風險規避及結算機制。文獻［17-18］分別闡述跨省跨區交易的基本內涵和經濟機理，分別側重于安全校核協調模型和區域市場模型。文獻［19］精細化考慮直流系統運行特性和區域系統運行約束，提出直流跨區互聯電網發輸電計劃的協同優化模型。文獻［20］建立了考慮中長期外送交易和跨區現貨交易的新能源消納理論分析模型，該文側重于新能源在不同交易模式下的消納情況分析。文獻［21］進一步考慮新能源消納水平，根據短期新能源功率預測結果，通過直流計劃調整和直流調峰，實現直流外送、新能源和常規能源發電計劃的協調優化。文獻［22］建立交直流混聯下的省間輸電網絡簡化模型和基于省間可用輸電能力的優化交易模型。文獻［23］側重于交直流混聯情況下區域電力市場設計的特殊性，構建了考慮交直流混聯的區域電網現貨市場出清模型。

在中國電力現貨市場起步階段，跨省跨區可再生能源增量現貨交易作為省間現貨建設中的有益嘗試，可針對性提高棄風、棄光地區的可再生能源消納水平。然而，當前結合中國實際跨省跨區可再生能源增量現貨交易規則的優化出清模型尚未有文獻報道，詳細考慮可能交易路徑輸電損耗和電價的綜合優化出清模型也未有提出。其難點在于，對事前核定的可能交易路徑的電量、損耗、電價精細化建模，厘清三者之間的關系，確定送受端省份間的最優交易路徑以實現跨省跨區可再生能源增量現貨市場的優化出清。

本文結合中國跨省跨區電網運行特性和可再生能源發電及棄電情況，嚴格根據現有的增量現貨撮合交易規則，提出考慮交易路徑的輸電電價和線路損耗等實際交易成本的路徑折算方法，建立相應優化出清模性。通過中國“三北”地區實際交易數據分析闡述了該模型在促進可再生能源消納、提高交易效率和推動電力市場化改革方面的實際意義。

1 跨省跨區可再生能源增量現貨交易機制及路徑折算方法

2016年，國家能源局發布《跨區域省間可再生能源增量現貨交易規則（征求意見稿）》［24］，明確跨省跨區增量現貨交易是定位為送端電網棄水、棄風、棄光電能的現貨交易，主要用于組織考慮省內消納能力和可再生能源中長期交易之后的富余可再生能源外送交易。

1.1 跨省跨區可再生能源增量現貨市場成員定位

跨省跨區增量現貨交易的市場買方為電網企業、電力用戶和售電企業，市場賣方為水電、風電、光伏等可再生能源發電企業。在送端電網調節資源已經全部用盡，各類可再生能源外送交易全部落實的情況下，如果水電、風電、光伏仍有富余發電能力，預計產生的棄水、棄風、棄光電量可以參與跨區域現貨交易。

1.2 跨省跨區可再生能源增量現貨市場交易組織

跨省跨區增量現貨交易堅持市場化導向，買賣雙方自主參與，根據市場成員報價的優先級順序，確定成交電量和成交電價，集中競價出清。跨省跨區增量現貨交易按日組織，每個工作日組織96個時段（每時段為15 min）的日前交易。

跨省跨區增量現貨交易采用考慮通道安全約束的集中競價出清機制按時段出清，具體交易規則如下。

規則1：買賣雙方分別申報每時段的“電力-電價”曲線，其中賣方申報上網電價，買方申報落地電價，輸電價格按照最優交易路徑，即輸電費用最低確定，輸電價格及通道線損折價由買方按照交易路徑承擔。

規則2：按照高低匹配原則，賣方報價從低到高排序，按照可能交易路徑折算至賣方的買方報價從高到低排序，按照價差遞減的原則依次出清。

規則3：達成交易從買賣雙方申報量剔除，剩余買方申報量再按照可能的交易路徑將“電力-電價”折算到送端，與賣方剩余申報量進行價差配對。

規則4：市場依次出清，直至買賣雙方申報電量全部成交，或價差為負，或輸電通道無可用空間，則交易結束。

1.3 跨省跨區可再生能源增量現貨市場交易路徑折算方法

跨省跨區可再生能源現貨交易依托于特高壓直流輸電線路，送受端省份電力互濟的可能交易路徑配置復雜，其經由通道數量、交易優先級、輸電價格以及線損均存在差異。同時，交易規則明確買方報價需按照可能交易路徑折算至賣方，故通過數學近似對輸電價格和網損建模無法實現依據輸電費用最低確定最優的交易路徑。基于以上分析，在跨省跨區可再生能源增量現貨交易模型中提出路徑折算方法。路徑折算時區別設置賣方/買方/輸電通道中轉分部交易通道和物理輸電通道，交易路徑為交易通道的組合，跨省跨區可再生能源增量現貨交易路徑如圖1所示。

圖1 跨省跨區可再生能源增量現貨交易路徑示意圖Fig.1 Schematic diagram of cross-provincial and crossregional renewable energy incremental spot trading path

跨省跨區可再生能源現貨交易可通過單通道或雙通道進行交易。可能交易路徑在考慮送受端定位和輸電線路配置的基礎上，在交易準備階段確定；路徑損耗則按照事前核定的網損進行折算。單通道交易情況下，買方節點經由買方分部交易通道、物理輸電通道和賣方分部交易通道折算至賣方。雙通道交易情況下，增加相應物理輸電通道交易路徑和輸電中轉分部交易通道。其中，買/賣方分部交易通道反映受/送端分部的輸電價格和網損，輸電中轉分部交易通道反映跨省跨區輸電線路中轉分部的輸電價格和網損，物理輸電通道反映跨省跨區聯絡線路的輸電價格和網損。

為反映交易路徑送受端節點類型，在交易路徑送端和受端分別設置賣/買方節點和虛擬賣/買方節點。其中，賣/買方節點為賣/買方省份申報“電力-電價”節點，分別位于交易路徑的送端和受端，表示賣/買方省份實際的申報電價和申報電量。虛擬賣/買方節點為反映賣/買方省份成交電量和折算電價的虛擬節點，分別位于交易通道的送端和受端，表示考慮交易通道輸電價格和線損率后賣/買方省份的折算電價和成交電量。

1.4 跨省跨區可再生能源增量現貨市場交易路徑折算參數設置

在跨省跨區可再生能源增量現貨交易路徑定義的基礎上，需要進一步對路徑折算的輸入參數（即買賣雙方的申報電價）進行分析。根據交易組織規則1，系統各交易路徑送受端折算電價滿足由末端向首端考慮輸電價格的折算關系，可得折算后的送端折算電價為：

式中：λB，i為交易路徑i的送端折算電價；ri為交易路徑i的輸電線損率；ωi為交易路徑i的受端折算電價；si為交易路徑i的輸電價格。

當節點位于賣方/買方/輸電通道中轉分部交易路徑受端時，折算后的受端折算電價為：

式中：Γ為系統交易路徑中的賣方/買方/輸電通道中轉分部交易路徑集合。

跨省跨區可再生能源增量現貨交易市場為多買多賣的雙邊交易市場，每個賣方省份對應一個賣方節點，買方省份則按照報價劃分為不同的買方節點。買/賣方省份節點的不同劃分原因在于，買方出清完全取決于買方報價和交易路徑情況。根據交易組織規則2至4，賣方按照價格由低到高，買方按照折算至賣方側價格由高到低依次出清，多買/賣方的雙邊交易模型網絡如圖2所示。

圖2 雙邊交易模型網絡圖Fig.2 Diagram of bilateral trading model network

2 跨省跨區可再生能源增量現貨交易模型

2.1 目標函數

根據跨省跨區增量現貨交易組織規則2至4，出清模性按照可能交易路徑折算至賣方的買賣雙方報價價差遞減的原則依次出清。等價地，目標函數可以表示為社會福利最大化，建立目標函數如下：

式中：CB，t為按照交易組織規則1，交易時段t買方折算至賣方的購電成本；CS，t為交易時段t的賣方售電成本；T為交易總時段。

買方購電成本的具體表達式為：

式中：Θ為賣方節點的集合；Ωj為送端為賣方節點j的交易路徑集合；yi，t為交易時段t交易路徑i的送端成交電量。

賣方售電成本的表達式如下：

式中：SP，j為賣方節點j的申報電價；Qj，t為交易時段t賣方節點j的實際成交電量。

2.2 約束條件

1）成交電量約束。首先定義系統每條交易路徑的首末端成交電量為決策變量。根據交易組織規則2和3，任意交易時段，各賣方的總成交電量不大于考慮賣方分部網損的申報電量，各買方的總成交電量不大于考慮買方分部網損的申報電量：

式中：QS，j，t為交易時段t送端節點的申報電量；Ψk為受端為賣方省份節點k的交易路徑集合；XW為水電節 點 的 集 合；QB，k，t為 交 易 時 段t受 端 節 點 的 申 報 電量；xi，t為交易時段t交易路徑i的受端成交電量；Wj，t為節點j在交易時段t的水電庫存量；Wj，max為節點j的水電庫存量限制，如果Wj，max=0，則表明水電不具有庫存能力。

此外，系統交易路徑首末端成交電量需滿足不小于零的物理約束：

2）線路電量損耗折算約束。根據交易組織規則1，系統各交易路徑送受端成交電量滿足由末端向首端考慮輸電網損的折算關系，可得折算后的送端成交電量為：

系統賣方/買方/輸電通道中轉分部交易路徑上送受端節點的成交電量與相鄰輸電通道交易路徑上受送端節點的成交電量相同。當節點位于賣方/買方/輸電通道中轉分部交易路徑受端時，折算后的受端成交電量為：

3）通道容量約束。任意交易時段，各跨省跨區輸電通道上成交電量總和不大于該時段該輸電通道的可用通道容量：

式中：Πl為輸電通道l的系統交易路徑集合；LC，l，t為交易時段t輸電通道l的可用傳輸容量。

4）斷面容量約束。任意交易時段，各跨省跨區斷面成交電量總和不大于該時段輸電斷面的可用斷面容量：

式中：Φq為輸電斷面q的系統交易路徑集合；SC，q，t為交易時段t輸電斷面q的可用傳輸容量。

2.3 跨省跨區可再生能源增量現貨市場中影響可再生能源消納的關鍵因素分析

在跨省跨區可再生能源增量現貨交易機制和交易模型的基礎上，建立跨省跨區可再生能源增量現貨市場評估模型，如圖3所示。該模型定義跨省跨區可再生能源增量現貨市場中可再生能源消納的外部影響因素和關鍵影響因素，同時引入分時段和日均可再生能源消納指標以研究跨省跨區可再生能源增量現貨市場中可再生能源的實際消納效果。

其中，外部影響因素包括受端負荷水平、可再生能源電力裝機、電力體制改革政策、系統調峰調頻及備用、碳交易價格、可再生能源投資水平、煤炭天然氣價格以及一次能源消費量等，體現了宏觀政策以及其他電力市場之外的因素對電力市場的影響。關鍵影響因素包括輸電通道可用容量、可再生能源上網電價和可再生能源棄電申報電量。這些因素與電力市場運行直接相關，外部影響因素通常通過影響關鍵因素來對電力市場現貨交易結果產生影響。輸電通道可用容量通過決定賣方省份的最大輸電外送能力影響可再生能源消納；可再生能源上網電價則直接決定以“高低匹配”為原則的撮合過程中的賣方報價和成交結果；可再生能源棄電申報電量則直接影響賣方省份的外送申報電量水平。

3 算例分析

本文采用“三北”地區跨省跨區可再生能源增量現貨交易平臺的實際數據開展模擬仿真，仿真所得的系統邊際電價及成交電量與市場的實際交易結果一致，可證明路徑折算方法的有效性。交易通道及市場主體申報數據見附錄A。該交易網絡包含4個賣方節點和8個買方節點，配置16條跨省跨區直流通道，考慮4個輸電斷面。本文采用路徑折算方法，應用GUROBI求解器進行優化求解。

3.1 現貨市場可再生能源消納情況分析

在考慮輸電成本和網絡損耗的情況下，采用路徑折算方法得到送端省份在跨省跨區可再生能源增量現貨市場中的可再生能源消納情況（每15 min為一個時段），如圖4所示。

圖4 各交易時段送端省份可再生能源消納量及棄電率Fig.4 Renewable energy accommodation and power abandonment rate of provinces at sending-end in each trading period

根據分析結果可知，送端省份A全天各交易時段可再生能源棄電消納量水平較低，但棄電申報量均實現全額消納，可再生能源棄電率全部為零。送端省份B在交易時段10：00—16：45，即可再生能源（主要是光伏）大發時段，可再生能源棄電消納量較高，但在午后交易時段13：15—15：30的可再生能源棄電率較高，外送效率較低。送端省份C可再生能源棄電消納量在正午后快速下降，相應時段的可再生能源棄電率迅速拉升，整體可再生能源消納情況較差。送端省份D在交易時段12：00—16：45的可再生能源棄電率為100%，可再生能源消納情況極差；晚上可再生能源（主要是風電）大發時段，可再生能源棄電消納量較高，再棄電率較低，可再生能源消納情況較好。

3.2 輸電通道可用容量敏感性分析

輸電通道可用容量變化情況下送端省份可再生能源日消納概況見圖5（a）。整體來看，當輸電通道可用容量分別增加250、500、750和1 000 MW時，各送端省份可再生能源日消納量呈上升趨勢，可再生能源日平均棄電率呈下降態勢，可再生能源消納情況改善明顯。

圖5 關鍵因素變化情況下的送端省份可再生能源日消納概況Fig.5 Overview of renewable energy daily accommodation of provinces at sending-end with changing key factors

可知，對于輸電通道可用容量，各送端省份敏感程度排序如下：省份B＞省份D＞省份C＞省份A。

3.3 可再生能源上網電價敏感性分析

送端省份在可再生能源上網電價變化情況下可再生能源日消納指標如圖5（b）所示。整體來看，當可再生能源上網電價分別下降50%、下降25%、保持不變、增加25%和增加50%時，部分送端省份可再生能源日消納量呈下降趨勢，可再生能源日平均棄電率逐漸上升。

當可再生能源上網電價下降時，各送端省份可再生能源消納情況均未發生改變或改變很小，說明制約送端省份可再生能源消納的原因并非上網電價。當可再生能源上網電價上升至一定程度，部分上網電價較高的送端省份會出現日消納量驟減、日均棄電率驟升的情況，原因在于此時上網電價高于部分買方省份的折算電價，導致價差為負交易結束。分析可知，對于可再生能源上網電價，各送端省份敏感程度排序如下：省份A＞省份D＞省份C＞省份B。

3.4 可再生能源棄電申報電量敏感性分析

送端省份在可再生能源棄電申報電量變化情況下可再生能源日消納指標如圖5（c）所示。整體來看，當可再生能源棄電申報電量分別下降20%、下降10%、保持不變、增加10%和增加20%時，各送端省份可再生能源日消納量增幅有限，可再生能源日平均棄電率呈緩慢上升趨勢。

分析可知，對于可再生能源棄電申報電量，各送端省份敏感程度排序如下：省份A＞省份D＞省份B＞省份C。

3.5 跨省跨區增量現貨市場可再生能源消納關鍵影響因素評估總結

各關鍵影響因素變化下增量現貨市場整體可再生能源日消納概況如表1所示。

表1 各關鍵因素變化下增量現貨市場整體可再生能源消納概況Table 1 Overview of overall renewable energy accommodation in incremental spot market with changing key factors

對于可再生能源上網電價和棄電申報電量因素，引入敏感度系數作為分析指標，計算公式如下：

敏感度系數絕對值|α()A|越大，表明送端省份可再生能源消納情況對影響因素變化越敏感，反之越不敏感?？缡】鐓^增量現貨市場可再生能源日消納指標對可再生能源上網電價和棄電申報電量的敏感度系數計算結果如表2、表3所示。

表2 可再生能源日消納情況對上網電價的敏感度系數Table 2 Sensitivity coefficient of renewable energy daily accommodation to feed-in tariffs

表3 可再生能源日消納情況對棄電申報電量的敏感度系數Table 3 Sensitivity coefficient of renewable energy daily accommodation to declared abandoned electricity

同向變化。對比敏感度系數絕對值|α|可得，跨省跨區增量現貨市場可再生能源日消納量和日均棄電率對可再生能源棄電申報電量更為敏感，對可再生能源上網電價敏感程度較低。

綜上，跨省跨區增量現貨市場可再生能源消納的關鍵影響因素按照影響力由大到小排序為：輸電通道可用容量＞可再生能源棄電申報電量＞可再生能源上網電價。

4 結語

本文以跨省跨區可再生能源增量現貨市場交易為背景，提出了基于實際交易通道設置的路徑折算方法，建立了考慮交易路徑和輸電損耗的跨省跨區可再生能源增量現貨交易模型，并利用該模型研究輸電通道可用容量、可再生能源上網電價和可再生能源棄電申報電量對送端省份可再生能源消納情況的影響。研究表明：提高輸電通道可用容量能夠有效改善可再生能源消納情況，改善效果隨可用容量的增加逐漸變小，增加可再生能源棄電申報電量能夠顯著提高申報電量水平較低送端省份的可再生能源消納量，但制約申報電量水平較高送端省份的主要因素是輸電通道可用容量，故隨著申報電量水平的提高，該類省份消納量增幅有限，棄電率進一步增加，而可再生能源上網電價的大幅提高則會導致可再生能源消納量由于價差為負，交易關閉而大幅下降。

因此，在跨省跨區可再生能源增量現貨市場中，應適當擴充外送輸電通道可用容量，對于申報電量水平較低省份可以增加申報電量，以提高可再生能源消納水平，同時可以適當提高可再生能源上網電價以提高發電機組收益。需要指出的是，本文是在現有跨省跨區可再生能源增量現貨交易模式下開展的理論分析研究，定性分析了輸電通道可用容量、可再生能源上網電價和可再生能源棄電申報電量對可再生能源消納的影響，而尚未充分考慮高比例可再生能源跨區直流外送系統的調峰、備用需求成本。后續將進一步定量分析相關因素對可再生能源消納的影響并考慮在系統調峰、備用需求的模型方面展開進一步研究。

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