全國統一電力市場演進過程下省間-省內市場出清及定價模型

陳 熠 王 晗 嚴 正 馮 凱 劉子杰

全國統一電力市場演進過程下省間-省內市場出清及定價模型

陳 熠1,2王 晗1,2嚴 正1,2馮 凱3劉子杰3

（1. 電力傳輸與功率變換控制教育部重點實驗室 上海交通大學 上海 200240 2. 上海非碳基能源轉換與利用研究院 上海交通大學 上海 200240 3. 中國電力科學研究院有限公司 南京 210037）

為了促進電力資源在省間的余缺互濟和在全國范圍內的優化配置，我國正有序推進電力市場改革，逐步實現省間-省內市場的耦合和全國統一市場的演進。根據省間-省內市場耦合程度的不同，該文將演進過程劃分為三個階段：分層階段、松耦合階段和緊耦合階段。進一步考慮跨區、跨省以及省內輸電的輸電費回收問題，跨區直流輸電線路與區域內交流輸電線路按照傳輸電量收費，省內線路按照用戶負荷用電量收費。構建了面向不同輸電費收取方式的出清模型與定價機制，分層階段采用順序出清，松耦合階段采用雙層迭代出清，緊耦合階段采用統一出清，定價機制均采用節點電價定價機制。最后，利用IEEE 39節點和118節點系統進行仿真計算，驗證了出清模型和定價機制的有效性，并分析了輸電費對出清和定價結果的影響。

省間-省內電力市場 輸電費 出清模型 定價模型 松耦合階段

0 引言

我國地域遼闊但能源分布差異明顯，能源供需呈現逆向分布特征[1]，因此需要開展跨省電力輸送與電力交易，以實現不同省市、地區之間電力資源的余缺互濟以及全國范圍內資源的優化配置[2]。在此背景下，我國不斷推進電力體制改革[3-5]，打破省間壁壘，其中《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號）[6]明確指出，要健全多層次統一電力市場體系，有序推進跨省跨區市場間開放合作。

目前，我國跨省跨區電力市場體系尚處于起步階段，市場機制、運營方式和出清模型等方面有待探索，部分學者對此展開了相關研究。文獻[7]梳理了國外典型統一電力市場的發展經驗，提出了我國省間-省內電力市場的演進路徑，提供了省間-省內市場有序銜接與協調的政策建議。文獻[8]提出了省間-省內分階段出清路徑，包括分層出清、松耦合出清和緊耦合出清三個階段，分別對應于市場初期、中期和成熟期。文獻[9]綜述了國內外多區域電力市場的基本架構、出清和定價機制，并總結了我國目前跨區跨省電力交易存在的關鍵問題。文獻[10]總結了跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易的市場框架和交易機制，并建立了市場運行綜合評估指標。文獻[11]構建了新能源外送的日前魯棒優化調度模型，提高了系統調峰性能，降低了系統棄電和失負荷風險。文獻[12]構建了送受端一體化日前調度計劃模型，并考慮了直流動態限額約束。上述文獻總結了適用于省間-省內兩級市場的相關機制，并制定了符合我國“統一市場，兩級運作”方針的全國統一電力市場演進路徑，為后續市場的建設與發展提供了指導。

然而，針對不同的市場發展階段，需要制定相應的市場出清模型與定價機制以評估市場運行情況。目前，常用的建模方法包括基于路徑和基于靈敏度的優化出清方法。對于基于路徑的方法，文獻[13-15]將買方報價按照交易路徑折算至賣方，并按照高低匹配原則出清，盡管考慮了跨區輸電費，但折算過程使得決策變量維數提高，而且高低匹配出清會導致交易潮流與實際潮流不一致，影響系統的安全可靠運行[16]。對于基于靈敏度的方法，文獻[17-19]構建了一體化市場出清模型，但并未考慮輸電費不同的收取方式，模型完整性欠缺，并且尚未提供可適用的定價機制。此外，輸電費的計算還需要考慮實際核算方式，其復雜性進一步增加。

針對上述問題，本文構建了基于靈敏度的省間電力市場出清模型，并考慮了輸電費不同的收取方式，對引入輸電費帶來的非線性進行線性化處理，采用節點電價機制解決了基于靈敏度出清模型定價不清晰的問題。具體而言，本文在文獻[8]的分階段電力市場耦合出清框架下進一步細化出清模型，并考慮跨區域省間輸電費、區域內省間輸電費以及省內輸電費，構建了基于靈敏度的優化出清模型，出清結束后采用節點電價的方式進行結算。首先，從經濟學的角度來看待電力市場，分析了市場均衡及輸電費對供需平衡的影響；其次，分別建立了分層、松耦合和緊耦合三個階段的出清和定價的數學模型，并闡述了節點電價結算的合理性；最后，通過IEEE算例仿真對比三個階段的出清與定價結果，驗證了緊耦合出清最能實現社會福利最大化，以及所提定價方式的有效性。本文所提的基于靈敏度的省間電力市場出清及定價方式為未來我國省間電力市場的建設提供了一定的參考價值。

1 輸電費對電力市場的影響

為貫徹落實文件《關于推進價格機制改革的若干意見》（中發〔2015〕28號）[20]中輸配電價的改革原則，目前我國主要采用“準許成本+合理收益”的方式對輸配電價進行核定，以保證輸配電價定價的規范性、公平性和合理性。

1.1 我國輸配電價機制

我國輸電線路可分為三類，如圖1所示，包括跨區輸電線路、區域內跨省輸電線路及省內輸電線路。

（1）跨區輸電線路，如華北區域的山西省與華東區域的江蘇省之間的跨區聯絡線。跨區輸電促進全國范圍的資源優化配置，服務于國家重大能源戰略，例如西電東送。跨區輸電線路通常為特高壓直流線路，定價方式采用單一電量電價制（一線一價制），即按每條輸電線路的輸電量單獨收取輸電費[21]。

（2）區域內跨省輸電線路，如華東區域內的江蘇省與浙江省之間的跨省聯絡線。區域電網的功能是保障省級電網的安全運行，并促進區域內省份間電力互濟。區域內跨省輸電線路通常為特高壓交流線路，輸電費用包括容量電費和電量電費[22]，其中容量電費按照受益付費原則向區域內各省級電網公司收取，并納入省級電網的準許收入。電量電費按照區域電網傳輸電量乘以區域電網輸電價格計算。

圖1 輸電線路示意圖

（3）省內輸電線路。省級電網為省內用戶提供安全可靠的輸配電服務。省級電網的輸配電價隨電壓等級而有所不同，電壓等級越高，輸配電價越低。同時，不同類別用戶的輸配電價不同，通常大工業用電采用兩部制電價，一般工商業及其他用電采用單一制電價[23]，其中兩部制電價中包括與用戶最大需求量或變壓器最大容量相關的容量電價和與用戶實際用電量相關的電量電價。

1.2 輸電費對供需平衡的影響機理

由上述三類輸配電價機制可知，輸電費包括容量電費和電量電費，而容量電費為固定值，不影響市場出清，因此本文在出清模型與定價模型的構建中不考慮容量電費。為敘述方便，后文中所述的輸電費和輸電價格均指代電量電費和電量電價。進一步，根據輸電費的計算方式不同，我國三類輸電線路的輸電費可劃分為兩種：①基于負荷用電量收取，如省內輸電費用；②基于輸電線路實際潮流收取，如跨區輸電費用、區域內跨省輸電費用。輸電費的引入會影響市場供需平衡，下面分別分析上述兩種輸電費收取方式的影響。為簡化分析，暫不考慮線路阻塞的影響。

1.2.1 基于負荷用電量收取

省內輸電費按負荷用電量收取，輸電費對供需平衡的影響如圖2所示。由于我國的輸電費向負荷側收取，在市場出清中等價于將負荷需求曲線向下平移，平移量為省內輸電價格。平移后的負荷需求曲線與發電供給曲線的交點為市場均衡點，該點對應的電量為成交電量，對應的價格為發電側價格，負荷側價格需要在發電側價格的基礎上疊加省內輸電價格。

圖2 基于負荷用電量收取的輸電費對供需平衡的影響

1.2.2 基于輸電線路實際潮流收取

對于跨區直流輸電線路而言，通常其潮流方向固定由送端流向受端，線路潮流等于損耗系數乘以送端送出電量（或受端負荷需求電量），因此跨區直流輸電線路的輸電費按照基于輸電線路實際潮流收取的方式等價于基于負荷用電量收取的方式。略有不同的是，計及損耗系數時負荷需求曲線的平移量相對增加。

對于區域內跨省交流輸電線路而言，由于交流線路潮流是由所有發電或用電主體共同決定的，在電力市場出清中，為便于計算，線路潮流通常采用直流潮流模型來表示，即

圖3 區域內跨省交流線路輸電費對供需平衡的影響

綜上所述，不同的輸電費收取方式對市場均衡的影響機理不同，需要在實際市場出清過程中予以考慮。尤其在我國統一電力市場建設過程中，必然涉及跨區、跨省及省內輸電，一方面需要考慮省間- 省內市場的耦合關系，另一方面還需要構建面向不同輸電費收取方式的出清模型與定價機制。

2 統一電力市場演進下出清與定價模型

我國電力資源在空間上分配不均，需要通過跨區跨省電力輸送來實現全國范圍內資源的優化配置，并在全國統一電力市場框架下，完善跨省電力市場交易體系[24]。其中，省間電力市場的定位是促進電力資源合理分配和新能源的消納，省內電力市場的定位是保障省內供需平衡和電力的可靠供應。省間市場與省內市場的協調至關重要，需要在交易時序、安全校核等方面做好銜接，從而實現社會福利最大化的目標。隨著全國統一電力市場演進過程的不斷推進，跨省電力市場將經歷省間-省內分層出清、松耦合出清和緊耦合出清三個階段[7]。

2.1 分層出清階段

我國電力市場目前尚處于初步建立的階段，市場發展尚未成熟，目前省間-省內主要采用較為簡便的分層出清模式。圖4中展示了分層出清階段省間-省內市場的出清與定價流程，在分層出清階段，省間和省內市場的開展在時間上存在先后順序，省間電力市場優先出清，并將出清結果作為省內電力市場運營的邊界條件，進而開展省內電力市場出清。

圖4 分層階段省間-省內市場出清模型與定價模型

在市場初期，為減小出清計算負擔，只有部分市場主體可以參與省間市場[25]，省間市場分層階段的出清模型可參見文獻[8]。在省間市場出清結束后，未中標或部分未中標的市場主體可修改報價曲線再次參與到本省的省內電力市場。在定價機制方面，為保障省間-省內市場銜接的可靠性和公平性，省間-省內市場的最終出清價格由省間出清電價與省內出清電價“耦合加權”獲得[7]。上述省間-省內市場分層出清雖然不能最大化利用全國范圍內的電力資源，但其交易體系和出清方式易于實行，能夠滿足全國統一電力市場建設初期時跨省電力交易需求。

2.2 松耦合出清階段

在市場中期階段，市場機制相對完善，優化出清技術得到了一定的提高，可以支持較大規模及較為復雜的出清計算，此時省間-省內電力市場可以逐步從分層出清階段轉向松耦合出清階段，省間市場與省內市場逐步耦合，有效提高電力資源利用率。

在松耦合出清階段，省間-省內市場出清模型是一個雙層優化模型，省間市場與省內市場的出清結果會相互影響。首先，省間市場在固定跨區聯絡線購電功率的條件下進行優化出清，出清后得到各條跨區聯絡線對應的購電價格；然后，將跨區聯絡線在受端的落點視為報價固定的虛擬發電機，進行省內市場出清，優化求解出各條跨區聯絡線對應的購電功率；最后，購電功率的調整又反過來影響省間市場出清，從而形成省間-省內的迭代優化出清。在此過程中，各層優化結果交互迭代，上層省間市場和下層省內市場通過不斷傳遞跨區聯絡線的購電價格和購電功率需求，從而實現迭代優化求解。同時，輸電費的收取方式包括：基于負荷用電量收取的省內輸電費、基于輸電線路實際潮流收取的跨區輸電費與區域內跨省輸電費。值得說明的是，本文所構建的上層省間市場模型和下層省內市場模型中的跨區輸電線路指送-受端區域間的輸電線路，強調了送-受端跨區輸電在上、下層模型之間的耦合作用，暫未考慮多個送端區域間或多個受端區域間的跨區輸電線路。

2.2.1 省間-省內市場松耦合出清模型

1）省間市場——上層模型

上層省間市場模型的目標為固定跨區聯絡線傳輸功率下最大化送端省份社會福利。

約束式（3）描述了送端市場主體本身的約束，包括機組與負荷中標量上/下限約束、機組爬坡約束；約束式（4）描述了送端系統運行約束，包括電力平衡約束、送端線路潮流約束。

2）省內市場——下層模型

下層省內市場的目標為固定跨區聯絡線在受端落點的購電價格下最大化受端省份社會福利。

約束式（7）描述了受端市場主體本身的約束，包括機組與負荷中標量上/下限約束、機組爬坡約束；約束式（8）描述了受端系統運行約束，包括電力平衡約束、受端線路潮流約束；約束式（9）描述了跨區直流聯絡線傳輸功率上/下限約束、傳輸功率爬坡約束。

為消除目標函數式（2）、式（6）中絕對值項導致的非線性，引入輔助變量和約束將目標函數線性化[26]。

輔助變量為

輔助約束為

上層省間市場模型可轉換為

下層省內市場模型可轉換為

將松耦合出清模型的目標函數和約束條件展開，可獲得具體的松耦合出清模型見附錄。

2.2.2 省間-省內市場松耦合出清下的定價模型

1）省間市場定價模型

在上述雙層出清模型求解完成后，分別對上層省間市場與下層省內市場進行定價。對于上層省間市場，固定送端負荷中標量和跨區聯絡線傳輸功率，最小化送端發電、輸電成本之和，有

發電機采用節點電價定價為

送端負荷定價在發電機節點電價的基礎上疊加所在省份的省內輸電價格，有

2）省內市場定價模型

下層省內市場定價模型為：固定受端負荷中標量和跨區聯絡線傳輸功率，最小化受端發電、輸電成本之和，有

發電機采用節點電價定價為

受端負荷定價在發電機節點電價的基礎上疊加所在省份的省內輸電價格，有

將上述松耦合出清下定價模型的目標函數和約束條件展開，可獲得具體的定價模型見附錄。

2.2.3 雙層模型求解流程

松耦合階段的省間-省內市場出清與定價模型采用上下層迭代的方式求解，求解流程如圖5所示。首先，設置初始送-受端跨區聯絡線傳輸功率，依次求解上層省間出清模型和定價模型，其中，式（18）中跨區聯絡線在送端的落點對應的節點電價即為省間購電價格λ,t；其次，將所得省間購電價格代入下層省內出清模型，優化求解得到送-受端跨區聯絡線傳輸功率q,t并代入上層模型；然后，上、下層模型通過傳遞省間購電價格λ,t和送-受端跨區聯絡線傳輸功率q,t并迭代求解，以當前結果與上一次迭代結果偏差值小于設定值時作為收斂判據，獲得出清計算的結果；最后，基于出清結果，固定送-受端跨區聯絡線傳輸功率q,t和送、受端負荷中標量，完成定價模型求解與計算。

圖5 松耦合階段省間-省內市場出清模型與定價模型

2.3 緊耦合出清階段

隨著電力市場的不斷發展建設，優化出清技術和調度水平不斷提升，電力市場已經發展成熟，并具備大規模出清計算的能力，此時省間-省內電力市場可以逐步從松耦合出清階段轉向緊耦合出清階段，省間市場與省內市場完全耦合，進一步提升電力資源利用率。緊耦合階段省間-省內市場出清模型與定價模型如圖6所示，所有省份的市場主體將報價信息統一申報至全國交易平臺，并由全國交易中心統一進行市場出清和定價。

2.3.1 緊耦合出清模型

緊耦合出清模型采用統一出清的形式，送端、受端市場主體同時參與到市場出清中，故略去上標se和re，其變量含義與松耦合出清模型一致。緊耦合出清模型的目標函數為最大化所有省份的社會福利之和，有

圖6 緊耦合階段省間-省內市場出清模型與定價模型

式中，約束式（24）為市場主體約束，包含約束式（3）和約束式（7）；約束式（25）為系統運行約束，包含約束式（4）和約束式（8）；約束式（26）為跨區直流聯絡線約束；約束式（27）為輔助約束。

2.3.2 緊耦合定價模型

緊耦合階段的定價模型為：固定負荷中標量，最小化發電與輸電成本之和，有

發電機采用節點電價定價為

式中，為約束式（25）的對偶變量向量；ω,t為約束式（27）的對偶變量。

負荷定價在發電機節點電價的基礎上疊加所在省份的省內輸電價格，有

2.4 定價合理性

本文所提模型兼顧了跨區直流聯絡線、區域內跨省交流聯絡線、省內交流輸電線輸電費的收取方式，所得節點電價形式多了一項有關輸電費的輔助約束價格分量，但仍具備傳統節點電價的性質。

（1）激勵相容。松耦合和緊耦合出清模型在去絕對值處理之后轉變為凸優化問題，所得節點電價仍舊滿足激勵相容原理[27]，即個體用戶追求個人利益的行為與整個市場實現社會福利最大化的目標一致，能夠有效激勵市場主體申報真實價格，減少市場投機行為。

（2）非歧視性。本文節點電價形式的拉格朗日乘子對應于公有約束，反映了公有資源的影子價格，表示了公有資源的稀缺程度。各個市場主體對公有資源的使用收費采用統一的收費標準，因此本文節點電價形式具有非歧視性[28]。

（3）市場盈余非負。

松耦合和緊耦合出清模型中的約束限值向量是非負的，保證了采用節點電價進行市場結算時的市場盈余非負[29]。

（4）釋放經濟信號。不同時段、不同節點的電價的差異反映了資源的稀缺程度，例如線路容量資源的稀缺會造成線路阻塞，導致同一時段阻塞線路兩端的節點電價不同，從而影響市場主體未來的行為，例如在電價低的節點新增負荷，在電價高的節點新增發電機，不僅能使市場主體本身獲利，還能夠適當緩解線路阻塞。此外，線路兩端節點電價的不同能夠引導輸電線路的建設，通過擴充輸電容量來消除線路阻塞。

3 算例分析

3.1 算例設置

算例系統設置如圖7所示，包含送端和受端2個區域共4個省份（2個送端省和2個受端省），送端A省、B省和受端D省均采用IEEE 39節點系統，受端C省采用IEEE 118節點系統。送、受端之間通過跨區直流聯絡線相連，其參數見表1。送、受端區域內各省份通過跨省交流聯絡線相連，其參數見表2。上述直流聯絡線考慮傳輸損耗，交流聯絡線暫不考慮傳輸損耗。送端A、B省的省內輸電價格分別為100元/(MW·h)和105元/(MW·h)，受端C、D省的省內輸電價格分別為150元/(MW·h)和140元/(MW·h)。負荷一天中報量最大值根據典型日負荷曲線的比例來申報，如圖8所示；其中受端C省節點18的負荷一天中的報價曲線如圖9所示。

圖7 算例系統示意圖

表1 跨區直流聯絡線參數

Tab.1 Parameters of cross-regional DC tie-lines

表2 區域內跨省交流聯絡線參數

Tab.2 Parameters of inter-provincial AC tie-lines

圖8 典型日負荷曲線

圖9 受端C省節點18的負荷一天中報價曲線

3.2 出清計算結果

無省間輸電與考慮省間輸電的分層出清、松耦合出清和緊耦合出清的結果見表3，其中階段“無”代表無省間輸電。通過對比可知，考慮省間輸電后，送端發電機中標量高于負荷中標量，受端負荷中標量高于發電機中標量，社會福利顯著提高。隨著市場的放開程度越高，送端發電機的中標量和受端負荷的中標量也逐漸增加，這是由于省間市場促進了送端報價較低的發電機與受端報價較高的負荷的成交，更有效地提升了電力資源的利用效率。此外，省間市場的逐步放開會使得送、受端的結算電價越來越接近，即送端電價升高，受端電價降低，從而導致送端負荷中標量與受端發電機中標量下降。

表3 不同出清階段下電力市場出清結果

Tab.3 Clearing results of the electricity market under different market clearing stages

各階段跨區直流聯絡線的出清結果見表4。從表4中可以看出，隨著電力市場的逐步放開，跨區直流聯絡線的傳輸電量逐漸增加。分層出清階段省間市場的參與主體較少，所以省間交易量較少；松耦合出清階段受省間-省內交互迭代次數限制，省間購電量并不一定能夠取得最優解；緊耦合出清階段能夠獲得全局最優解，因此該階段能夠實現社會福利最大化。

表4 各階段跨區直流聯絡線出清結果

Tab.4 Clearing results of inter-regional DC tie-lines

（續）

進一步，分析緊耦合出清階段省間聯絡線傳輸功率情況。圖10展示了緊耦合出清階段跨區直流聯絡線輸電功率，從圖中可以看出，直流聯絡線1和3一直處于滿送狀態，而直流聯絡線2的輸送功率較低，且為邊際聯絡線。這是由于直流聯絡線2的傳輸損耗系數與輸電價格都較高，省間出清將會優先選擇傳輸損耗系數與輸電價格較低的聯絡線。圖11展示了緊耦合出清階段受端跨省交流聯絡線傳輸功率，其中交流聯絡線功率大部分是由D省流向C省（聯絡線功率負值所示方向），只有聯絡線5的功率在時段8～21略大于0，這是因為C省負荷報價高于D省負荷報價，部分C省發電機中標電量會傳輸到D省。

圖10 緊耦合出清階段跨區直流聯絡線輸電功率

圖11 緊耦合出清階段受端區域內跨省交流聯絡線功率

3.3 定價計算結果

市場出清后采用定價模型進行定價結算，其中分層出清階段的出清電價由省間出清電價與省內出清電價耦合加權獲得，本文采取的耦合加權比例為省間負荷中標量與省內負荷中標量之比。各出清階段的結算結果見表5。其中，只有緊耦合出清階段的資金是完全平衡的，即負荷費用減去發電機成本、輸電費用和阻塞費用為0，分層出清階段與松耦合出清階段的定價結算分別存在2 801 963元與2 051 259元的不平衡資金。分層出清階段產生不平衡資金是因為定價采取了省間-省內出清電價耦合加權的方式，松耦合出清階段產生不平衡資金是因為跨區聯絡線輸電功率在迭代過程中并不一定能夠取得最優解，送、受端仍然存在價差。在本算例中，分層階段與松耦合階段的不平衡資金占受端負荷費用的4.0%和2.4%，結算完成后可根據相關規則返還（如按中標比例返還）。

表5 各階段結算結果

Tab.5 The settlement results of each stage（單位：元）

此外，從分層出清到松耦合出清、再到緊耦合出清，雖然送端負荷中標量逐漸減少，但送端負荷費用逐漸增加，這是因為隨著市場逐步發展成熟，送、受端價差逐漸減小，送端節點電價相應增長所導致的。

圖12 受端區域內C省和D省的節點電價

3.4 輸電費影響分析

本小節進一步分析緊耦合出清階段輸電費對市場出清結果的影響。值得說明的是，無論是否考慮輸電費，緊耦合階段的節點電價定價方式始終能保證資金平衡。

3.4.1 跨區直流聯絡線輸電費對出清和定價的影響

假設3條跨區直流聯絡線的輸電價格相同，觀察隨著該輸電價格的變化，跨區輸電量與社會福利的變化情況，具體結果如圖13所示。由圖13中結果可知，隨著跨區直流聯絡線輸電價格的增加，跨區省間輸電量和社會福利都隨之減小，輸電價格增加阻礙了送端發電機與受端負荷的成交量。圖14展示了跨區輸電價格對送、受端區域平均節點電價的影響，隨著跨區直流聯絡線輸電價格的增加，受端平均電價增加，而送端平均電價降低。這是由于跨區輸電量減小導致受端負荷的中標量和送端發電機的中標量減小，進而影響了電價。并且，相比于受端，送端平均電價的變化幅度小于送端，這是因為受端負荷主體對電價的波動更為敏感，較小的電價降低能夠對應較大的負荷成交增量。

圖13 跨區輸電價格對跨區輸電量和社會福利的影響

圖14 跨區輸電價格對平均節點電價的影響

3.4.2 區域內跨省交流聯絡線輸電費對出清和定價的影響

假設受端3條區域內跨省交流聯絡線的輸電價格相同，觀察隨著該輸電價格的變化，區域內跨省輸電量絕對值與社會福利的變化情況，具體結果如圖15所示。由圖15可知，隨著區域內跨省交流聯絡線輸電價格的增加，區域內跨省輸電量絕對值與社會福利都將減小，輸電價格的增加阻礙了區域內跨省電力交換。

圖15 區域內跨省輸電價格對輸電量和社會福利的影響

進一步，給定區域內跨省交流聯絡線不同的輸電價格，受端區域在第11 h的節點電價如圖16所示，此時忽略受端區域及省內線路的阻塞。從圖16中可以看出，當區域內跨省交流聯絡線輸電價格為0時，各節點間電價相同，隨著輸電價格的增加，各節點之間的電價差異越來越明顯，表明式（29）中的輔助約束價格分量對電價的影響越來越大。

圖16 區域內跨省輸電價格對受端節點電價的影響

3.4.3 省內輸電費對出清和定價的影響

假設送、受端省內輸電價格均下降10元/(MW·h)，社會福利增加1 782 168元，送端發電機、負荷的中標量分別增加456 MW·h和481 MW·h，受端發電機、負荷的中標量分別增加3 804 MW·h和3 781 MW·h。若省內輸電費用按照原本的輸電價格計算，該費用增加了617 537元。由此可以看出，省內輸電價格下降后，送、受端發電機和負荷中標量均增加，而且社會福利的增加量大于省級電網輸電費用的增加量。

省內輸電價格下降10元/(MW·h)后，受端發電機平均節點電價由497.6元/(MW·h)增加至504.6元/ (MW·h)，送端發電機平均節點電價由390.8元/(MW·h)增加至396.0元/(MW·h)，這是因為電力成交量增加，機組邊際價格增加。

4 結論

本文基于我國電力市場演變進程的分層、松耦合、緊耦合三個階段，構建了考慮多種形式輸電費的省間-省內市場出清模型與定價模型，并通過算例仿真驗證了跨省輸電能促進資源優化配置，以及緊耦合階段的出清最能夠實現社會福利最大化。并且，本文所提的節點電價定價方式具有激勵相容、非歧視性等良好性質，在緊耦合階段的定價模型中實現了資金平衡。

此外，本文從經濟學的角度出發分析了輸電費對電力市場出清的影響，并在算例中驗證了輸電價格的增加會導致成交電量減小、社會福利下降。按照輸電線路實際潮流征收的輸電費會導致各節點的電價差異，潮流因子與對該線路潮流方向相同的會降低該節點的電價，反之亦然。

1. 松耦合階段的具體出清模型

1）上層省間市場出清模型

目標函數為

約束條件為

（1）送端發電機、負荷中標量約束

（2）送端發電機爬坡約束

（3）電力平衡約束

（4）送端跨省、省內交流線路潮流約束

（5）輔助約束

目標函數（A1）對應于式（15），約束式（A2）和式（A3）對應于式（3），約束式（A4）和式（A5）對應于式（4），約束式（A6）對應于式（13）。

2）下層省內市場出清模型

目標函數為

約束條件為

（1）受端發電機、負荷中標量約束

（2）受端發電機爬坡約束

（3）電力平衡約束

式中，ξ為跨區直流聯絡線的傳輸損耗系數。

（4）受端跨省、省內交流線路潮流約束

（5）跨區直流聯絡線傳輸功率約束

（6）跨區直流聯絡線傳輸功率爬坡約束

（7）輔助約束

目標函數（A7）對應于式（16），約束式（A8）和式（A9）對應于式（7），約束式（A10）和式（A11）對應于式（8），約束式（A12）和式（A13）對應于式（9），約束式（A14）對應于式（14）。

2. 松耦合階段的具體定價模型

1）上層省間市場定價模型

固定送端負荷中標量和跨區直流聯絡線傳輸功率，目標函數為

約束條件為：式（A2）～式（A6）。

發電機在節點的電價為

送端負荷定價在發電機節點電價的基礎上疊加所在省份的省內輸電價格，即

2）下層省內市場定價模型

固定受端負荷中標量和跨區聯絡線傳輸功率，目標函數為

約束條件為：式（A8）～式（A11）、式（A14）。

發電機在節點的電價為

受端負荷定價在發電機節點電價的基礎上疊加上所在省份的省內輸電價格，即

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Inter- and Intra-Provincial Electricity Market Clearing and Pricing Model under the Evolution of National Unified Electricity Market

Chen Yi1,2Wang Han1,2Yan Zheng1,2Feng Kai3Liu Zijie3

（1. Key Laboratory of Power Transmission and Conversion of Ministry of Education Shanghai Jiao Tong University Shanghai 200240 China 2. Shanghai Non-carbon Energy Conversion and Utilization Institute Shanghai Jiao Tong University Shanghai 200240 China 3. China Electric Power Research Institute Nanjing 210037 China）

At present, China's inter- and intra-provincial market system is still in its infancy, and market mechanisms, operation methods and clearing models are yet to be explored. The commonly used modeling approaches in the existing literature include path-based and sensitivity-based optimal clearing approaches. The path-based approach increases the dimensionality of decision variables in the high-low matching discounting process, resulting in a large model size. And, the sensitivity-based approach adopts an integrated clearing method but does not provide an applicable pricing mechanism. To address these issues, this paper constructs a sensitivity-based inter- and intra-provincial electricity market clearing model that considers different ways of collecting transmission fees. Furthermore, the nonlinearity introduced by the transmission fees is linearized and the locational marginal price (LMP) method is used to solve the problem of unclear pricing of the sensitivity-based model.

China's transmission lines include inter-regional transmission lines, intra-regional inter-provincial transmission lines and intra-provincial transmission lines. Their transmission pricing mechanisms are introduced and their impact on the supply and demand balance in the electricity market are analyzed. As the evolution of the national unified electricity market, the inter- and intra-provincial electricity market will go through three stages of bi-level stage, loosely-coupled stage and tightly-coupled stage. The degree of coupling between inter-provincial and intra-provincial markets varies at different stages, with the lowest degree of coupling at the bi-level stage and the highest degree of coupling at the tightly-coupled stage. The clearing model and the pricing model were constructed for the three stages. And the proposed pricing mechanism derives the price for each node adopting the LMP method, which has good characteristics such as incentive compatibility and non-discrimination.

To verify the effectiveness of the proposed clearing model and pricing model, simulations were conducted in the IEEE 39-bus and 118-bus systems. The clearing results show that the social welfare in the bi-level stage, loosely-coupled stage, and tightly-coupled stage is 27 028 061 ￥, 30 543 641 ￥, and 31 874 432 ￥, respectively. Also, the transmission power of cross-regional tie-lines is the highest in the tightly-coupled stage indicating high utilization of the cross-regional tie-lines. Besides, the pricing results show that the imbalance funds in the bi-level stage, loosely-coupled stage, and tightly-coupled stage are 2 801 963 ￥, 2 051 259 ￥, and 0 ￥, respectively. And, the price at each node is different due to the transmission fees of intra-regional inter-provincial AC tie-lines. Further, the impact of transmission fees on clearing results and pricing results was analyzed. As the transmission price of inter-regional transmission lines increases, both the transmission volume and social welfare decrease, and the average price in the receiving provinces increases while the average price in the sending provinces decreases. As the transmission price of intra-regional inter-provincial transmission lines increases, the difference in electricity prices between the nodes becomes more pronounced. Assuming that the intra-provincial transmission price in both the sending and receiving provinces decreases by 10 ￥/(MW·h), the bids for generators and loads in the sending provinces increase by 456 MW·h and 481 MW·h, respectively, while the bids for generators and loads in the receiving provinces increase by 3 804 MW·h and 3 781 MW·h, respectively.

The following conclusions can be drawn from the simulation analysis: (1) Inter-provincial transmission can increase social welfare and promote optimal resource allocation. And the tightly-coupled stage clearing is best able to maximise social welfare. (2) The proposed pricing mechanism remains applicable when considering multiple transmission fees and has the advantages of LMP. And the pricing mechanism provides a reasonable pricing methodology for sensitivity-based clearing models. (3) Transmission fees charged according to the actual power flow of transmission lines result in a differential price at each node. The sensitivity of the node to the line in the same direction as the power flow will result in a lower price for the node,and vice versa.

Inter- and intra-provincial electricity market, transmission fee, clearing model, pricing model, loosely-coupled stage

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.230066

TM732

國家電網有限公司科技項目資助（5108-202217033A-1-1-ZN）。

2023-01-17

2023-03-28

陳 熠 男，1999年生，碩士研究生，研究方向為電力市場優化調度。E-mail：cy--07@sjtu.edu.cn

王 晗 男，1993年生，博士后，研究方向為電力系統不確定性分析、電力系統概率潮流計算。E-mail：wanghan9894@sjtu.edu.cn（通信作者）

（編輯 赫 蕾）