跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易的實踐和思考

孫大雁，關 立，黃國棟，羅治強，胡晨旭，常 江

（1. 國家電網有限公司國家電力調度控制中心，北京市 100031；2. 中國電力科學研究院有限公司，北京市 100192；3. 電力調度自動化技術研究與系統(tǒng)評價北京市重點實驗室（中國電力科學研究院有限公司），北京市 100192）

0 引言

2015 年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》［1］及其配套文件的發(fā)布，標志著新一輪電力市場改革拉開序幕。隨著“雙碳”目標的提出，未來新能源將逐步成為裝機和電量主體，高比例新能源出力的隨機性和波動性給電力供需平衡帶來巨大挑戰(zhàn)，新能源棄電和電力供應不足現(xiàn)象反復交織將成為常態(tài)，必須加快建立和完善適應新能源發(fā)展和消納的市場機制，發(fā)揮源網荷儲各類資源調節(jié)能力，充分利用大電網資源配置平臺優(yōu)勢，促進新能源大范圍優(yōu)化配置。

目前，國內外關于可再生能源跨區(qū)域消納的市場化機制研究較多。國外電力市場起步較早，以北歐［2-10］、美國［11-19］、英國［20-24］為代表的典型電力市場發(fā)展較為成熟。其中，北歐通過跨國互聯(lián)市場、財政激勵、綠證市場、碳排放交易等方式共同促進可再生能源發(fā)展和消納。美國各區(qū)域市場也在不斷探索區(qū)域間的市場化協(xié)調機制，采取現(xiàn)貨偏差結算、綠證市場、配額制、稅收抵扣等方式提升可再生能源利用水平。當前，國內促進可再生能源消納的電力市場相關研究多為理論機制設計［25-28］，符合國內實際情況的跨區(qū)域現(xiàn)貨市場應用較少。文獻［29-32］提出了可再生能源跨區(qū)域電力現(xiàn)貨交易，但缺乏長周期的運行總結和分析。

2016 年，全國棄水電量50 TW·h，棄風電量49.7 TW·h，棄風率達17.2%，棄光電量7.4 TW·h，棄光率達10.3%［33］，“三棄”（棄風、棄光、棄水）問題十分嚴重。為緩解“三棄”問題，充分利用跨區(qū)域省間通道富余的輸電能力，借鑒國內外可再生能源市場化消納機制，國家電網有限公司根據《國家能源局關于同意印發(fā)〈跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易試點規(guī)則（試行）〉的復函》要求，于2017 年8 月18 日正式啟動跨區(qū)域省間富余可再生能源電力現(xiàn)貨交易（以下簡稱“跨區(qū)現(xiàn)貨交易”）。4 年多以來，市場運行平穩(wěn)、成效顯著，為減少“三棄”電量作出了重要貢獻，為省間現(xiàn)貨市場建設奠定了堅定基礎。2021 年上半年，全國水能利用率上升至98.43%，風電平均利用率達96.4%，光伏平均利用率達97.9%［34］。

為充分借鑒已有的實踐經驗，指引下一步省間電力現(xiàn)貨市場的建設和技術研究，保障電力體制改革的貫徹實施，本文對長周期結算運行的跨區(qū)現(xiàn)貨交易成效進行了全面總結和思考。對跨區(qū)現(xiàn)貨交易機制進行了概述，并總結和評估了4 年以來的運行情況，結合國內“雙碳”建設目標和電力供需形勢，分析當前跨區(qū)現(xiàn)貨交易的局限性，提出了對省間電力現(xiàn)貨市場建設的相關思考和建議。

1 跨區(qū)現(xiàn)貨交易機制設計

1.1 市場框架

跨區(qū)現(xiàn)貨交易是由國家電力調度控制中心（簡稱“國調”）在國家電網有限公司經營區(qū)域內通過跨區(qū)域輸電通道，組織買方（含電網企業(yè)、電力用戶和售電企業(yè)）與賣方（水電、風電、光伏等可再生能源發(fā)電企業(yè)）開展的電力現(xiàn)貨交易?？鐓^(qū)現(xiàn)貨交易包括日前、日內市場，市場框架如圖1 所示。

圖1 跨區(qū)現(xiàn)貨交易框圖Fig.1 Block diagram of trans-regional electricity spot trading

1.1.1 交易標的

跨區(qū)現(xiàn)貨市場的交易標的為送端可再生能源發(fā)電的富余電力，即落實各類中長期外送計劃和交易后，若送端省發(fā)電側、負荷側調節(jié)資源已經全部用盡，仍有富余可再生能源電力時，則組織開展跨區(qū)現(xiàn)貨交易。

1.1.2 市場主體

1）賣方主體為水電、風電和光伏等可再生能源發(fā)電企業(yè)；

2）買方主體為省級電網企業(yè)，逐步引入電力用戶、售電公司（初期電網企業(yè)代理）參與；

3）輸電主體為國家電網有限公司（包括總部、分部）和各省級電網企業(yè)。

1.1.3 職責分工

1）國調負責按市場規(guī)則開展跨區(qū)現(xiàn)貨交易組織和出清，向電力交易機構提供交易結果、執(zhí)行情況等跨區(qū)現(xiàn)貨交易結算所需信息；

2）送端省級電力調度機構（簡稱“省調”）負責組織省內發(fā)電企業(yè)申報、匯總和上報，以及安全校核和結果執(zhí)行；

3）受端省調負責省內購電的申報、安全校核和結果執(zhí)行；

4）區(qū)域電力調度機構（簡稱“網調”）負責區(qū)域安全校核；

5）電力交易機構負責市場交易主體的注冊和結算等相關工作。

1.1.4 市場出清

1）交易申報。買賣雙方自主自愿參與，按時段申報“電力-電價”曲線（15 min 為一個時段）。

2）出清機制。基于交易路徑的網損和輸電費，考慮多級聯(lián)通道動態(tài)可用輸電容量、電力平衡、爬坡等約束，按照買賣雙方高低價差匹配的方式進行集中競價出清。

3）價格機制。采用系統(tǒng)邊際電價，取每個送端省份最后一筆成交電量買賣雙方報價的平均值作為系統(tǒng)邊際電價，該省成交電量按照邊際電價結算。

1.2 市場流程

日前跨區(qū)現(xiàn)貨交易按日組織，每個工作日組織次日96 個時段的現(xiàn)貨交易，主要包括信息公告、交易申報、集中競價、交易出清及發(fā)電計劃編制、交易信息發(fā)布等環(huán)節(jié)，具體流程如圖2 所示。

圖2 日前現(xiàn)貨市場流程圖Fig.2 Flow chart of day-ahead spot market

日內跨區(qū)現(xiàn)貨交易按5 個交易時段（00：15—08：00、08：15—12：00、12：15—16：00、16：15—20：00、20：15—24：00）組織，主要包括日內市場報價、信息公告和更新、交易申報、日內市場出清、網調計劃編制、省內發(fā)電計劃修改等環(huán)節(jié)，具體流程如圖3 所示。

圖3 日內現(xiàn)貨市場流程圖Fig.3 Flow chart of intraday spot market

1.3 市場銜接

在跨區(qū)現(xiàn)貨交易運行中，充分考慮了國情和市場建設基礎條件，提出了三級調度協(xié)同下省間、省內市場的協(xié)調機制。具體體現(xiàn)在以下幾個方面。

1）職責分工。國調、網調按照同一跨區(qū)現(xiàn)貨交易規(guī)則、同一電網模型和市場主體報價，組織開展跨區(qū)現(xiàn)貨交易，并按照調管范圍開展預計劃編制、斷面限額維護、市場結果校核等工作。網調負責組織區(qū)域內輔助服務市場和區(qū)域安全校核。省調負責省內現(xiàn)貨市場及省內輔助服務市場的組織運行。

2）時序配合及市場協(xié)同。主要包括中長期與現(xiàn)貨交易銜接、跨區(qū)交易與省內交易銜接。

（1）中長期與現(xiàn)貨交易銜接：計劃編制環(huán)節(jié)，國調、網調下發(fā)基于中長期交易的跨區(qū)跨省發(fā)輸電預計劃，作為省內預出清或預平衡的邊界，實現(xiàn)中長期與現(xiàn)貨交易的時序銜接；執(zhí)行環(huán)節(jié)，按照可再生能源跨區(qū)中長期交易、跨區(qū)日前現(xiàn)貨交易、跨區(qū)日內現(xiàn)貨交易的順序安排跨區(qū)通道計劃；偏差結算環(huán)節(jié)，減發(fā)、增發(fā)電量分別計入月度計劃，并進行月內滾動調整，跨區(qū)通道實際輸送電量和計劃電量的偏差納入中長期交易計劃滾動調整。

（2）跨區(qū)交易與省內交易銜接：省調將下發(fā)的聯(lián)絡線預計劃作為邊界進行省內預出清，確定跨區(qū)交易需求后，由國調、網調組織開展跨區(qū)現(xiàn)貨交易，實現(xiàn)省內與跨區(qū)的第1 次銜接；跨區(qū)現(xiàn)貨出清結果疊加中長期曲線作為省內正式出清的邊界，省內以此為邊界進行省內現(xiàn)貨市場和輔助服務市場出清，實現(xiàn)跨區(qū)與省內的第2 次銜接。

2 運行成效

從實際成交的電量、電價角度對跨區(qū)現(xiàn)貨交易的運行情況進行綜合分析。

2.1 市場范圍

市場主體不斷增多，市場范圍持續(xù)擴大。市場運行初期僅3 個送端省份、12 個受端省份和800 余家可再生能源企業(yè)參加，隨著市場成效逐步顯現(xiàn)，參與市場主體越來越多。截至目前，共有18 個受端省份、16 個送端省份超過2 300 家可再生能源企業(yè)參與。

4 年以來，累計成交電量超過23 TW·h（統(tǒng)計數據為2017 年8 月18 日—2021 年8 月17 日，下同），以市場化手段有效促進了電力資源的大范圍優(yōu)化配置。

2.2 可再生能源消納

跨區(qū)現(xiàn)貨交易成交的均為風電、光伏、水電等可再生能源，從實際成交來看，西北四?。ǜ拭C、寧夏、青海、新疆）和四川省為主要賣方，河南、浙江、上海、江蘇為主要買方。部分省份的年度（其中2017 年是從當年8 月18 日—12 月31 日，2021 年是從當年1 月1 日—8 月17 日，下同）成交電量統(tǒng)計見附錄A 表A1?？梢钥闯觯?/p>

1）西北新能源消納。以西北四省為例，4 年累計消納新能源17.6 TW·h，相當于節(jié)約標煤539 萬t，減少二氧化碳排放1 495 萬t。其中甘肅累計成交8.734 TW·h，提升新能源利用率6 個百分點；新疆累計成交5.203 TW·h，提升新能源利用率2.3 個百分點。

2）四川水電消納。4 年來累計消納水電3.171 TW·h，為完成四川“2020 年水能利用率達到95%”的目標作出了重要貢獻。

3）買方情況分析。以浙江省為例，累計成交電量3.165 TW·h，平均每年受入約800 GW·h 可再生能源電量，相當于2020 年全省風電發(fā)電量的22%。最大電力3 800 MW，在促進清潔能源消納的同時，也有效支撐了高峰電力的有序供應，為省內能源“雙控”、減少煤炭消耗發(fā)揮了重要作用。

2.3 成交電量分析

2.3.1 年度成交電量分析

從年度時間尺度來看，試點運行以來的歷年總成交電量如圖4 所示。可見，2018—2020 年3 個完整年度的總成交電量在逐年遞減。

圖4 年度成交電量Fig.4 Annual transaction power

成交電量下降的原因主要包括以下幾方面：

1）跨區(qū)中長期交易規(guī)模增加，現(xiàn)貨交易通道可用空間相對減少。以2020 年為例，跨區(qū)年度中長期交易電量同比增長27.8%，占通道可用輸電容量從2019 年的66.27%提高到76.20%?？鐓^(qū)現(xiàn)貨交易在中長期交易基礎上進行組織，2020 年跨區(qū)現(xiàn)貨通道可用容量相比2019 年整體下降30.83%。

2）隨著省內現(xiàn)貨市場、區(qū)域輔助服務、區(qū)域臨時調整機制的不斷完善，通過開展省內現(xiàn)貨市場、輔助服務市場、增加中長期交易外送等措施，充分挖掘省內、區(qū)域內的消納潛力［35-36］，省內新能源利用率從2019 年的91%提高到2020 年的95%。受上述因素影響，2020 年跨區(qū)現(xiàn)貨外送申報量為19.2 TW·h，同比下降17.22%。

3）2020 年受疫情影響，全社會用電量增長緩慢，西部地區(qū)用電量增速相對領先，華北、華東、華中（簡稱“三華”）地區(qū)用電量增加較少［37］，影響了購電意愿，買方申報量同比下降44.76%。

2021 年成交電量明顯提升，主要原因一是全社會用電量增加，華東、華中等地區(qū)購電意愿加強，2021 年購電申報量同比增長30%以上；二是西南地區(qū)隨著白鶴灘電廠投入運行，水電消納形勢嚴峻，水電成交量增加1.4 TW·h。

2.3.2 供需比變化

當前跨區(qū)現(xiàn)貨交易是典型的賣方主導市場，2017—2021 各年買方有效申報量分別是賣方有效申報量的1.6 倍、5.2 倍、3.6 倍、3.2 倍、8.0 倍，供需比（賣方有效申報量/買方有效申報量）遠小于1，故成交結果主要受賣方影響。

2.3.3 月度成交電量分析

從2018—2020 完整年的分月成交電量看，全年成交電量主要集中在2—5 月新能源大發(fā)期和7、8月水電大發(fā)期，占全年成交電量的60%以上。

2—5 月成交電量大主要是因為作為賣電主體的西北地區(qū)，春季是其新能源大發(fā)期，且區(qū)域內負荷水平較低，富余新能源多，春季申報量大。

2.3.4 時段成交電量分析

成交電量主要集中在10：00—17：00 光伏大發(fā)時段，占總成交電量的60%以上。由于賣方申報量決定了市場成交情況，而西北地區(qū)的可再生能源富余時段主要集中在白天光伏大發(fā)時段，所以整體上成交曲線趨勢與賣方申報電量分布保持一致，呈現(xiàn)“中間高、兩頭低”的形態(tài)。

2.4 成交價格分析

2.4.1 年度成交價格分析

年度送端成交均價為139.5 元/（MW·h），受端成交均價為272.3 元/（MW·h）。除2017 年成交均價（98.5 元/（MW·h））較低以外，從2018 年開始，年度送端成交均價基本在120～165 元/（MW·h）波動。

2.4.2 月度成交價格分析

從2018—2020 完整年的分月出清電價看，2020年價格波動較大，2018、2019 年價格相對穩(wěn)定。

2020 年呈現(xiàn)“量價齊跌、波動性大”的特點。由于成交電量較低，月度出清均價隨機性強，價格波動大。同時，2019 年12 月和2020 年1 月的市場成交價格維持在較高水平，受疫情影響，2020 年2 月以后買方購電量大幅下降，市場平均成交價整體下降明顯。

考慮到跨區(qū)輸電價格、最優(yōu)路徑等因素，市場成交價格受供需比、申報價格等多種因素影響。如圖5 所示，以2019 年為例，成交價格變化趨勢基本與供需比變化趨勢呈負相關狀態(tài)，市場價格變化能有效反映供需比的變化。7 月雖然供需比增加，但由于申報價格明顯提升，故成交價格也有所提升；10 月供需比略有下降，但由于申報價格下降較多，故成交價格也有所降低。

圖5 2019 年分月成交價Fig.5 Monthly transaction price in 2019

2.4.3 日成交價格分析

從日成交來看，跨區(qū)現(xiàn)貨交易成交價格更好地反映了市場供需形勢。2021 年初寒潮期間，由于全國供需緊張，成交均價達261 元/（MW·h）（1 月16 日），高于全年均價（165 元/（MW·h））。2021 年7 月迎峰度夏期間，重慶地區(qū)部分水電廠成交價格多日超300 元/（MW·h），最高達337 元/（MW·h），遠超電廠中長期臨時預掛牌外送交易均價。2021年10 月以來，全國大范圍供需緊張，11 月25 日日前、日內市場均價均超過400 元/（MW·h）。

在促進清潔能源消納方面，以四川省為例，2021 年6 月6 日開始全網水電日均發(fā)電量比預期增加約50 GW·h。國調積極組織跨區(qū)現(xiàn)貨交易，6 月9 日，四川低谷時段（00：15—08：00、23：15—24：00）申報跨區(qū)日前現(xiàn)貨電量9.17 GW·h，全部成交，送端成交均價為217 元/（MW·h）。6 月10 日，四川水電發(fā)電量繼續(xù)增加，低谷時段申報日前跨區(qū)現(xiàn)貨電量55.61 GW·h，成交電量33.07 GW·h，成交率近60%，送端成交均價為128 元/（MW·h）。對比兩日成交情況，由于賣方均為四川水電，受端需求未出現(xiàn)明顯變動，6 月10 日申報量大幅增長，導致出清價格降低。在輸電通道仍有可用空間且送受端均有申報電力的情況下，6 月10 日由于申報量大且送受端價格不匹配，導致部分電力沒有成交。

3 市場運行綜合評估

跨區(qū)現(xiàn)貨交易中，交易電力為滿足省內電力電量平衡后的富余電力，不受用電負荷直接制約，故與常規(guī)電力現(xiàn)貨市場不同。發(fā)電主體涉及國調區(qū)域內2 000 多家可再生能源企業(yè)，其申報的量價信息匯總到交易節(jié)點（一般以省為交易節(jié)點，阻塞嚴重則分為多個節(jié)點），各交易節(jié)點基于跨區(qū)跨省交易路徑參與市場出清，因此，對交易節(jié)點進行相關評估分析更具有針對性。基于國內相關研究成果［38］和跨區(qū)現(xiàn)貨交易的特點，構建市場運行評估指標體系，將各項指標計算結果經專家打分，再通過模糊綜合評價方法對跨區(qū)現(xiàn)貨交易進行綜合評估。

3.1 市場運行評估指標

3.1.1 市場活躍度

參照赫芬達爾-赫希曼指數（HHI）指標計算方法，建立交易節(jié)點集中度和排名前3（Top-3）份額指標，分析評估各地區(qū)參與跨區(qū)市場的活躍程度和集中程度。計算公式如下：式中：H為交易節(jié)點的集中度；TTop-3為Top-3 份額指標；Sg為交易節(jié)點g的市場份額；N為交易節(jié)點總數；m3為Top-3 的交易節(jié)點份額。

3.1.2 市場報價行為評估指標

采用市場報價達限率和報價的波動性指標，評估交易節(jié)點的電價申報情況。計算公式如下：

式中：ηdx為交易節(jié)點報價達限率，由于跨區(qū)交易規(guī)則中并沒有規(guī)定報價上限，此處以各省燃煤標桿電價作為上限；Ndx為交易節(jié)點申報價格超過上限的次數；Nall為總申報次數；σbd為交易節(jié)點申報價格的波動性；i為報價序號；n為交易節(jié)點報價總數；Pi為第i個報價；Pstd為所有報價的標準差。

3.1.3 市場出清價格評估指標

采用市場出清價格達限率和出清價格的波動性指標來評估市場出清電價情況。計算公式如下：

式中：ηcldx為出清價格達限率；Ncldx為交易節(jié)點出清價格超過上限的次數；Ntotal為統(tǒng)計周期內交易節(jié)點成交總次數；σcl為出清價格的波動性；j為出清價格序號；m為出清價格總數；Pj為第j個出清價格；Pcl為所有出清價格的標準差。

3.1.4 市場運營效率評估指標

包括市場出清及時率和連續(xù)穩(wěn)定運行率，用來評估市場運營效率。計算公式如下：式中：θcl為統(tǒng)計周期內跨區(qū)現(xiàn)貨市場及時出清率；Ncl為及時出清次數；Nzcl為總出清次數；θlw為市場連續(xù)穩(wěn)定運行率；Tlw為跨區(qū)現(xiàn)貨市場不間斷運行時長；Tzlw為統(tǒng)計周期內跨區(qū)現(xiàn)貨市場總運行時長。

3.2 市場運行評估分析

3.2.1 指標計算

各計算指標見附錄A 表A2，從計算結果來看：

1）市場活躍度方面：2017 年以來，隨著市場主體不斷增多，市場范圍持續(xù)擴大，市場活躍度增強，集中度逐漸降低，2021 年市場更活躍。

2）市場報價行為方面：市場報價達限率維持在較低水平，體現(xiàn)了新能源的低邊際成本，以及跨區(qū)現(xiàn)貨交易的商品為富余電力。市場報價波動性強，且在2019 年以后維持較高水平，一方面是由于各省可再生能源價格機制不同導致報價波動性大；另一方面是由于市場主體的市場意識逐漸加強，且2019 年以來隨著區(qū)域、省級電力市場逐步運行，市場主體申報更靈活且更符合供需變化。

3）市場出清價格方面：市場出清價格達限率呈升高趨勢，除2020 年以外，價格波動性不大。市場出清價格達限率基本與供需比呈正相關，2021 年全網電力供應緊張，出清價格更加反映供需變化。再結合年度成交電量的價格分布，如附錄A 表A3 所示，從2017 年的0～150 元/（MW·h）價格段向2021年的50～200 元/（MW·h）價格段偏移，且中間價格交易呈現(xiàn)逐漸分散的特點。以上表明，經過市場初期的價格探索和買賣雙方博弈后，富余可再生能源跨省區(qū)分時電能價值逐漸被發(fā)現(xiàn)，市場成交價格反映了供需變化。

4）市場運營效率方面：市場的信息申報、系統(tǒng)出清運算等過程組織及時，市場運轉高效。自投入運行以來，跨區(qū)現(xiàn)貨交易一直保持日前、日內市場連續(xù)穩(wěn)定運行，執(zhí)行度高。

3.2.2 綜合評估

綜合評估結果見附錄A 表A4。各年度跨區(qū)現(xiàn)貨交易綜合評分呈上升趨勢，2021 年綜合評分為90.7 分，市場整體運行情況優(yōu)秀。自跨區(qū)現(xiàn)貨交易開展以來，市場運行平穩(wěn)，參與市場主體不斷增加，電能價值逐漸被發(fā)現(xiàn)，為減少“三棄”電量作出了積極貢獻。

但是市場集中度和Top-3 份額指標仍較高，市場范圍和參與主體還有待進一步擴展，同時隨著省級現(xiàn)貨市場和新能源市場化改革的推進，跨區(qū)現(xiàn)貨交易和省級現(xiàn)貨交易的銜接難度加大，市場主體在兩個市場的申報復雜性增強，給市場主體報價、跨區(qū)現(xiàn)貨運營帶來了新的挑戰(zhàn)。

4 跨區(qū)現(xiàn)貨交易建設的思考和建議

跨區(qū)現(xiàn)貨交易培養(yǎng)了市場主體的市場意識，積累了市場建設和運行經驗，有效促進了可再生能源在全國范圍的優(yōu)化配置，為實現(xiàn)中國能源低碳轉型貢獻了積極力量，構建了省間電力現(xiàn)貨市場體系雛形。但受規(guī)則、技術等原因限制，跨區(qū)現(xiàn)貨交易在市場范圍、市場主體、交易頻次等方面還存在局限性，需進一步完善市場交易體系，更大限度地發(fā)揮跨省跨區(qū)交易的作用。

4.1 面臨的形勢與存在的問題

未來新能源將成為裝機和電量主體，高比例新能源出力的隨機性和波動性對系統(tǒng)的電力電量平衡影響較大，電力有序供應、清潔能源消納的難度進一步增加，亟須利用市場化手段促進資源更大范圍優(yōu)化配置、提高跨省跨區(qū)電力余缺互濟能力。面對新的發(fā)展形勢，跨區(qū)現(xiàn)貨交易還存在以下不足：

1）市場主體和交易范圍有待進一步擴大。當前跨區(qū)現(xiàn)貨交易僅支持可再生能源企業(yè)參與，規(guī)模較為局限，僅緩解了局部地區(qū)的“三棄”問題，而且僅在國家電網有限公司調管范圍內的區(qū)域之間開展，暫不支持區(qū)域內的省間開展，資源配置效果有限。隨著國內電網和電源結構的快速發(fā)展和變化，全網電力電量平衡一體化特征愈發(fā)明顯［39］，通過全網電力余缺互濟才能更好地解決局部地區(qū)電力供需不平衡問題。近期，國家發(fā)改委印發(fā)的《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》［40］要求燃煤發(fā)電電量全部進入電力市場，跨省跨區(qū)交易為燃煤電量進入市場提供了可行途徑，同時還可平抑由可再生能源出力特性導致的較大發(fā)電波動，進一步釋放全網資源配置能力。

2）新能源參與市場的機制尚需進一步優(yōu)化。新能源波動性、隨機性明顯，預測精度受限，當前的跨區(qū)現(xiàn)貨交易日內市場是5 個時段的固定頻次，難以適應新能源出力的波動性，不利于新能源發(fā)電企業(yè)及時調整申報量價。

3）當前的電力送受端的購售角色轉換不夠靈活。跨區(qū)現(xiàn)貨交易中某一省份固定為單一購電或售電角色，但隨著新能源裝機占比不斷提升、新能源出力波動性較大、水電裝機大省豐枯轉換等，同一地區(qū)在不同季節(jié)甚至同一天內不同時段的購售電需求不同。在跨區(qū)現(xiàn)貨交易實踐中發(fā)現(xiàn)，如四川省在豐水期對外售電、枯水期則需要購電，青海省在早晚時段因光伏發(fā)電少而需要購電、在中午時段則對外售電，而目前在市場規(guī)則和技術支持系統(tǒng)上購售電角色轉換還不夠靈活，需要建立與之相適應的購售電靈活快速轉換機制。

4.2 下一步研究方向

針對當前面臨的形勢，后續(xù)需進一步擴大市場范圍和主體類型，完善交易機制，更好地促進省間省內市場銜接，增加交易頻次，利用市場化手段促進可再生能源的更大范圍消納。同時，隨著市場范圍和主體類型進一步擴大，市場機制進一步完善，交易模型構建、交易路徑搜索、市場出清等方面也將面臨新的問題和挑戰(zhàn)。

1）跨省跨區(qū)交易網絡模型構建技術。交易網絡是開展跨省跨區(qū)現(xiàn)貨交易的基礎［31］，隨著交易范圍的擴大和市場主體的擴展，有必要構建高準確性、高擴展性的跨省跨區(qū)交易網絡模型，為可用輸電能力計算、市場出清、結果回溯提供依據。網絡模型構建需考慮以下幾個方面：

（1）電網分區(qū)等值。跨省跨區(qū)交易網絡模型構建需要考慮跨省區(qū)交易以直流輸電系統(tǒng)為骨干的物理特性，分析電網拓撲結構和支路潮流分布狀態(tài)以識別省內關鍵交流斷面，結合電氣距離與分區(qū)節(jié)點聚類，實現(xiàn)電網分區(qū)等值。

（2）電力流和交易流統(tǒng)一?？刹捎没谕負浣Y構和直流運行特點的網絡模型構建方法，由交易節(jié)點和交易路徑共同構成省間交易網絡模型，實現(xiàn)電力流和交易流高度統(tǒng)一。在電力流模型中，需考慮輸電通道的可用輸電能力，計及級聯(lián)輸電通道網損和穿越分區(qū)網損，計算省間交易后輸電通道的可用輸電能力變化。在交易流模型中，需計及跨區(qū)通道、區(qū)域電網和省內電網輸電費用和網損，支持以買賣雙方輸電成本最小為原則的輸電通道分配策略。

2）跨省跨區(qū)現(xiàn)貨交易路徑快速搜索技術。通過構建省間交易網絡模型，建立了買方主體和賣方主體之間的聯(lián)系，可確定送受端主體間全部可能的交易路徑。但隨著網絡模型的節(jié)點和通道增加，買賣雙方可行交易路徑數量呈指數級上升，需要解決路徑的快速搜索問題。為加快路徑搜索，可基于交易網絡模型拓撲結構，采用輸電通道折疊和展開技術，利用深度搜索算法，形成交易路徑快速搜索策略。首先，將首末端節(jié)點相同的輸電通道進行合并；然后，將交易網絡模型分為跨區(qū)網絡和區(qū)域內省間網絡，形成雙層交易網絡模型。采用深度搜索算法，計算各層模型中節(jié)點間的可行路徑。通過動態(tài)組合各層模型的可行路徑，并將已合并輸電通道進行展開，可快速搜索網絡中任意節(jié)點間的可行路徑。

3）考慮復雜約束和大規(guī)模市場主體的優(yōu)化出清技術。實現(xiàn)考慮大規(guī)模交易組合的集中優(yōu)化出清可考慮以下幾個方面：

（1）采用基于經濟路徑識別和構建技術的出清算法，縮小可行解空間，提升出清計算速度。為解決購售電分時量價需求與買賣雙方間可選交易路徑的組合爆炸問題，可在任意節(jié)點間的可行路徑組合中，考慮輸電通道可交易方向和剩余可用容量等約束，計算各節(jié)點間的連通度，形成節(jié)點間最大可成交量的交易路徑組合。根據路徑中各輸電通道的輸電價格和網損計算路徑輸電成本。辨識各節(jié)點間輸電成本低的交易路徑，智能削減非經濟性求解空間，加快最優(yōu)交易組合搜索速度。

（2）考慮多種優(yōu)化算法的組合算法。隨著信息技術的快速發(fā)展，大數據、人工智能技術在電力系統(tǒng)中得到大量應用，基于云計算、分布式和大數據的底層技術能處理大量市場主體參與和大規(guī)模交易網絡帶來的多變量多約束問題，提升求解速度?；诳缡】鐓^(qū)現(xiàn)貨交易的特點，將傳統(tǒng)拉格朗日松弛法、混合整數法和智能優(yōu)化算法相結合，避免出現(xiàn)振蕩或奇異現(xiàn)象而陷入局部最優(yōu)，以提升收斂速度和求解精度。

（3）復雜網絡安全約束快速構建。傳統(tǒng)大電網安全約束模型一般等值到220 kV，由于發(fā)用兩側大量小機組和用戶進入市場，為保障計算精度，有必要將模型擴展到110 kV 或更低電壓等級，導致母線負荷中含有發(fā)電成分，同時安全約束條件的規(guī)模也急劇增加。因此，有必要優(yōu)化母線負荷預測方式，形成凈負荷才能開展安全分析，同時需要研究安全約束的快速構建策略，加快市場出清速度。

5 結語

本文介紹了跨區(qū)現(xiàn)貨交易的基本情況，總結了運行以來所取得的成效。近兩年來，電力系統(tǒng)“雙峰”特性逐漸凸顯，整體供需形勢呈現(xiàn)緊平衡。同時，隨著新能源裝機規(guī)模進一步增長，東北、華北、西北（簡稱“三北”）地區(qū)新能源消納形勢更加嚴峻，電力平衡出現(xiàn)“缺電和棄電”反復交織的常態(tài)化兩難局面。因此，在后續(xù)電力現(xiàn)貨市場設計中，應擴大交易范圍，豐富交易主體，完善交易機制，推動省間電力現(xiàn)貨市場建設，充分考慮通過市場化手段開展電力余缺互濟、促進可再生能源更大范圍消納，推動建設全國統(tǒng)一的電力市場。

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