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1 研究背景
隨著新能源裝機容量進一步增加、源荷不確定性進一步增強，通過市場化手段滿足資源更大范圍優(yōu)化配置的需求愈發(fā)強烈。為充分利用跨省區(qū)資源保障電力電量平衡、促進新能源消納，國家電網有限公司在跨區(qū)市場實踐的基礎上組織設計了省間電力現貨市場機制。經過2年多的試運行，省間電力現貨市場在擴大市場范圍、豐富交易主體等方面都取得了顯著成效。各地積極通過省間電力現貨交易滿足省內平衡，存在缺口時申報購電保供應，消納困難時申報售電促消納，大幅減小了用電緊張地區(qū)電力缺口，助力保障民生用電，為構建“中長期為基礎、現貨余缺互濟、應急調度救急”的跨省跨區(qū)資源調配機制提供了有利條件。本文首先全面總結了省間電力現貨市場結算試運行情況及其成效；然后對省間現貨交易機制進行了分析；最后，對省間現貨市場未來發(fā)展方向進行了展望。
2 研究內容
2.1 省間電力現貨交易試運行情況分析
省間電力現貨交易已連續(xù)不間斷結算試運行超2年，截至2024年上半年，累計成交電量74.68 TW·h，日均成交電量83.32 GW·h，單日最大成交電力達19.05 GW，送端成交均價為0.54元/(kW·h)。
從購售電地區(qū)來看，28個地區(qū)新能源、火電和水電企業(yè)參與省間現貨售電，主要集中在東北、華北、西北和西南地區(qū)；27個省級電網公司參與省間現貨購電，主要集中在華東、華中、西南地區(qū)，主要購售電省份成交情況如圖1所示。
圖1 分省成交情況
從成交電源類型來看，火電、水電、風電、光伏成交量分別為39.82、15.96、13.83、5.07 TW·h，分別占總成交量的53.32%、21.37%、18.52%、6.78%。由于成交時段不同，各類型電源成交價格差異較大，截至2024年上半年，火電、水電、風電、光伏成交均價分別為0.77、0.24、0.30、0.23元/(kW·h)。
圖2 分月分能源類型成交電量
2.2 省間電力現貨交易試運行成效分析
省間現貨在落實跨省跨區(qū)中長期交易的基礎上，創(chuàng)新市場交易組織機制設計，統(tǒng)籌保供應和促消納需求，發(fā)揮市場價格信號引導作用，在激發(fā)火電機組頂峰發(fā)電積極性、提升全網電力供應能力、促進清潔能源消納等方面發(fā)揮了重要作用，為建設全國統(tǒng)一電力市場奠定了堅實基礎。
1）多層次統(tǒng)一市場體系基本確立，經受長周期多場景運行檢驗。省間、省內現貨市場開展長周期試運行以來，市場運行經受了大范圍寒潮、高溫大負荷、重大保電等全范圍、多場景的檢驗和考驗，“統(tǒng)一市場、兩級運作”的市場架構得以確立。
2）省間電能量市場體系完整構建，實現電力跨省區(qū)市場化余缺互濟。各地區(qū)可在省間中長期交易剛性執(zhí)行的基礎上，積極通過省間電力現貨交易滿足省內平衡。
3）發(fā)揮市場價格信號引導作用，提升全網電力保供能力。全網用電高峰時段，火電機組在省間現貨市場的成交均價明顯提升，有效激勵了火電企業(yè)頂峰發(fā)電的積極性。
4）創(chuàng)新市場交易組織機制設計，統(tǒng)籌保供應和促消納需求。省間現貨市場創(chuàng)新交易組織方式，各地可根據供需狀況靈活改變購售電角色。
5）發(fā)揮市場優(yōu)化配置資源作用，助力經濟發(fā)展和節(jié)能減排。省間現貨大幅減少了度夏期間中東部用電緊張地區(qū)的需求響應和有序用電規(guī)模，保障了經濟社會和民生用電的平穩(wěn)有序。與直接采取負荷管理措施相比，省間現貨交易間接增加了中東部地區(qū)生產總值，助力經濟社會發(fā)展。
2.3 省間現貨交易機制分析
省間電力現貨交易在落實跨省跨區(qū)中長期交易的基礎上，當送端有富余能力、通道有剩余空間、受端有購電需求時，組織送受端市場主體自主報量報價，在日前、日內市場集中競價，以社會福利最大化為目標開展電能量現貨交易，實現電力余缺互濟和清潔能源大范圍消納，交易機制設計如圖3所示。
圖3 省間現貨交易框圖
省間現貨交易采用考慮通道安全約束、網損和輸電價的集中競價出清機制，按節(jié)點邊際電價結算，省間現貨交易出清主要分為如下4個步驟。為更直觀地描述，本文設計某4節(jié)點算例推演出清過程，如圖4所示。
圖4 某4節(jié)點算例模型
步驟1：買方申報電力和電價折算至賣方?？紤]路徑輸電費和網損，將買方申報的電力和價格按照所有可用交易路徑折算到各賣方節(jié)點，買方根據不同交易路徑分別向各賣方折算申報電力和價格，折算過程見圖5。
圖5 電力電價折算
步驟2：交易對匹配。將賣方報價從低到高排序，買方報價按照交易路徑折算到賣方后從高到低排序。按照高低匹配的方式，計算各交易組合價差并形成價差序列，交易對匹配情況如表1所示。按照價差遞減的原則，報價最低的賣方和報價最高的買方優(yōu)先成交。
表1 成交電力匹配情況
步驟3：成交量分配。將交易對成交電力依照成交路徑分配至相關省間通道，并根據省間通道的可用容量對成交電力進行校驗調整。交易對按價差序列成交（價差相同時按申報電力分配成交電力），直至買方或賣方申報電力全部成交，或買賣雙方價差為負，或輸電通道無可用空間時交易結束。
步驟4：出清電價計算。每個賣方節(jié)點最后一筆成交交易對的買賣雙方價格算術平均值為該賣方節(jié)點競價出清的節(jié)點邊際電價，該節(jié)點所有成交交易按此價格結算。買方節(jié)點購電價格為賣方節(jié)點出清電價基礎上疊加輸電價格以及網損折價。經計算A省賣方節(jié)點邊際電價為178元/(MW·h)，B省賣方節(jié)點邊際電價為132元/(MW·h)，疊加輸電價格及網損折價并加權平均后計算得到C省買方電價為305元/(MW·h)。
2.4 思考和展望
隨著電力體制改革和新型電力系統(tǒng)建設持續(xù)深入推進，市場建設的基礎條件發(fā)生重大變化，市場建設面臨“保供應、促消納、穩(wěn)價格”的多元要求，現貨市場建設運行難度進一步加大。面對新的形勢，為全面加快推動省間現貨市場建設，需在擴大主體規(guī)模、提升市場主體效率、研究市場交易機制、開展市場協(xié)同研究等重點方面進一步深化關鍵問題研究和機制探索。
1）研究進一步擴大省間現貨市場參與主體規(guī)模。為更充分發(fā)揮省間現貨市場電力余缺互濟和大范圍資源優(yōu)化配置作用，提升全網電力保供能力、促進清潔能源消納，未來需進一步推動所有網調直調電廠參與，同時研究跨區(qū)特高壓工程配套電源參與省間現貨交易方案，研究推動虛擬電廠、新型儲能等以獨立或者聚合方式參與。
2）研究提升省間現貨市場出清效率。隨著市場主體參與規(guī)模不斷擴大、市場交易模型更加復雜，對市場出清效率和穩(wěn)定性提出更高要求。需要利用電網拓撲聚合等值、稀疏矩陣、分布式存儲等方式，通過傳統(tǒng)解析與人工智能結合、并行計算、分布式計算等方式，提升計算速度和求解精度。
3）探索研究省間現貨市場綠電交易機制。省間現貨交易中發(fā)電側申報時，風電、光伏、火電等不同電源類型均有數據標簽，為開展省間現貨綠電交易奠定了基礎。未來，可基于區(qū)塊鏈技術，采用哈希運算、區(qū)塊鏈溯源、高速共識算法等技術，探索研究開展省間現貨綠電交易。
4）開展“一次申報、兩次出清”的省間、省級現貨市場協(xié)同研究。隨著市場建設更加成熟，為加快推進全國統(tǒng)一電力市場建設，加強省間、省內市場銜接，需開展“一次申報，兩次出清”的模式探索。同時，為加強多層次現貨市場間的銜接，需綜合考慮負荷水平、新能源出力、機組運行方式等多種因素，優(yōu)化完善通道可用輸電能力計算，進一步提升結果精度。
3 結論
本文全面總結了試運行以來的情況和取得成效，重點分析了省間電力現貨交易機制設計，并對未來的發(fā)展方向進行了思考分析。作為多層次統(tǒng)一電力市場體系的重要組成部分，省間電力現貨市場在提升全網保供能力、促進清潔能源消納、大范圍優(yōu)化配置資源等方面發(fā)揮了重要作用。隨著電力體制改革和新型電力系統(tǒng)建設持續(xù)深入推進，需要繼續(xù)完善交易機制，開展關鍵技術研究，助力電力供應保障和能源清潔低碳轉型。
