跨省優(yōu)先計劃電量約束保障執(zhí)行模式探索與實踐
來源：中國南方電網 時間：2025-11-20 10:10
編者按
黨的二十屆三中全會提出建設全國統一電力市場的目標，對保障電力供應、促進能源轉型、支撐構建高水平社會主義市場經濟體制、服務中國式現代化目標的實現具有重大意義。2025年6月28日，南方區(qū)域電力市場轉入連續(xù)結算試運行階段，這是我國首個打破省級行政區(qū)劃限制實現多省區(qū)電力資源統一優(yōu)化配置的電力現貨市場，標志著全國統一電力市場建設取得重大標志性成果。隨著結算運行周期拉長，各類型市場主體對南方區(qū)域電力市場了解更多，也產生了更多疑問。為方便市場主體更好了解南方區(qū)域電力市場，中國南方電力調度控制中心和《南方能源觀察》特開設“解市”專欄，對市場運行中各方關注的現象和存在的疑惑作出解答。
梁彥杰 陳婉 中國南方電力調度控制中心
吳冕 華南理工大學
吳洋 云南電網云南電力調度控制中心
跨省優(yōu)先計劃是電力體制改革之初建立的重要政府調節(jié)政策，對電力保供和清潔能源消納有積極作用。根據《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理的通知》（發(fā)改運行〔2019〕144號）規(guī)定，國家規(guī)劃內的既有大型水電、核電，按照不低于上年實際水平或多年平均水平安排計劃；網對網送電按照地方政府協議安排計劃；國家規(guī)劃內的既有煤電機組，采取點對網或類似點對網專線輸電方式送（分）電的，原則上按照與受端省份同類型機組相當原則安排計劃，并根據需要適當調整；歷史形成統一分配電量的煤電機組，根據歷史均值并參考供需變化安排計劃。
在現貨市場連續(xù)運行前，中長期交易一般以月電量為標的開展，難以更加準確地反映月內每一天、每一個時刻的電力供需關系。但是電能作為商品的分時價值是客觀存在的。因此，南方區(qū)域過去的西電東送執(zhí)行曲線呈現過“反調峰”特性，即送端省份在低谷時段較跨省優(yōu)先計劃曲線多送電（為避免送端清潔能源棄電），但高峰時段少送（為避免送端限電）。從總電量看，跨省送電的實際電量與跨省優(yōu)先計劃電量偏差不大，但從曲線執(zhí)行看，分時偏差（正負偏差不相抵）明細大于電量偏差，反映了區(qū)域平臺的余缺互濟作用。
南方區(qū)域電力現貨市場最初設計時，按跨省優(yōu)先計劃曲線保障執(zhí)行進行出清，但實踐證明，剛性保障跨省優(yōu)先計劃曲線可能導致區(qū)域現貨市場無法出清。這主要是由于電力平衡等關鍵約束無法滿足，跨省優(yōu)先計劃提前一年完成高比例簽訂，明確次年365天、每天24小時的具體曲線，難以適應每日的電網實際運行情況，導致出清失敗。
為將跨省優(yōu)先計劃的保障執(zhí)行要求與電力系統和市場運行有效銜接，目前，南方區(qū)域電力現貨市場采用了日前市場保電量、不保曲線的保障執(zhí)行策略，在日前市場出清模型中設置相應跨省優(yōu)先計劃的日電量約束，通過區(qū)域現貨市場出清，優(yōu)化形成每日的跨省送電曲線，保障跨省優(yōu)先計劃電量的剛性執(zhí)行。
01 跨省優(yōu)先計劃電量約束的曲線分解原理及優(yōu)勢
在區(qū)域現貨市場出清模型中，跨省優(yōu)先計劃的電量約束形式為：
全天各時段跨省出清電量的總和≥跨省優(yōu)先計劃日送電量要求
在跨省優(yōu)先計劃日電量約束作用下，區(qū)域現貨市場出清的跨省送電能滿足跨省優(yōu)先計劃保障執(zhí)行的要求。與傳統跨省送電調度安排曲線相比，日電量約束模式具有以下兩方面的優(yōu)勢：
?。?）擴大了區(qū)域現貨出清模型的可行域，避免了跨省優(yōu)先計劃曲線不可執(zhí)行導致的出清失敗。傳統的跨省優(yōu)先計劃曲線分解方式未考慮電力系統的安全運行邊界和實際電力供需關系，若分解曲線與系統安全運行約束沖突，區(qū)域現貨出清模型將無可行域，進而影響跨省優(yōu)先計劃的保障執(zhí)行。而電量約束模式僅對全天總跨省出清電量進行約束，當部分時段系統跨省送電受限時，可以將部分電量轉移至其他時段，如圖1所示：
圖1：電量約束模式靈活轉移各時段跨省優(yōu)先計劃電量
圖1(a)中，原跨省送電計劃的t6時段送電量與系統安全運行約束沖突，無法保障執(zhí)行；圖1(b)中，電量約束模式能夠在保障全天總跨省送電量的同時優(yōu)化各時段送電量，有利于擴大區(qū)域現貨出清的可行域，更好地保障跨省優(yōu)先計劃電量執(zhí)行。
?。?）能夠基于南方電網全網發(fā)電成本最小化的目標，結合各時段的電力供需形勢，優(yōu)化計算各時段的跨省送電曲線，降低系統總成本。傳統跨省送電調度安排曲線的方式，通?；谒褪苁》菰V求協調形成，效率相對有限；而日電量約束模式下各時段的送電量是通過區(qū)域現貨市場優(yōu)化出清形成的，是全天系統總成本最小化的送電方式。
02 跨省優(yōu)先計劃電量約束模式的價格特性
在未設置跨省優(yōu)先計劃電量約束時，任意時刻送、受端省關口節(jié)點價格之差由跨省輸電價格與對應時段斷面潮流約束的影子價格決定。
設置跨省優(yōu)先計劃電量約束后，若電量約束達界，某個時段送受端省價差不僅與跨省輸電價格、該時段斷面潮流約束影子價格有關，還會受到其他時段跨省送電計劃的影響。以一個簡單的例子闡述原理，如圖2所示：
圖2：跨省優(yōu)先計劃電量約束的跨時段定價原理
圖2中，當某時段送端省新增負荷時（或產生負荷波動），區(qū)域現貨市場可以通過兩種方法平衡新增負荷：
1、送端省內機組增發(fā)；
2、減少送端省外送電量，同時受端省內機組增發(fā)。
由于跨省優(yōu)先計劃電量約束達界，說明送端沒有價格優(yōu)勢，但必須送電，因此送端省內機組報價疊加跨省輸電價格后高于受端省內機組報價。上述方法（1）的成本高于方法（2）。根據系統成本最小化的優(yōu)化目標可知，區(qū)域現貨市場將通過減送受端省來平衡送端省內的新增負荷。
然而，該時段跨省出清電量減少后，全天總送電量將不滿足跨省優(yōu)先計劃的電量約束。因此，區(qū)域現貨市場還需要安排其他時段增送受端省以保障跨省優(yōu)先計劃電量足額執(zhí)行，進而導致其他時段送端省機組上抬出力、受端省機組壓減出力，引起出清價格的變化。這就是跨省優(yōu)先計劃電量約束達界時，“跨時段定價”現象的產生機理。
當跨省優(yōu)先計劃電量約束達界時，區(qū)域現貨市場安排各時段跨省出清電量的依據是什么？我們在研究中發(fā)現，安排送電出清電量的時段關鍵在于送、受端省的價差。以表1為例進行闡述：
表1：各時段跨省出清電量安排方式的對比
表1中，兩個方案的跨省優(yōu)先計劃電量約束均達界，全天總送電量相等。方案1中，T1兩省價差為50元/兆瓦時，T2兩省價差為150元/兆瓦時；方案2中，時段T1、T2的兩省價差均為100元/兆瓦時。
根據《南方區(qū)域電力市場現貨電能量交易實施細則》，南方區(qū)域電力現貨市場的目標函數為系統總發(fā)電成本最小。因此，達到最優(yōu)解時，出清結果一定是總成本最低的方案。而跨省送電的目的是通過增加送端省低價機組出力、降低受端省高價機組出力來降低系統總成本。方案1中，若安排T2增送，T1減送，則能夠為系統節(jié)省的總成本為：（450-300）-（250-200）=100元/兆瓦時，說明此時區(qū)域現貨市場還能通過調整各時段跨省送電量來優(yōu)化系統總成本，因此不可能為經濟調度環(huán)節(jié)市場發(fā)布的結果。而在方案2中，調整T1、T2的送電量節(jié)省的系統成本為：（420-320）-（280-180）=0元/兆瓦時，此時各時段的發(fā)電計劃和聯絡線計劃已達經濟性最優(yōu)狀態(tài)，滿足發(fā)布結果條件。
綜上所述，當跨省優(yōu)先計劃電量約束達界時，區(qū)域現貨市場安排各時段跨省出清電量的依據是：在沒有阻塞的理想情況下，各時段送、受端省的電價差相等。
03 結語
跨省優(yōu)先計劃電量約束模式是南方區(qū)域電力市場在跨省優(yōu)先計劃執(zhí)行機制方面的重要探索。一方面，電量約束模式能夠擴大區(qū)域現貨市場出清的可行域，有利于區(qū)域現貨順利出清、跨省優(yōu)先計劃保障執(zhí)行；另一方面，電量約束模式能夠基于系統總成本最小化目標和實際電力供需關系優(yōu)化各時段跨省送電量，相比傳統人工事前安排聯絡線計劃的模式提高了跨省送電的經濟性。這也使得跨省送電的曲線相比于合約曲線更加貼近各省的凈負荷曲線，并且當僅有跨省優(yōu)先計劃電量約束達界時，各時段的送、受端出清價差相等。
下一步，相關研究可繼續(xù)探索跨省優(yōu)先計劃的靈活調整機制，使得優(yōu)先計劃保障執(zhí)行總電量的設置更加符合電網運行要求。
?。ū疚母鶕痘诳鐣r段電量約束的跨省優(yōu)先計劃曲線分解方法及區(qū)域現貨出清價格特性分析》（陳婉等，《電力系統自動化》2025年第19期）所述理論整理而成）
責任編輯：于彤彤
