李竹，趙博石，延星

(1. 國網(wǎng)電力交易中心，北京市 100031；2.清華大學電機系，北京市 100084)

跨區(qū)跨省電力交易中的偏差電量分析與基于虛擬分時電價的偏差電量處理方法

李竹1，趙博石2，延星2

(1. 國網(wǎng)電力交易中心，北京市 100031；2.清華大學電機系，北京市 100084)

偏差電量的處理作為交易結算工作的關鍵問題之一，無法適應電力市場環(huán)境下結算工作的要求，該文針對這一問題進行了討論?？偨Y了國內(nèi)外偏差電量的相關研究，對跨區(qū)跨省電力交易中的偏差電量進行了分析，說明了偏差電量的實時價格屬性；提出了基于虛擬分時電價的偏差電量處理方法，該方法利用1天中96個點的計劃和計量數(shù)據(jù)，根據(jù)成分電量購售雙方的負荷數(shù)據(jù)劃分峰、平、谷時段，并利用虛擬分時電價修正偏差電量的分攤比例；最后，利用實際電網(wǎng)運行交易數(shù)據(jù)進行了算例分析，仿真結果更為合理地實現(xiàn)了偏差電量的分攤，說明了方法的有效性和實用性。

偏差電量；跨區(qū)電網(wǎng)；分時電價；電力交易；電力結算；電力市場

0 引 言

2015年，國務院下發(fā)電改9號文及配套文件，電力市場化改革工作將進一步深化，交易結算工作作為電力市場運營體系的重要組成部分，直接影響市場化運作結果，科學合理的交易結算機制將為此提供經(jīng)濟保障。

同時，我國能源供需區(qū)域呈現(xiàn)逆向分布，電力大規(guī)模遠距離輸送和消納的需求非常迫切。目前我國大規(guī)模電網(wǎng)互聯(lián)基礎已經(jīng)基本形成，特高壓“多橫多縱”的格局逐步建立，為更好地發(fā)揮大電網(wǎng)、特高壓輸電的聯(lián)合調(diào)度和資源優(yōu)化配置的優(yōu)勢，為大規(guī)模傳統(tǒng)電源和可再生能源的輸送和消納提供保障，跨區(qū)跨省電力交易規(guī)模不斷擴大，交易主體大量增加，調(diào)度運行難度提升，結算工作難度將急劇提高。

偏差電量的處理是電力結算工作的關鍵問題之一，其處理結果直接影響電力交易雙方的經(jīng)濟利益。而偏差電量的產(chǎn)生不可避免，其產(chǎn)生的主要原因是區(qū)域的有功不平衡或電網(wǎng)公司核準的線損偏差，造成聯(lián)絡線輸送功率的關口計量值偏離計劃值。根據(jù)實際數(shù)據(jù)，我國某特高壓直流聯(lián)絡線日內(nèi)偏差電量可以達到計劃電量的4%以上，交流聯(lián)絡線由于輸送功率無法直接控制，偏差電量的比例可能更高。在實際結算中，這一電量的歸屬會對電力交易參與方的經(jīng)濟利益產(chǎn)生較大影響。

針對以上問題，近年來國內(nèi)關于偏差電量開展了一些研究。文獻[1-2]嘗試分析了偏差產(chǎn)生的原因，其中文獻[1]根據(jù)偏差產(chǎn)生原因的不同將其分為電量偏差和運行偏差，文獻[2]將偏差電量的產(chǎn)生分為技術原因(調(diào)度、負荷預測、AGC控制)和管理原因(線損率的折算)。實際處理中不同的偏差電量的定義及實際結算方法下的偏差產(chǎn)生原因也會不同。文獻[3]總結了3種傳統(tǒng)的偏差電量處理方法：(1)單一交易主體承擔偏差電量；(2)將偏差電量進行滾動調(diào)整計劃量；(3)按計劃值比例分攤偏差電量，并進行了簡單比較。3種處理方式均沒有考慮電力商品價格的實時性，沒有使用每日96個電量計量點的數(shù)據(jù)。也有研究以不同的結算目標設計了偏差電量的結算方式，文獻[4]引入頻率作為偏差電量的獎懲依據(jù)，從而達到促進用戶規(guī)范用電從而保證電網(wǎng)頻率質(zhì)量的目標；文獻[5]從電力購售雙方的利益均衡角度出發(fā)，建立了偏差處理方式，使得偏差電量的分配不會影響合同雙方的利益分配；文獻[6]提出將偏差電量單獨結算的方法，根據(jù)結算月各類交易加權平均價格作為偏差電量的電價。其中部分方法在一定程度上體現(xiàn)了偏差電量的價格變化。部分國外電力市場利用實時或平衡市場實現(xiàn)偏差電量的平衡。文獻[7-10]中指出在國外電力市場中，偏差電量主要體現(xiàn)在新能源消納中。英國電力市場在實際發(fā)電1 h前設置平衡市場實現(xiàn)微調(diào)，通過系統(tǒng)運營商購買輔助服務來保證系統(tǒng)的實時平衡；美國電力市場則開設每5 min 1次的實時市場，完全利用市場工具平衡偏差電量。這些方法在實施上有較大的技術或管理難度，脫離了我國現(xiàn)行的區(qū)域市場運作基礎。文獻[11-17]介紹了我國國內(nèi)電力結算工作的各類機制和工作方法，展示了我國目前跨區(qū)跨省交易結算工作的實際工作情況。

本文在總結偏差電量相關研究的基礎上，明確偏差電量的定義內(nèi)涵，提出偏差電量具有的實時價格屬性。嘗試將分時電價的理念引入到偏差電量的處理當中，賦予偏差電量的實時價格屬性。在不增多結算工作量、實際應用可行的前提下，提出利用每日96個計量和計劃數(shù)據(jù)點，基于虛擬分時電價進行偏差電量的處理方法。最后利用實際跨區(qū)跨省交易數(shù)據(jù)進行算例分析。

1 偏差電量的產(chǎn)生及分析

在跨區(qū)跨省電力交易中，電網(wǎng)公司交易部門與售購雙方分別買賣或居中撮合，并簽訂合同。調(diào)度部門根據(jù)合同制定聯(lián)絡線上的調(diào)度計劃。若售電方按上網(wǎng)電量計量結果結算，購電方按用電量結算，合同將喪失約束力，會直接破壞市場秩序，造成供需不平衡。因此合同電量仍然需要作為結算的基本依據(jù)，而根據(jù)合同制定的計劃電量與實際計量值的偏差無法避免。

不同的文獻中定義的偏差電量并不完全一致，本文主要分析聯(lián)絡線上偏差電量的含義?？鐓^(qū)跨省聯(lián)絡線關口每15 min計量1次，每個交易成分的輸送電量制定每15 min的傳輸計劃。因此偏差電量計量的最小時間單位是15 min，每日的偏差電量是96個時段的偏差計量代數(shù)和。一般而言，偏差電量可定義為聯(lián)絡線關口實際計量電量與計劃電量的差值。這里的計劃電量在不同的交易組織者中的含義不同，如國家電網(wǎng)公司總部的計劃電量指的是在日前計劃基礎上進行日內(nèi)調(diào)整的日內(nèi)計劃，而西北電網(wǎng)設立實時交易調(diào)整日前計劃。圖1為偏差電量產(chǎn)生的示意圖。

圖1 偏差電量的產(chǎn)生示意Fig.1 Occurrence way of deviation electric quantity

由于各輸電成分對輸電聯(lián)絡線存在交叉共用的情況，輸電成分復雜，多數(shù)輸電成分的實際完成值無、法計量，由此產(chǎn)生了偏差電量在各個成分中分配的問題。交易雙方簽訂合同以送電量為準，計劃電量的制定，偏差電量的考核也均在送端完成，受端相當于被動承擔。聯(lián)絡線上的偏差電量根據(jù)輸電成分以某種方式進行分攤，送端成分的結算電量由計劃電量與分攤的偏差組成。根據(jù)實際線損率折算受端的結算電量，實際線損率由聯(lián)絡線兩端實際計量獲得，規(guī)避了利用綜合線損率產(chǎn)生的結算偏差。購售雙方的結算方式可由式(1)表達：

(1)

分攤比例λi的確定則是偏差電量分攤方法集中研究的問題。我國電網(wǎng)各區(qū)域的偏差電量處理方法根據(jù)區(qū)域電網(wǎng)的特點差異而各具特色?？傮w來說，在“三公”的基礎上，不同的處理辦法的建立主要考慮以下2個目標：(1)簡化結算工作；(2)加強合同的約束力，控制偏差電量大小。隨著結算工作的復雜化，目前的交易部門不斷針對具體問題建立相應的處理方法，結算工作趨于繁瑣，難以適應不斷復雜的結算任務，因此亟需建立具有普遍性和實用性的偏差電量處理機制。

2 基于虛擬分時電價的偏差電量處理方法

2.1 方法的提出和偏差電量的實時價格屬性

本節(jié)在調(diào)研我國目前區(qū)域電網(wǎng)交易現(xiàn)狀并綜合各類偏差電量研究的基礎上，以“三公”原則為前提，同時從簡化結算工作和維護市場秩序的角度，提出了基于虛擬分時電價的偏差電量處理方法。

聯(lián)絡線上排除可以明確計量的成分電量，按照各成分的計劃比例分攤偏差電量的方法，較好地均衡了成分電量參與方的利益，而且結算流程簡單，在現(xiàn)有的偏差分攤機制下應用較為廣泛。而一個購電合同明確了購售電的電量和這一成分電量的電價，其中的偏差電量可認為是在合同電量外有實時價格屬性的商品。偏差電量的實時價格屬性體現(xiàn)在供求關系和成本這2個方面：(1)偏差電量的實時價格應當受到購售電區(qū)域的用電需求情況的影響，反映了電力的供求關系；(2)區(qū)域內(nèi)負荷水平越高，發(fā)電的邊際成本也越高，偏差電量的價格也是發(fā)電成本的體現(xiàn)。如果不對偏差電量的分攤處理進行實時調(diào)整，在深化的市場環(huán)境下，售電方為追求經(jīng)濟利益，會選擇不按合同要求完成計劃電量，從而產(chǎn)生偏差電量實現(xiàn)套利，同時對與之簽訂合同的購電方造成經(jīng)濟損失。因此，計劃比例分攤偏差電量的方法雖注重利益的平均，卻沒有體現(xiàn)偏差電量作為一種商品其價格的實時屬性和時間差價，失去了偏差電量處理過程當中約束合同執(zhí)行、維護市場秩序、提高調(diào)度效果、優(yōu)化資源配置的作用。

分時電價是實施需求側管理的措施之一，它是指根據(jù)電網(wǎng)的負荷變化情況，將1天時間劃分為高峰、平段、低谷等多個時段，對各時段分別制定不同的電價水平。依據(jù)區(qū)域內(nèi)負荷曲線制定的分時電價機制既反映了用電的供求關系，也反映了系統(tǒng)內(nèi)發(fā)電成本的實時變化。因此，嘗試把分時電價的思維引入到偏差電量的處理當中。

每個輸電成分按照購售電雙方的負荷曲線確定峰、平、谷時段后，由于各輸電成分電價均不相同，直接確定分時電價難以統(tǒng)一平衡各輸電成分。因此，本文使用的虛擬分時電價思路并不在結算過程中直接使用分時電價，而是在時段劃分后，利用分時電價的價格比例來修正偏差電量的分攤比例，而仍舊使用合同電價結算或者統(tǒng)一確定的偏差電價。虛擬分時電價的偏差電量分攤方法，利用每日計劃和計量的96點數(shù)據(jù)，而沒有過多增添結算工作的工作量。

依據(jù)峰、平、谷時段的分時電價的價格比例來修正偏差電量的分攤比例，除了體現(xiàn)電力產(chǎn)品的實時價格，也起到了提升調(diào)度效果和計劃執(zhí)行力的作用。例如當處于峰時時段，輸電方傾向于低于計劃電量輸電，則其需承擔較高比例的偏差電量，對不滿足計劃電量形成處罰；當處于谷時時段，輸電方傾向于高于計劃電量輸電，則分攤較低的偏差電量，對提高輸電量給予較少補償。

2.2 基于虛擬分時電價的偏差電量處理方法

由于跨區(qū)跨省電力傳輸成分電量合同形式多樣，包括網(wǎng)網(wǎng)交易、省網(wǎng)交易、與電廠直接交易。因此，與一般分時電價方式不同，如果不是與電廠直接交易，安排分時電價時段需同時考慮售電方和購電方兩側的負荷曲線。一般而言，可將購售電方負荷曲線的波動歸一化后進行平均處理。

對一個輸電成分購售電雙方的負荷水平的平均值進行峰、平、谷3個負荷水平的劃分[18]。將1日內(nèi)實時的負荷與日內(nèi)最小負荷的差值除以最大負荷值與最小負荷值來表達負荷波動，購售雙方分別用R1(t)和R2(t)表示：

(2)

(3)

式中：L1(t)，L2(t)分別為購售雙方系統(tǒng)的實時負荷；L1min，L2min分別為購售雙方系統(tǒng)日內(nèi)的最小負荷；L1max，L2max分別為購售雙方系統(tǒng)日內(nèi)的最大負荷。

同時由式(4)計算二者的平均值R(t)：

(4)

當0≤R(t)<1/3，認為處于谷時負荷水平；當1/3≤R(t)≤2/3，認為處于平時負荷水平；當2/3

依據(jù)峰、平、谷時段的分時電價的價格比例來修正偏差電量的分攤比例，某時段成分i分攤的偏差電量可由式(5)表示：

(5)

式中：ti為該時段成分i的分時電價比例；tm為該時段成分m的分時電價比例；tmax為電價最高時電價比例，即峰時電價。

其中，峰、平、谷電價比例的制定可依據(jù)發(fā)電區(qū)域峰、平、谷負荷水平下某個發(fā)電的邊際成本來確定。并進行歸一化，峰值時用于修正的虛擬電價比例為1，平值和谷值時為小于1的量。

3 算例分析

算例一選取國內(nèi)某特高壓直流聯(lián)絡線9月某日輸電數(shù)據(jù)，該聯(lián)絡線上該日有2個成分電量輸送，并于日前確定了輸電計劃如表1所示，分配在96個時間段。

表1 聯(lián)絡線及各成分計劃電量
Table 1 Planed power of tie line and every ingredients

MW·h

聯(lián)絡線端口計量該日聯(lián)絡線輸電總量為88 489.5 MW·h，則該日偏差電量為1 189.5 MW·h，占輸電計劃的1.3%。合同中，成分2是年度交易，成分1是短期交易，從“三公”角度，長期合同執(zhí)行的優(yōu)先級較高，應該由短期交易承擔偏差電量，雖然成分電量占計劃總量比例不大，但對于成分1而言，偏差電量大約是成分1電量的50%，對購售電雙方的經(jīng)濟利益影響過大。因此目前交易部門采用讓長期大比例合同成分承擔全部偏差的方法。另外，按計劃比例分攤偏差電量的方法也較為常見。2種方法的分攤結果見表2。

表2 2種方法下的偏差電量分配結果
Table 2 Allocation results of deviation electric quantity in two methods MW·h

使用本文所提虛擬分時電價的方法，需使用成分電量兩側的負荷數(shù)據(jù)，其中成分1是發(fā)電廠直購電，僅使用購電方負荷數(shù)據(jù)；成分2是區(qū)域間電力交易，使用24 h 2個區(qū)域負荷數(shù)據(jù)，用2.2節(jié)方法對分時段電價比例進行劃分如圖2、圖3所示。2種成分各時段劃分結果見表3。

圖2 成分1分時段電價比例Fig.2 Peak and valley time price ratio of ingredient 1

圖3 成分2分時段電價比例Fig.3 Peak and valley time price ratio of ingredient 2

使用2.2節(jié)提出的虛擬分時電價的分攤算法，利用峰、平、谷時電價修正分攤比例，對1日內(nèi)每15 min電量進行分攤，并對96個時段的分攤結果進行累加，計算得到2種成分的分攤結果分別為43.3 MW·h和1 146.2 MW·h，如果不單獨設置偏差電價，則兩種成分的結算電量分別為2 418.3 MW·h和86 071.2 MW·h，3種分攤結果比較見表4。

表4 偏差電量分配結果對比
Table 4 Comparison of allocation results of deviation electric quantity MW·h

可以看到虛擬分時電價的方法與按計劃比例分攤方式比較接近，而虛擬分時電價的分攤方法中的短期交易合同的成分電量(成分1)分攤偏差的比例相對更高，這是由于數(shù)據(jù)中短期合同更多地發(fā)揮調(diào)峰作用，在購售兩側負荷峰值時的輸送電量比例相對更高，因此按照虛擬分時電價的分攤方法從實際歸屬分析和經(jīng)濟結算的角度更為合理。

算例二選取國內(nèi)某特高壓聯(lián)絡線9月某日輸電數(shù)據(jù)，該聯(lián)絡線上該日有3個成分電量輸送，并于日前確定了輸電計劃，分配在96個時間段，表5為該日3種成分1天的計劃電量，與算例一相比，3種成分計劃電量大小更為接近。

表5 聯(lián)絡線及各成分計劃電量
Table 5 Planed power of the tie line and every ingredients MW·h

聯(lián)絡線端口計量該日聯(lián)絡線輸電總量為52 153.2 MW·h，則該日偏差電量為377.2 MW·h，占輸電計劃的0.73%。使用2種傳統(tǒng)的偏差分攤方法結果見表6。

表6 2種方法下的偏差電量分配結果
Table 6 Allocation results of deviation electric quantity in two methods MW·h

使用本文所提虛擬分時電價的方法，需使用成分電量兩側的負荷數(shù)據(jù)，成分1和成分3為區(qū)域間交易合同，成分2為區(qū)域與省間交易合同，均使用兩側負荷數(shù)據(jù)。采用2.2節(jié)方法對分時段電價比例進行劃分，見表7。

表7 3種成分的峰谷電價時段劃分
Table 7 Division of peak and valley time of three ingredients

使用2.2節(jié)提出的虛擬分時電價的分攤算法，利用峰、平、谷時電價修正分攤比例，對1日內(nèi)每15 min電量進行分攤，并對96個時段的分攤結果進行累加，計算得到3種成分的分攤結果分別為306.8，83.1，-12.7 MW·h，如果不單獨設置偏差電價，則3種成分的結算電量分別為20 562.8，6 803.1，24 787.3 MW·h，3種分攤結果對比見表8。

表8 偏差電量分配結果對比
Table 8 Comparison of allocation results of deviation electric quantity MW·h

根據(jù)表8中數(shù)據(jù)，使用虛擬分時電價的分攤方法與按計劃比例分攤的結果存在很大差別，使用虛擬分時電價的分攤方法的正的偏差主要由成分1分攤，而成分3分攤了負的偏差。這是由于：從詳細的計劃電計量數(shù)據(jù)可以看出，輸電過程中，成分1傾向于產(chǎn)生正偏差，成分3傾向于產(chǎn)生負偏差，當時段呈現(xiàn)正偏差時，成分1計劃電量較高且區(qū)域處于高水平負荷時段；當時段呈現(xiàn)負偏差時，成分1的計劃電量則較低，反之，成分3計劃電量較高，且區(qū)域處于高水平負荷時段。使用虛擬分時電價的偏差電量分攤方法合理地反映了偏差的實際歸屬，也起到了約束送電方更好地執(zhí)行合同的優(yōu)化調(diào)度作用，另外2種方法則發(fā)揮不到這2項作用。

4 結 論

(1)本文總結了國內(nèi)外偏差電量的相關研究，分析了跨區(qū)跨省電力交易中的偏差電量及結算方式，用數(shù)學模型定義了聯(lián)絡線上偏差電量的產(chǎn)生，明確了偏差電量處理的研究范圍。從供求關系和成本2個方面說明了偏差電量具有實時價格屬性。

(2)本文在以上研究的基礎上，以“三公”原則為前提，同時從簡化結算工作和維護市場秩序的角度，提出了基于虛擬分時電價的偏差電量處理方法。該方法利用1天96點的計劃和計量數(shù)據(jù)，根據(jù)成分電量購售雙方的負荷數(shù)據(jù)劃分峰、平、谷時段，并利用虛擬分時電價比例修正偏差電量的分攤比例。

(3)利用實際電網(wǎng)運行交易數(shù)據(jù)進行了算例分析，算例分析的結果說明基于虛擬分時電價的偏差電量處理方法更加合理地解決了偏差電量的歸屬，有效地增強了交易合同的約束力，發(fā)揮了優(yōu)化調(diào)度的作用，而且并沒有過多地增加結算工作的復雜程度，有較強的實用價值。

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(編輯 張媛媛)

Deviation Electric Quantity Processing Method in Cross-Regional and Cross-Province Electricity Transaction Based on Virtual Time-of-Use Power Price

LI Zhu1, ZHAO Boshi2, YAN Xing2

(1. State Grid Electric Power Trading Center, Beijing 100031, China; 2. Department of Electrical Engineering of Tsinghua University, Beijing 100084, China)

The processing method of deviation electric quantity is a key problem of the settlement work of power transaction. But the current methods are unable to meet the requirements of settlement work under electricity market environment. Aimed at this problem, this paper carries on the related research. We summarize the researches on deviation electric quantity at home and abroad, analyze the deviation electric quantity of cross-regional and cross-province electricity transaction, and illustrate the real-time price property of the deviation electric quantity. The processing method of deviation electric quantity based on virtual time-of-use power price is proposed, which utilizes the planed and measured data of 96 points in one day, divides the peak and valley time based on the load data of both purchasing and selling participants of electric quantity ingredients, and corrects the allocation ratios of deviation electric quantity with using the virtual time-of-use power price. Finally, we carry out case studies based on the practical operation and transaction data of power systems. The simulation results show that the deviation electric quantity allocation result is more reasonable, which illustrates the effectiveness and practicability of the method.

deviation electric quantity; cross-regional grid; time-of-use power price; electricity transaction; electric power settlement; electricity market

國家電網(wǎng)公司科技項目(DZN17201500034)

TM 711；F 426.61

A

1000-7229(2016)07-0040-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.07.006

2016-01-31

李竹(1981)，男，碩士，高級經(jīng)濟師，主要從事電力市場、交易模式、電力交易規(guī)則等方面的研究工作；

趙博石(1990)，男，博士研究生，研究方向為電力系統(tǒng)電壓穩(wěn)定、電力市場；

延星(1982)，男，博士，博士后，主要從事電力市場、需求側響應以及機器學習方面的研究工作。