楊辰星，程?；?，馮樹海，楊爭林

（中國電力科學(xué)研究院有限公司（南京），江蘇省南京市 210003）

0 引言

中國省間中長期優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量，主要用于滿足清潔能源消納、機(jī)組供熱和安全運(yùn)行對調(diào)節(jié)性電源、跨省區(qū)資源配置等的需求，以及保障不參與市場的居民、農(nóng)業(yè)和重要公用事業(yè)等優(yōu)先購電用戶的正常用電。優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量在中國省間中長期總交易電量中的占比約為80%。另一方面，國家要求健全電力中長期合同簽訂的配套保障機(jī)制，進(jìn)一步發(fā)揮中長期市場的“壓艙石”作用［1］。為此，亟須針對中國省間中長期交易從電量向分時段電力交易轉(zhuǎn)變的目標(biāo)，設(shè)計合理的省間優(yōu)發(fā)優(yōu)購合約電量分解方式，以進(jìn)一步優(yōu)化省間優(yōu)先計劃與市場化交易的時序銜接，促進(jìn)全國范圍內(nèi)的清潔能源消納和發(fā)電資源優(yōu)化配置。

目前，國外典型區(qū)域電力市場的中長期交易，普遍采用金融合約或自主雙邊物理合約的方式開展［2-4］，不存在類似中國的規(guī)?；瘍?yōu)先計劃合約，而金融性質(zhì)的合約無需分解和執(zhí)行［5-7］，市場化物理合約一般由購售雙方自行協(xié)商分解［8-9］。中國目前采用的省間優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量分解方式為：首先，基于發(fā)電能力分別對各筆合約進(jìn)行年度電量到月度電量的分解；其次，基于合約指定的特高壓通道的可用輸電能力（available transmission capacity，ATC）曲線，分別對各筆合約進(jìn)行固定路徑的月度電量到時段電力分解。由于售電側(cè)電源出力特性和購電省份負(fù)荷特性差異較大，現(xiàn)有的分解方式存在以下問題：1）對于售電側(cè)，未考慮電源在不同時間尺度下的出力特性，降低了分解曲線的可執(zhí)行度；2）對于購電側(cè)，未考慮負(fù)荷用電特性和市場化因素的影響，沒有發(fā)揮省間交易能夠降低購電總成本的優(yōu)勢；3）對于輸電側(cè)，未統(tǒng)籌考慮所有可用特高壓通道的輸電能力，導(dǎo)致部分簽訂的電量在實(shí)際執(zhí)行過程中因通道越限而被削減。盡管已有文獻(xiàn)對省級中長期合約電量的分解方法進(jìn)行了探索［10-13］，并且廣東、浙江等現(xiàn)貨試點(diǎn)省份已先后出臺了省內(nèi)中長期合約電量分解規(guī)則，但均僅適用于省級或更小區(qū)域的電網(wǎng)，且在分解過程中僅考慮了購售電單側(cè)特性。因此，考慮到中國各省發(fā)用電特性差異、跨區(qū)特高壓通道“一線一價”的特點(diǎn)以及省間交易集中優(yōu)化的需求［14］，已有的省內(nèi)合約電量分解方法不能直接應(yīng)用于省間計劃電量分解。本文針對國家計劃與政府間協(xié)議2 類省間優(yōu)發(fā)優(yōu)購合約，分別提出了考慮發(fā)、用、輸電側(cè)多維度影響因素的合約電量分解方法。首先，兼顧考慮計劃電量需求、發(fā)用電特性及聯(lián)絡(luò)線ATC，建立了國家計劃合約電量“年-月-日-時段”分級分解模型；接著，以月總成交電量最大為主目標(biāo)，以購售方分解曲線偏差最小為次目標(biāo)，建立了多特高壓通道集中優(yōu)化的政府間協(xié)議合約電量分解模型；最后，以2021 年國家電網(wǎng)公司范圍內(nèi)簽訂的典型省間優(yōu)發(fā)優(yōu)購合約為例，驗證了所建立2 類模型的有效性。

1 國家計劃合約電量分解方法

國家計劃合約由若干筆大型能源基地的年度省間外送交易組成，由國家發(fā)展和改革委員會、能源局下發(fā)電能消納方案，由北京電力交易中心組織開展交易。國家計劃合約在中國省間中長期交易中的優(yōu)先級最高，實(shí)際執(zhí)行過程中被優(yōu)先安排成交并占用跨省區(qū)輸電通道。因此，在國家計劃合約電量分解過程中輸電通道容量充裕，適合采用固定路徑的電量分解方式。

本文提出的國家計劃合約電量分解方法包括年度電量分解到月度電量、月度電量分解到日電量、日電量分解到24 個時段電力3 個步驟，每一步驟均采用考慮聯(lián)絡(luò)線ATC 的多市場主體集中優(yōu)化出清方式。同時，為了提高售方市場主體分解曲線的可執(zhí)行度，減少購電省份因分解后曲線與用電需求不匹配而帶來的不平衡資金，在分解過程中兼顧考慮了不同時間尺度的購售電側(cè)發(fā)用電特性。國家計劃合約電量分解方法的具體流程如下。

1）獲取各筆省間國家計劃合約的年度電量，同時考慮發(fā)用電特性，采用集中優(yōu)化模型，將各筆國家計劃合約年度電量分解為月度電量曲線。

2）考慮發(fā)用電特性，每月分別采用集中優(yōu)化模型，將各筆國家計劃合約月度電量分解為日電量曲線。

3）考慮購電省份用電特性，每日分別采用集中優(yōu)化模型，將各筆國家計劃合約日電量分解為時段電力曲線。

考慮到分解方法的相似性，本節(jié)僅針對省間國家計劃合約電量的3 級分解過程，設(shè)計了統(tǒng)一形式的優(yōu)化模型。

1.1 目標(biāo)函數(shù)

國家計劃合約電量分解模型，以各購售方市場主體分解獲得的電量（或電力）曲線與其目標(biāo)分解曲線偏差的懲罰費(fèi)用之和最小為目標(biāo)，即：

式中：NT為優(yōu)化時段總數(shù)；NO為售方市場主體總數(shù)；ND為購方市場主體總數(shù)；NL為分解偏差百分比的分段數(shù)；t為優(yōu)化時段；Co，l，t為第t優(yōu)化時段售方市場主體o在 第l分 段 的 分 解 偏 差 懲 罰 成 本；Vo，l，t為 第t優(yōu)化時段售方市場主體o在第l分段的分解偏差量；Cd，l，t為第t優(yōu)化時段購方市場主體d在第l分段的分解 偏 差 懲 罰 成 本；Vd，l，t為 第t優(yōu) 化 時 段 購 方 市 場 主體d在第l分段的分解偏差量；K為售方分解偏差的總懲罰費(fèi)用占目標(biāo)函數(shù)的權(quán)重；NP為交易路徑總數(shù)；Iend，l為 第l分 段 的 偏 差 比 例 上 限；Istart，l為 第l分 段的 偏 差 比 例 下 限；Qdec，o，d，p，t為 第t優(yōu) 化 時 段 購 售 對（o，d）經(jīng)交易路徑p的分解電量（或電力），是該優(yōu)化模型的決策變量；Qtarg，o，t為第t優(yōu)化時段售方市場主體o的目標(biāo)分解電量（或電力）；Qtarg，d，t為第t優(yōu)化時段購方市場主體d的目標(biāo)分解電量（或電力）；Qcont，o，d，p為購售對（o，d）經(jīng)過交易路徑p簽訂的省間國家計劃合約的待分解電量；Qtyp，o，t為第t優(yōu)化時段售方市場主體o的典型發(fā)電電量（或電力）；Qtyp，d，t為第t優(yōu)化時段購方市場主體d的典型用電電量（或電力）。

針對統(tǒng)一優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)，需要說明以下幾點(diǎn)：1）對于年度、月度、日電量分解，NT分別為全年的月份數(shù)、被分解月的天數(shù)及全天的小時數(shù)；2）對于年度、月度、日電量分解，t分別為分解月、分解日及分解時段；3）K的取值范圍為0～1，可根據(jù)購售電側(cè)調(diào)節(jié)能力的大小設(shè)置不同的K值；4）對于年度、月度、日電量分解，Qcont，o，d，p分別為該筆國家計劃合約簽訂的年度總電量、年度電量分解后得到的月度電量值以及月度電量分解后得到的日電量值；5）為進(jìn)一步發(fā)揮省間優(yōu)先發(fā)電計劃優(yōu)勢，分解過程還需同時考慮已開展現(xiàn)貨市場的購電省份的省內(nèi)現(xiàn)貨市場價格影響因素。一般而言，省間優(yōu)先計劃合約價格低于購電省省內(nèi)交易價格，若能將更多的國家計劃合約電量分解到購電省省內(nèi)現(xiàn)貨市場價格高的時段，則對購電省而言，可以用國家計劃合約價格結(jié)算更多的高價峰時段需求電量，從而降低了總體購電成本。因此，針對月度電量和日電量分解模型，對于省內(nèi)未開展現(xiàn)貨市場的購方市場主體，滿足式（7）；對于省內(nèi)已開展現(xiàn)貨市場的購方市場主體，月度電量和日電量分解分別滿足式（8）和式（9）。

式 中：Eavg，d，t為 第t日 購 方 市 場 主 體d所 在 省 份 的 省內(nèi)現(xiàn)貨市場日平均價格；Espot，d，t為第t時段購方市場主體d所在省份的省內(nèi)現(xiàn)貨市場價格。

1.2 約束條件

1）計劃電量平衡約束

對于每筆售方市場主體o與購方市場主體d簽訂的國家計劃合約，分解前、后優(yōu)化周期內(nèi)的總電量保持不變，即：

2）聯(lián)絡(luò)線正、反向ATC 約束

對于任意優(yōu)化時段t，任意相關(guān)省間或省內(nèi)聯(lián)絡(luò)線W上通過的電量（或電力）應(yīng)不大于該聯(lián)絡(luò)線的正向ATC 限值，且不小于該聯(lián)絡(luò)線的反向ATC 限值，即：

式中：RP為與聯(lián)絡(luò)線W相關(guān)聯(lián)的所有交易路徑p的集合；RO為與RP路徑相關(guān)的所有售方市場主體集合；RD為與RP路徑相關(guān)的所有購方市場主體集合；DW，p為交易路徑p經(jīng)過聯(lián)絡(luò)線W上的潮流方向，1表示正向，-1 表示反向；SW，p，t為不考慮網(wǎng)損下交易路徑p經(jīng)由聯(lián)絡(luò)線W在第t優(yōu)化時段的潮流分布因子［15］；fW，p為 交 易 路 徑p經(jīng) 由 聯(lián) 絡(luò) 線W的 網(wǎng) 損 折 算系 數(shù)；Apos，W，t為 聯(lián) 絡(luò) 線W在 第t優(yōu) 化 時 段 的 正 向ATC 限 值；Aneg，W，t為 聯(lián) 絡(luò) 線W在 第t優(yōu) 化 時 段 的 反向ATC 限值。

需要說明的是：對于年度、月度、日電量分解，Apos，W，t和Aneg，W，t分別為該條聯(lián)絡(luò)線在第t月的正、反向可用輸電總電量、該條聯(lián)絡(luò)線在第t日的正、反向可用輸電總電量以及該條聯(lián)絡(luò)線在第t時段的正、反向可用輸電電力。

2 政府間協(xié)議合約電量分解方法

政府間協(xié)議合約是由能源富裕省份與能源緊缺省份經(jīng)政府間協(xié)商簽訂的省間外送合約，在扣除國家計劃合約交易電力后的通道剩余容量基礎(chǔ)上開展交易。目前，政府間協(xié)議合約電量實(shí)際采用基于固定路徑（合約簽訂路徑）的無電網(wǎng)約束分解方式，部分交易的分解結(jié)果會在某些時段因通道容量不足而造成潮流越限。因此，政府間協(xié)議合約電量適合采用路徑可調(diào)整的分解方式，以實(shí)現(xiàn)分解電力在跨區(qū)通道間的統(tǒng)籌調(diào)劑。

本文提出的省間政府間協(xié)議合約電量分解方法為：首先，根據(jù)簽訂的省間政府間協(xié)議合約，購售電省份經(jīng)協(xié)商獲得各筆合約的年度交易電量分解到各月的電量值，其中，購電省份以省公司代理方式購電，只設(shè)置1 個市場主體；每個售電省份根據(jù)簽訂的省間政府間協(xié)議合約的筆數(shù)，設(shè)置1 個或多個市場主體；其次，通過路徑搜索算法［15］，遍歷出所有與已簽訂政府間協(xié)議合約相關(guān)的購售電省份節(jié)點(diǎn)間的可行交易路徑；最后，基于遍歷出的所有可行路徑，通過建立多特高壓通道集中優(yōu)化模型，將各筆合約協(xié)商得到的分解月電量直接分解到24 個時段?？紤]到售電側(cè)月內(nèi)調(diào)節(jié)能力較購電側(cè)強(qiáng)，優(yōu)化模型對購售電側(cè)均設(shè)置了不同時間粒度的優(yōu)化目標(biāo)。在該分解過程中，對全國范圍內(nèi)所有可行的交易路徑進(jìn)行了統(tǒng)籌優(yōu)化利用，實(shí)現(xiàn)了不同優(yōu)化時段下原合約中購售電交易對與交易路徑配對關(guān)系的可調(diào)整，最大化利用了跨省區(qū)特高壓通道的輸電能力，能夠有效減少因省間或省內(nèi)聯(lián)絡(luò)線ATC 不足而產(chǎn)生的交易電量削減量。同時，在分解過程中還兼顧考慮了發(fā)用電特性以及現(xiàn)貨試點(diǎn)省份的省內(nèi)現(xiàn)貨市場價格，有利于提高分解曲線的可執(zhí)行度，節(jié)約整體購電成本。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

政府間協(xié)議合約電量分解優(yōu)化模型，以月成交總電量最大為主目標(biāo)，以各售方市場主體分解的日電量曲線與其目標(biāo)分解曲線偏差的懲罰費(fèi)用之和，以及各購電省份分解的時段電力曲線與其目標(biāo)分解曲線偏差的懲罰費(fèi)用之和最小為次目標(biāo)，即：

式 中：NM為 被 分 解 月 的 總 天 數(shù)；Co，l，m為 第m日 售 方市 場 主 體o在 第l分 段 的 分 解 偏 差 懲 罰 成 本；Vo，l，m為第m日售方市場主體o在第l分段的分解偏差量，滿足式（2）、式（4）和式（6）；Cd，l，i為第i時段購方市場主 體d在 第l分 段 的 分 解 偏 差 懲 罰 成 本；Vd，l，i為 第i時段購方市場主體d在第l分段的分解偏差量，滿足式（3）、式（5）、式（7）和式（9）；Qmax為能夠成交的月總電量最大值，即所有簽訂的政府間協(xié)議合約在被分解月通過協(xié)商獲得的分解月電量之和；K1、K2、K3為3 個目標(biāo)的權(quán)重系數(shù)，由于優(yōu)先滿足總成交月電量 最 大，因此取K3?K1，K3?K2；Qdec，o，d，p，i為第i時段購售對（o，d）經(jīng)交易路徑p的分解電力，為該優(yōu)化模型的決策變量；Qbarg，o為售方市場主體o簽訂的所有政府間協(xié)議合約在被分解月通過協(xié)商獲得的分解月電量之和；HOrd，m為第m日在被分解月的日期；Qdec，o，d，p，m為 第m日 購 售 對（o，d）經(jīng) 交 易 路 徑p的 分解日電量統(tǒng)計值。

2.2 約束條件

1）售方市場主體發(fā)電能力約束

對于任意售方市場主體o，與其相關(guān)的所有購售對（o，d）經(jīng)交易路徑p的時段電力分解值之和，不能超過該市場主體簽訂的所有政府間協(xié)議合約在被分解月的月度總電量值，即：

2）購方市場主體用電能力約束

對于任意購方市場主體d，與其相關(guān)的所有購售對（o，d）經(jīng)交易路徑p的時段電力分解值之和，不能超過該市場主體簽訂的所有政府間協(xié)議合約在被分解月的月度總電量值，即：

式中：Qbarg，d為購方市場主體d簽訂的所有政府間協(xié)議合約在被分解月通過協(xié)商獲得的分解月電量之和。

3）聯(lián)絡(luò)線正、反向潮流約束

對于任意分解時段i，任意相關(guān)省間或省內(nèi)聯(lián)絡(luò)線W上通過的有功功率值應(yīng)不大于該聯(lián)絡(luò)線的正向ATC 限值，且不小于該聯(lián)絡(luò)線的反向ATC 限值，即滿足式（11）和式（12）。

4）交易路徑上成交對價差約束

式 中：Ebid，d，i為 購 方 市 場 主 體d在 第i時 段 的 申 報 價格；Econv，d，p，i為 購 方 市 場 主 體d在 第i時 段 從 交 易 路徑p購電所需承擔(dān)的輸電費(fèi)和網(wǎng)損折價［15］；Ebid，o，i為售方市場主體o在第i時段的申報價格。

3 案例分析

3.1 國家計劃合約電量分解案例

本文以2021 年某大型水電基地與購電省a、b、c之間的年度省間外送交易為例進(jìn)行分析。其中，購電省份以省公司代理的方式參與交易，即參與優(yōu)化的購電省份均僅包含1 個市場主體。該水電基地分別與購電省a、b、c 簽訂的國家計劃合約電量見附錄A 表A1。各筆簽訂的國家計劃合約經(jīng)由的交易路徑見附錄A 表A2。為了便于分析，本案例中，將年、月、日、時段的分級分解模型中的市場主體分解偏差的懲罰成本設(shè)置為統(tǒng)一數(shù)值，見附錄A 表A3。實(shí)際運(yùn)行時，該參數(shù)由負(fù)責(zé)的交易機(jī)構(gòu)指定。

首先，采用本文提出的模型進(jìn)行年度電量向月度電量的分解。為了充分考慮水電基地的來水季節(jié)特性，設(shè)置其典型曲線為1、2 月份不向外送出電力。在年度電量向月度電量分解的過程中，需重點(diǎn)考慮售電側(cè)發(fā)電能力對分解結(jié)果的影響，以保證分解結(jié)果的可執(zhí)行性。因此，將售電側(cè)匹配度權(quán)重系數(shù)K設(shè)置為0.9，由此得到各市場主體的年度電量分解結(jié)果如圖1 所示。

圖1 國家計劃合約年度電量分解結(jié)果Fig.1 Decomposition results of yearly power quantity of state planned contracts

由圖1 可以看出，由于在目標(biāo)函數(shù)中考慮的售電側(cè)匹配度權(quán)重較高，因此，售方市場主體的分解月電量曲線與其目標(biāo)曲線比較貼合，顯著提升了售方市場主體分解曲線的可執(zhí)行度。同時，優(yōu)化分解結(jié)果反映了發(fā)用電季節(jié)特性，1、2 月份因水電站處于枯水期而無成交電量，夏季因水電站處于豐水期且用電需求大而導(dǎo)致成交電量較高。

接著，以6 月份為例進(jìn)行月度電量的分解，將上一步分解得到的月度電量值作為優(yōu)化模型的輸入。由于6 月份水電站處于豐水期，售電側(cè)在月內(nèi)的調(diào)節(jié)能力較強(qiáng)，將售電側(cè)匹配度權(quán)重系數(shù)K設(shè)置為0.5，即在目標(biāo)函數(shù)中同等考慮購售電側(cè)的匹配度權(quán)重。由此得到各市場主體的月度電量分解結(jié)果如圖2 所示。

圖2 國家計劃合約月度電量分解結(jié)果Fig.2 Decomposition results of monthly power quantity of state planned contracts

由圖2 可以看出，由于在目標(biāo)函數(shù)中同等考慮了購售電側(cè)匹配度權(quán)重，各購售方市場主體的分解日電量曲線與其目標(biāo)曲線趨勢均比較一致，分解結(jié)果基本能夠滿足發(fā)用電需求。各購電省份在高價峰電量日（工作日）分解得到了更多的國家計劃合約電量，實(shí)現(xiàn)了購電側(cè)整體用電成本的有效降低。

考慮到水電站在枯水期的月內(nèi)調(diào)節(jié)能力較豐水期弱，調(diào)整售電側(cè)匹配度權(quán)重系數(shù)為0.7，進(jìn)行12 月的月度電量分解，得到各市場主體的月度電量分解結(jié)果見附錄A 圖A1。由分解結(jié)果可以看出，增大售電側(cè)匹配度權(quán)重系數(shù)后，售方市場主體的分解曲線貼合度提高，而購方省份的分解曲線仍能反映其在不同類型日的用電需求差異。因此，分解結(jié)果具備合理性和可執(zhí)行性。

最后，以2021 年6 月1 日為例進(jìn)行日電量的分解，將上一步分解得到的日電量作為優(yōu)化模型的輸入。由于國家計劃合約的售方市場主體為純水電、純火電或新能源與配套電源打捆的形式，售電側(cè)在日內(nèi)的調(diào)節(jié)能力強(qiáng)，故在日電量分解過程中，一般僅考慮購電省份的日用電特性，即將售電側(cè)匹配度權(quán)重系數(shù)K設(shè)置為0。由此得到各市場主體的日電量分解結(jié)果如圖3 所示。

圖3 國家計劃合約日電量分解結(jié)果Fig.3 Decomposition results of daily power quantity of state planned contracts

由圖3 可以看出，由于在目標(biāo)函數(shù)中僅考慮了購電側(cè)時段電力分解值與目標(biāo)分解值的匹配度，故各購方省份的分解時段電力曲線與其目標(biāo)曲線完全貼合，日內(nèi)峰谷特性明顯。分解結(jié)果充分反映了購電省份在每日不同時段的省間市場購電意愿，有效降低了購電側(cè)整體用電成本。

3.2 政府間協(xié)議合約電量分解案例

本文以2021 年國家電網(wǎng)有限公司范圍內(nèi)簽訂的33 筆年度政府間協(xié)議省間外送合約為例進(jìn)行分析。本文擬重點(diǎn)對建立的月度電量分解模型的有效性進(jìn)行驗證。因此，選取省間聯(lián)絡(luò)線上潮流越限情況較為嚴(yán)重的4 月份作為典型月，針對該月購售電省份經(jīng)實(shí)際協(xié)商后月度分解電量大于0 GW·h 的23 筆政府間協(xié)議合約，進(jìn)行月度電量集中優(yōu)化分解。

基于該23 筆政府間協(xié)議合約設(shè)置購售方市場主體并形成各市場主體的申報信息。對于每一售電省份，根據(jù)其在該月參與的合約筆數(shù)，設(shè)置該省份的售方市場主體個數(shù)，各市場主體基于該省的燃煤標(biāo)桿價格進(jìn)行階梯報價；對于每一購電省份，均以省公司代理的方式參與交易，僅設(shè)置1 個購方市場主體，將售方市場主體報價經(jīng)合約路徑進(jìn)行輸電費(fèi)和網(wǎng)損折價后得到的最高落地價作為該購電省報價。設(shè)置的購售方市場主體申報信息見附錄B 表B1 和表B2。

基于該月的23 筆政府間協(xié)議合約，采用第2 章建立的模型，進(jìn)行西北（售電省A、售電省B、售電省C、售電省D、售電省E）送華東（購電省A、購電省B、購電省C）、西南（購電省D、購電省E）、華中（購電省F、購電省G、購電省H、購電省I）及華北（購電省J、購電省K、購電省L）的月度電量分解。售方市場主體的典型日電量曲線及購方市場主體的典型時段電力曲線，依據(jù)各自的典型發(fā)用電特性進(jìn)行模擬設(shè)置。為了實(shí)現(xiàn)月度總成交電量的最大化，同時兼顧考慮發(fā)用電特性，設(shè)置主、次目標(biāo)權(quán)重系數(shù)為：K1=0.5，K2=0.5，K3=1 000。

目前，實(shí)際采用的不考慮電網(wǎng)約束下的政府間協(xié)議合約電量分解結(jié)果，在交易執(zhí)行前需經(jīng)國家電力調(diào)控中心校核，手工削減部分時段引起聯(lián)絡(luò)線越限的分解電力。所提出的優(yōu)化出清方式下和目前實(shí)際執(zhí)行的國家電力調(diào)控中心核減后的購售方市場主體總成交月度電量值分別見附錄B 表B3 和表B4。目前，無約束分解方式和優(yōu)化出清方式下的特高壓通道上分解統(tǒng)計信息以及聯(lián)絡(luò)線越限和阻塞信息分別如表1 和表2 所示。

表1 特高壓通道上的分解統(tǒng)計信息Table 1 Statistical decomposition information of ultra-high voltage channels

表2 聯(lián)絡(luò)線越限和阻塞信息Table 2 Exceeding limit and congestion information of tie-lines

通過優(yōu)化結(jié)果可以看出，采用本文提出的多特高壓通道集中優(yōu)化模型，實(shí)現(xiàn)了政府間協(xié)議合約時段電力的優(yōu)化分配，具體表現(xiàn)為：1）針對無約束分解方式下特高壓通道F 的越限情況，采用優(yōu)化方法對所有可行路徑進(jìn)行全局優(yōu)化后，部分經(jīng)特高壓通道F 送購電省F 的電力改經(jīng)特高壓通道C、D、G 輸送，消除了特高壓通道F 的潮流越限情況；2）針對無約束分解方式下特高壓通道D 及省間交流斷面a 的越限情況，采用優(yōu)化方法后，部分西北送華中的電力改經(jīng)特高壓通道H 輸送，緩解了特高壓通道D、G 的輸電壓力，同時消除了特高壓通道D 及省間交流斷面a 的潮流越限情況，實(shí)現(xiàn)了跨省區(qū)特高壓通道的統(tǒng)籌優(yōu)化；3）針對售電省E 送購電省L 省間外送交易，簽訂合約中經(jīng)由特高壓通道I，采用優(yōu)化方法后，部分電力改經(jīng)輸電價更低的特高壓通道B 輸送；同樣的，部分西北經(jīng)特高壓通道A 送華東的電力，采用優(yōu)化方法后改經(jīng)輸電價更低的特高壓通道E 輸送，因此，總體上節(jié)約了總輸電成本；4）從整體成交結(jié)果來看，與目前實(shí)際執(zhí)行的核減方式相比較，采用本文提出的交易路徑可變的時段電力全局集中優(yōu)化方法，能夠得到更大的成交總電量，最大化發(fā)揮了跨省區(qū)特高壓通道的輸電能力。

進(jìn)一步，分析購售方市場主體的優(yōu)化出清曲線特性。針對以純光伏或光伏與常規(guī)電源打捆形式的售方市場主體，設(shè)置其典型日電量曲線，因4 月份下旬光照強(qiáng)度較高而有一定幅度的提升；針對純火電或風(fēng)電與常規(guī)電源打捆形式的售方市場主體，因月內(nèi)火電機(jī)組較強(qiáng)的調(diào)節(jié)能力以及無明顯變化的來風(fēng)情況，設(shè)置其典型日電量曲線為1 條直線；針對購方市場主體，考慮工作日與節(jié)假日（或周末）的用電差異以及每日的用電特性［1］，設(shè)置各購電省份該月的典型時段電力曲線。售方市場主體的目標(biāo)日電量曲線及購方市場主體的目標(biāo)時段電力曲線分別如附錄B 圖B1（a）和圖B1（b）所示；售方市場主體的出清日電量曲線及購方市場主體的出清時段電力曲線，分別如圖4（a）和圖4（b）所示。

圖4 優(yōu)化出清結(jié)果Fig.4 Optimal clearing results

由于參與優(yōu)化的購售方市場主體較多，分別選取1 個售方和1 個購方市場主體，進(jìn)一步詳細(xì)對比其分解曲線與目標(biāo)曲線的特征。售方以售電省B 市場主體1 為例，其優(yōu)化出清后的日電量曲線和目標(biāo)日電量曲線的對比情況如圖5（a）所示；購方以購電省F 為例，其在某日的優(yōu)化出清時段電力曲線和目標(biāo)電力曲線的對比情況如圖5（b）所示。

圖5 目標(biāo)曲線與出清曲線的對比結(jié)果Fig.5 Comparison results of target and clearing curves

由圖4 和圖5 可以得到以下結(jié)論。1）由于在優(yōu)化目標(biāo)中同等考慮了購、售電側(cè)匹配度權(quán)重，出清結(jié)果同時反映了售方市場主體的日電量典型曲線特征以及購方市場主體的時段電力典型曲線特征；2）各售方市場主體的優(yōu)化出清日電量曲線與其典型日電量曲線的整體趨勢一致，反映了不同售方市場主體在月內(nèi)不同時期的發(fā)電調(diào)節(jié)能力；同時，售方市場主體的分解曲線在非工作日明顯下降，間接體現(xiàn)了購電側(cè)在工作日和節(jié)假日（或周末）的不同用電量需求；3）各購電省的優(yōu)化出清時段電力曲線，在4 月下旬有一定幅度的整體抬升，且在工作日的日用電量明顯高于非工作日，故在月度整體趨勢上同時反映了售電側(cè)的日電量曲線特征以及購電側(cè)不同類型日的用電量差異。同時，購電省的優(yōu)化出清時段電力曲線與其典型用電曲線基本吻合，反映了該省份在日內(nèi)的用電峰谷特性。

綜上，采用本文提出的優(yōu)化模型進(jìn)行政府間協(xié)議合約電量分解，實(shí)現(xiàn)了滿足所有相關(guān)聯(lián)絡(luò)線ATC前提下的合約電量最大化出清，顯著減少了目前實(shí)際執(zhí)行時因聯(lián)絡(luò)線ATC 不足而產(chǎn)生的協(xié)議電量削減量。另一方面，出清結(jié)果在保證月總成交電量最大化的前提下，能夠同時反映售方市場主體的月度發(fā)電特性及購電省份每日的實(shí)際用電峰谷特性，有利于充分挖掘利用發(fā)電資源的可調(diào)節(jié)能力，同時使得購電省份在高價峰時段成交更多電力，有效降低了購電側(cè)整體用電成本。

4 結(jié)語

本文主要研究了國家計劃及政府間協(xié)議2 種類型的省間優(yōu)發(fā)優(yōu)購合約電量的時段化分解方法。首先，建立了“年-月-日-時段”的國家計劃合約電量分級分解模型，分解結(jié)果能夠反映不同時間尺度下的發(fā)用電特性，提升了分解曲線的可執(zhí)行性。同時，購電省份能夠在省內(nèi)高價峰時段成交更多的國家計劃合約電量，有效降低了購電側(cè)整體用電成本。其次，建立了政府間協(xié)議合約電量的多目標(biāo)分解模型，實(shí)現(xiàn)了政府間協(xié)議合約電量分解由固定交易路徑到路徑可全網(wǎng)統(tǒng)籌優(yōu)化的跨越。出清結(jié)果能夠在滿足電網(wǎng)安全約束的前提下，充分挖掘跨省區(qū)特高壓通道的輸電能力，實(shí)現(xiàn)了成交電量最大化。同時，分解過程中兼顧考慮了發(fā)用電特性，有利于降低分解曲線執(zhí)行偏差，同時滿足購電意愿。最后，通過仿真研究，驗證了所提出的2 種省間優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量分解方法的有效性。

本文的研究成果將有利于實(shí)現(xiàn)省間優(yōu)先計劃與市場化交易在時序上的有效銜接，促進(jìn)省間、省內(nèi)市場耦合，優(yōu)化發(fā)電資源跨省區(qū)配置，對于中國能源清潔低碳轉(zhuǎn)型目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)以及全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)具有顯著的科學(xué)意義和實(shí)踐價值。目前，本文構(gòu)建的優(yōu)化模型僅實(shí)現(xiàn)了實(shí)驗室環(huán)境下的模擬驗證。下一步，擬將研究成果部署在北京電力交易中心的新一代電力交易平臺上，以期通過大量的實(shí)際算例測試，進(jìn)一步驗證模型的有效性，支撐中國省間優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量分解規(guī)則的設(shè)計與改進(jìn)。

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