跨省优先计划电量约束保障执行模式探索与实践

来源：中国南方电网 时间：2025-11-20 10:10

　　编者按

　　党的二十届三中全会提出建设全国统一电力市场的目标，对保障电力供应、促进能源转型、支撑构建高水平社会主义市场经济体制、服务中国式现代化目标的实现具有重大意义。2025年6月28日，南方区域电力市场转入连续结算试运行阶段，这是我国首个打破省级行政区划限制实现多省区电力资源统一优化配置的电力现货市场，标志着全国统一电力市场建设取得重大标志性成果。随着结算运行周期拉长，各类型市场主体对南方区域电力市场了解更多，也产生了更多疑问。为方便市场主体更好了解南方区域电力市场，中国南方电力调度控制中心和《南方能源观察》特开设“解市”专栏，对市场运行中各方关注的现象和存在的疑惑作出解答。

　　梁彦杰 陈婉 中国南方电力调度控制中心

　　吴冕 华南理工大学

　　吴洋 云南电网云南电力调度控制中心

　　跨省优先计划是电力体制改革之初建立的重要政府调节政策，对电力保供和清洁能源消纳有积极作用。根据《国家发展改革委 国家能源局关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》（发改运行〔2019〕144号）规定，国家规划内的既有大型水电、核电，按照不低于上年实际水平或多年平均水平安排计划；网对网送电按照地方政府协议安排计划；国家规划内的既有煤电机组，采取点对网或类似点对网专线输电方式送（分）电的，原则上按照与受端省份同类型机组相当原则安排计划，并根据需要适当调整；历史形成统一分配电量的煤电机组，根据历史均值并参考供需变化安排计划。

　　在现货市场连续运行前，中长期交易一般以月电量为标的开展，难以更加准确地反映月内每一天、每一个时刻的电力供需关系。但是电能作为商品的分时价值是客观存在的。因此，南方区域过去的西电东送执行曲线呈现过“反调峰”特性，即送端省份在低谷时段较跨省优先计划曲线多送电（为避免送端清洁能源弃电），但高峰时段少送（为避免送端限电）。从总电量看，跨省送电的实际电量与跨省优先计划电量偏差不大，但从曲线执行看，分时偏差（正负偏差不相抵）明细大于电量偏差，反映了区域平台的余缺互济作用。

　　南方区域电力现货市场最初设计时，按跨省优先计划曲线保障执行进行出清，但实践证明，刚性保障跨省优先计划曲线可能导致区域现货市场无法出清。这主要是由于电力平衡等关键约束无法满足，跨省优先计划提前一年完成高比例签订，明确次年365天、每天24小时的具体曲线，难以适应每日的电网实际运行情况，导致出清失败。

　　为将跨省优先计划的保障执行要求与电力系统和市场运行有效衔接，目前，南方区域电力现货市场采用了日前市场保电量、不保曲线的保障执行策略，在日前市场出清模型中设置相应跨省优先计划的日电量约束，通过区域现货市场出清，优化形成每日的跨省送电曲线，保障跨省优先计划电量的刚性执行。

　　01 跨省优先计划电量约束的曲线分解原理及优势

　　在区域现货市场出清模型中，跨省优先计划的电量约束形式为：

　　全天各时段跨省出清电量的总和≥跨省优先计划日送电量要求

　　在跨省优先计划日电量约束作用下，区域现货市场出清的跨省送电能满足跨省优先计划保障执行的要求。与传统跨省送电调度安排曲线相比，日电量约束模式具有以下两方面的优势：

　　（1）扩大了区域现货出清模型的可行域，避免了跨省优先计划曲线不可执行导致的出清失败。传统的跨省优先计划曲线分解方式未考虑电力系统的安全运行边界和实际电力供需关系，若分解曲线与系统安全运行约束冲突，区域现货出清模型将无可行域，进而影响跨省优先计划的保障执行。而电量约束模式仅对全天总跨省出清电量进行约束，当部分时段系统跨省送电受限时，可以将部分电量转移至其他时段，如图1所示：

　　图1：电量约束模式灵活转移各时段跨省优先计划电量

　　图1(a)中，原跨省送电计划的t6时段送电量与系统安全运行约束冲突，无法保障执行；图1(b)中，电量约束模式能够在保障全天总跨省送电量的同时优化各时段送电量，有利于扩大区域现货出清的可行域，更好地保障跨省优先计划电量执行。

　　（2）能够基于南方电网全网发电成本最小化的目标，结合各时段的电力供需形势，优化计算各时段的跨省送电曲线，降低系统总成本。传统跨省送电调度安排曲线的方式，通常基于送受省份诉求协调形成，效率相对有限；而日电量约束模式下各时段的送电量是通过区域现货市场优化出清形成的，是全天系统总成本最小化的送电方式。

　　02 跨省优先计划电量约束模式的价格特性

　　在未设置跨省优先计划电量约束时，任意时刻送、受端省关口节点价格之差由跨省输电价格与对应时段断面潮流约束的影子价格决定。

　　设置跨省优先计划电量约束后，若电量约束达界，某个时段送受端省价差不仅与跨省输电价格、该时段断面潮流约束影子价格有关，还会受到其他时段跨省送电计划的影响。以一个简单的例子阐述原理，如图2所示：

　　图2：跨省优先计划电量约束的跨时段定价原理

　　图2中，当某时段送端省新增负荷时（或产生负荷波动），区域现货市场可以通过两种方法平衡新增负荷：

　　1、送端省内机组增发；

　　2、减少送端省外送电量，同时受端省内机组增发。

　　由于跨省优先计划电量约束达界，说明送端没有价格优势，但必须送电，因此送端省内机组报价叠加跨省输电价格后高于受端省内机组报价。上述方法（1）的成本高于方法（2）。根据系统成本最小化的优化目标可知，区域现货市场将通过减送受端省来平衡送端省内的新增负荷。

　　然而，该时段跨省出清电量减少后，全天总送电量将不满足跨省优先计划的电量约束。因此，区域现货市场还需要安排其他时段增送受端省以保障跨省优先计划电量足额执行，进而导致其他时段送端省机组上抬出力、受端省机组压减出力，引起出清价格的变化。这就是跨省优先计划电量约束达界时，“跨时段定价”现象的产生机理。

　　当跨省优先计划电量约束达界时，区域现货市场安排各时段跨省出清电量的依据是什么？我们在研究中发现，安排送电出清电量的时段关键在于送、受端省的价差。以表1为例进行阐述：

　　表1：各时段跨省出清电量安排方式的对比

　　表1中，两个方案的跨省优先计划电量约束均达界，全天总送电量相等。方案1中，T1两省价差为50元/兆瓦时，T2两省价差为150元/兆瓦时；方案2中，时段T1、T2的两省价差均为100元/兆瓦时。

　　根据《南方区域电力市场现货电能量交易实施细则》，南方区域电力现货市场的目标函数为系统总发电成本最小。因此，达到最优解时，出清结果一定是总成本最低的方案。而跨省送电的目的是通过增加送端省低价机组出力、降低受端省高价机组出力来降低系统总成本。方案1中，若安排T2增送，T1减送，则能够为系统节省的总成本为：（450-300）-（250-200）=100元/兆瓦时，说明此时区域现货市场还能通过调整各时段跨省送电量来优化系统总成本，因此不可能为经济调度环节市场发布的结果。而在方案2中，调整T1、T2的送电量节省的系统成本为：（420-320）-（280-180）=0元/兆瓦时，此时各时段的发电计划和联络线计划已达经济性最优状态，满足发布结果条件。

　　综上所述，当跨省优先计划电量约束达界时，区域现货市场安排各时段跨省出清电量的依据是：在没有阻塞的理想情况下，各时段送、受端省的电价差相等。

　　03 结语

　　跨省优先计划电量约束模式是南方区域电力市场在跨省优先计划执行机制方面的重要探索。一方面，电量约束模式能够扩大区域现货市场出清的可行域，有利于区域现货顺利出清、跨省优先计划保障执行；另一方面，电量约束模式能够基于系统总成本最小化目标和实际电力供需关系优化各时段跨省送电量，相比传统人工事前安排联络线计划的模式提高了跨省送电的经济性。这也使得跨省送电的曲线相比于合约曲线更加贴近各省的净负荷曲线，并且当仅有跨省优先计划电量约束达界时，各时段的送、受端出清价差相等。

　　下一步，相关研究可继续探索跨省优先计划的灵活调整机制，使得优先计划保障执行总电量的设置更加符合电网运行要求。

　　（本文根据《基于跨时段电量约束的跨省优先计划曲线分解方法及区域现货出清价格特性分析》（陈婉等，《电力系统自动化》2025年第19期）所述理论整理而成）

责任编辑：于彤彤