跨区域省间富余可再生能源电力现货交易的实践和思考

孙大雁，关 立，黄国栋，罗治强，胡晨旭，常 江

（1. 国家电网有限公司国家电力调度控制中心，北京市 100031；2. 中国电力科学研究院有限公司，北京市 100192；3. 电力调度自动化技术研究与系统评价北京市重点实验室（中国电力科学研究院有限公司），北京市 100192）

0 引言

2015 年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》［1］及其配套文件的发布，标志着新一轮电力市场改革拉开序幕。随着“双碳”目标的提出，未来新能源将逐步成为装机和电量主体，高比例新能源出力的随机性和波动性给电力供需平衡带来巨大挑战，新能源弃电和电力供应不足现象反复交织将成为常态，必须加快建立和完善适应新能源发展和消纳的市场机制，发挥源网荷储各类资源调节能力，充分利用大电网资源配置平台优势，促进新能源大范围优化配置。

目前，国内外关于可再生能源跨区域消纳的市场化机制研究较多。国外电力市场起步较早，以北欧［2-10］、美国［11-19］、英国［20-24］为代表的典型电力市场发展较为成熟。其中，北欧通过跨国互联市场、财政激励、绿证市场、碳排放交易等方式共同促进可再生能源发展和消纳。美国各区域市场也在不断探索区域间的市场化协调机制，采取现货偏差结算、绿证市场、配额制、税收抵扣等方式提升可再生能源利用水平。当前，国内促进可再生能源消纳的电力市场相关研究多为理论机制设计［25-28］，符合国内实际情况的跨区域现货市场应用较少。文献［29-32］提出了可再生能源跨区域电力现货交易，但缺乏长周期的运行总结和分析。

2016 年，全国弃水电量50 TW·h，弃风电量49.7 TW·h，弃风率达17.2%，弃光电量7.4 TW·h，弃光率达10.3%［33］，“三弃”（弃风、弃光、弃水）问题十分严重。为缓解“三弃”问题，充分利用跨区域省间通道富余的输电能力，借鉴国内外可再生能源市场化消纳机制，国家电网有限公司根据《国家能源局关于同意印发〈跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）〉的复函》要求，于2017 年8 月18 日正式启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易（以下简称“跨区现货交易”）。4 年多以来，市场运行平稳、成效显著，为减少“三弃”电量作出了重要贡献，为省间现货市场建设奠定了坚定基础。2021 年上半年，全国水能利用率上升至98.43%，风电平均利用率达96.4%，光伏平均利用率达97.9%［34］。

为充分借鉴已有的实践经验，指引下一步省间电力现货市场的建设和技术研究，保障电力体制改革的贯彻实施，本文对长周期结算运行的跨区现货交易成效进行了全面总结和思考。对跨区现货交易机制进行了概述，并总结和评估了4 年以来的运行情况，结合国内“双碳”建设目标和电力供需形势，分析当前跨区现货交易的局限性，提出了对省间电力现货市场建设的相关思考和建议。

1 跨区现货交易机制设计

1.1 市场框架

跨区现货交易是由国家电力调度控制中心（简称“国调”）在国家电网有限公司经营区域内通过跨区域输电通道，组织买方（含电网企业、电力用户和售电企业）与卖方（水电、风电、光伏等可再生能源发电企业）开展的电力现货交易。跨区现货交易包括日前、日内市场，市场框架如图1 所示。

图1 跨区现货交易框图Fig.1 Block diagram of trans-regional electricity spot trading

1.1.1 交易标的

跨区现货市场的交易标的为送端可再生能源发电的富余电力，即落实各类中长期外送计划和交易后，若送端省发电侧、负荷侧调节资源已经全部用尽，仍有富余可再生能源电力时，则组织开展跨区现货交易。

1.1.2 市场主体

1）卖方主体为水电、风电和光伏等可再生能源发电企业；

2）买方主体为省级电网企业，逐步引入电力用户、售电公司（初期电网企业代理）参与；

3）输电主体为国家电网有限公司（包括总部、分部）和各省级电网企业。

1.1.3 职责分工

1）国调负责按市场规则开展跨区现货交易组织和出清，向电力交易机构提供交易结果、执行情况等跨区现货交易结算所需信息；

2）送端省级电力调度机构（简称“省调”）负责组织省内发电企业申报、汇总和上报，以及安全校核和结果执行；

3）受端省调负责省内购电的申报、安全校核和结果执行；

4）区域电力调度机构（简称“网调”）负责区域安全校核；

5）电力交易机构负责市场交易主体的注册和结算等相关工作。

1.1.4 市场出清

1）交易申报。买卖双方自主自愿参与，按时段申报“电力-电价”曲线（15 min 为一个时段）。

2）出清机制。基于交易路径的网损和输电费，考虑多级联通道动态可用输电容量、电力平衡、爬坡等约束，按照买卖双方高低价差匹配的方式进行集中竞价出清。

3）价格机制。采用系统边际电价，取每个送端省份最后一笔成交电量买卖双方报价的平均值作为系统边际电价，该省成交电量按照边际电价结算。

1.2 市场流程

日前跨区现货交易按日组织，每个工作日组织次日96 个时段的现货交易，主要包括信息公告、交易申报、集中竞价、交易出清及发电计划编制、交易信息发布等环节，具体流程如图2 所示。

图2 日前现货市场流程图Fig.2 Flow chart of day-ahead spot market

日内跨区现货交易按5 个交易时段（00：15—08：00、08：15—12：00、12：15—16：00、16：15—20：00、20：15—24：00）组织，主要包括日内市场报价、信息公告和更新、交易申报、日内市场出清、网调计划编制、省内发电计划修改等环节，具体流程如图3 所示。

图3 日内现货市场流程图Fig.3 Flow chart of intraday spot market

1.3 市场衔接

在跨区现货交易运行中，充分考虑了国情和市场建设基础条件，提出了三级调度协同下省间、省内市场的协调机制。具体体现在以下几个方面。

1）职责分工。国调、网调按照同一跨区现货交易规则、同一电网模型和市场主体报价，组织开展跨区现货交易，并按照调管范围开展预计划编制、断面限额维护、市场结果校核等工作。网调负责组织区域内辅助服务市场和区域安全校核。省调负责省内现货市场及省内辅助服务市场的组织运行。

2）时序配合及市场协同。主要包括中长期与现货交易衔接、跨区交易与省内交易衔接。

（1）中长期与现货交易衔接：计划编制环节，国调、网调下发基于中长期交易的跨区跨省发输电预计划，作为省内预出清或预平衡的边界，实现中长期与现货交易的时序衔接；执行环节，按照可再生能源跨区中长期交易、跨区日前现货交易、跨区日内现货交易的顺序安排跨区通道计划；偏差结算环节，减发、增发电量分别计入月度计划，并进行月内滚动调整，跨区通道实际输送电量和计划电量的偏差纳入中长期交易计划滚动调整。

（2）跨区交易与省内交易衔接：省调将下发的联络线预计划作为边界进行省内预出清，确定跨区交易需求后，由国调、网调组织开展跨区现货交易，实现省内与跨区的第1 次衔接；跨区现货出清结果叠加中长期曲线作为省内正式出清的边界，省内以此为边界进行省内现货市场和辅助服务市场出清，实现跨区与省内的第2 次衔接。

2 运行成效

从实际成交的电量、电价角度对跨区现货交易的运行情况进行综合分析。

2.1 市场范围

市场主体不断增多，市场范围持续扩大。市场运行初期仅3 个送端省份、12 个受端省份和800 余家可再生能源企业参加，随着市场成效逐步显现，参与市场主体越来越多。截至目前，共有18 个受端省份、16 个送端省份超过2 300 家可再生能源企业参与。

4 年以来，累计成交电量超过23 TW·h（统计数据为2017 年8 月18 日—2021 年8 月17 日，下同），以市场化手段有效促进了电力资源的大范围优化配置。

2.2 可再生能源消纳

跨区现货交易成交的均为风电、光伏、水电等可再生能源，从实际成交来看，西北四省（甘肃、宁夏、青海、新疆）和四川省为主要卖方，河南、浙江、上海、江苏为主要买方。部分省份的年度（其中2017 年是从当年8 月18 日—12 月31 日，2021 年是从当年1 月1 日—8 月17 日，下同）成交电量统计见附录A 表A1。可以看出：

1）西北新能源消纳。以西北四省为例，4 年累计消纳新能源17.6 TW·h，相当于节约标煤539 万t，减少二氧化碳排放1 495 万t。其中甘肃累计成交8.734 TW·h，提升新能源利用率6 个百分点；新疆累计成交5.203 TW·h，提升新能源利用率2.3 个百分点。

2）四川水电消纳。4 年来累计消纳水电3.171 TW·h，为完成四川“2020 年水能利用率达到95%”的目标作出了重要贡献。

3）买方情况分析。以浙江省为例，累计成交电量3.165 TW·h，平均每年受入约800 GW·h 可再生能源电量，相当于2020 年全省风电发电量的22%。最大电力3 800 MW，在促进清洁能源消纳的同时，也有效支撑了高峰电力的有序供应，为省内能源“双控”、减少煤炭消耗发挥了重要作用。

2.3 成交电量分析

2.3.1 年度成交电量分析

从年度时间尺度来看，试点运行以来的历年总成交电量如图4 所示。可见，2018—2020 年3 个完整年度的总成交电量在逐年递减。

图4 年度成交电量Fig.4 Annual transaction power

成交电量下降的原因主要包括以下几方面：

1）跨区中长期交易规模增加，现货交易通道可用空间相对减少。以2020 年为例，跨区年度中长期交易电量同比增长27.8%，占通道可用输电容量从2019 年的66.27%提高到76.20%。跨区现货交易在中长期交易基础上进行组织，2020 年跨区现货通道可用容量相比2019 年整体下降30.83%。

2）随着省内现货市场、区域辅助服务、区域临时调整机制的不断完善，通过开展省内现货市场、辅助服务市场、增加中长期交易外送等措施，充分挖掘省内、区域内的消纳潜力［35-36］，省内新能源利用率从2019 年的91%提高到2020 年的95%。受上述因素影响，2020 年跨区现货外送申报量为19.2 TW·h，同比下降17.22%。

3）2020 年受疫情影响，全社会用电量增长缓慢，西部地区用电量增速相对领先，华北、华东、华中（简称“三华”）地区用电量增加较少［37］，影响了购电意愿，买方申报量同比下降44.76%。

2021 年成交电量明显提升，主要原因一是全社会用电量增加，华东、华中等地区购电意愿加强，2021 年购电申报量同比增长30%以上；二是西南地区随着白鹤滩电厂投入运行，水电消纳形势严峻，水电成交量增加1.4 TW·h。

2.3.2 供需比变化

当前跨区现货交易是典型的卖方主导市场，2017—2021 各年买方有效申报量分别是卖方有效申报量的1.6 倍、5.2 倍、3.6 倍、3.2 倍、8.0 倍，供需比（卖方有效申报量/买方有效申报量）远小于1，故成交结果主要受卖方影响。

2.3.3 月度成交电量分析

从2018—2020 完整年的分月成交电量看，全年成交电量主要集中在2—5 月新能源大发期和7、8月水电大发期，占全年成交电量的60%以上。

2—5 月成交电量大主要是因为作为卖电主体的西北地区，春季是其新能源大发期，且区域内负荷水平较低，富余新能源多，春季申报量大。

2.3.4 时段成交电量分析

成交电量主要集中在10：00—17：00 光伏大发时段，占总成交电量的60%以上。由于卖方申报量决定了市场成交情况，而西北地区的可再生能源富余时段主要集中在白天光伏大发时段，所以整体上成交曲线趋势与卖方申报电量分布保持一致，呈现“中间高、两头低”的形态。

2.4 成交价格分析

2.4.1 年度成交价格分析

年度送端成交均价为139.5 元/（MW·h），受端成交均价为272.3 元/（MW·h）。除2017 年成交均价（98.5 元/（MW·h））较低以外，从2018 年开始，年度送端成交均价基本在120～165 元/（MW·h）波动。

2.4.2 月度成交价格分析

从2018—2020 完整年的分月出清电价看，2020年价格波动较大，2018、2019 年价格相对稳定。

2020 年呈现“量价齐跌、波动性大”的特点。由于成交电量较低，月度出清均价随机性强，价格波动大。同时，2019 年12 月和2020 年1 月的市场成交价格维持在较高水平，受疫情影响，2020 年2 月以后买方购电量大幅下降，市场平均成交价整体下降明显。

考虑到跨区输电价格、最优路径等因素，市场成交价格受供需比、申报价格等多种因素影响。如图5 所示，以2019 年为例，成交价格变化趋势基本与供需比变化趋势呈负相关状态，市场价格变化能有效反映供需比的变化。7 月虽然供需比增加，但由于申报价格明显提升，故成交价格也有所提升；10 月供需比略有下降，但由于申报价格下降较多，故成交价格也有所降低。

图5 2019 年分月成交价Fig.5 Monthly transaction price in 2019

2.4.3 日成交价格分析

从日成交来看，跨区现货交易成交价格更好地反映了市场供需形势。2021 年初寒潮期间，由于全国供需紧张，成交均价达261 元/（MW·h）（1 月16 日），高于全年均价（165 元/（MW·h））。2021 年7 月迎峰度夏期间，重庆地区部分水电厂成交价格多日超300 元/（MW·h），最高达337 元/（MW·h），远超电厂中长期临时预挂牌外送交易均价。2021年10 月以来，全国大范围供需紧张，11 月25 日日前、日内市场均价均超过400 元/（MW·h）。

在促进清洁能源消纳方面，以四川省为例，2021 年6 月6 日开始全网水电日均发电量比预期增加约50 GW·h。国调积极组织跨区现货交易，6 月9 日，四川低谷时段（00：15—08：00、23：15—24：00）申报跨区日前现货电量9.17 GW·h，全部成交，送端成交均价为217 元/（MW·h）。6 月10 日，四川水电发电量继续增加，低谷时段申报日前跨区现货电量55.61 GW·h，成交电量33.07 GW·h，成交率近60%，送端成交均价为128 元/（MW·h）。对比两日成交情况，由于卖方均为四川水电，受端需求未出现明显变动，6 月10 日申报量大幅增长，导致出清价格降低。在输电通道仍有可用空间且送受端均有申报电力的情况下，6 月10 日由于申报量大且送受端价格不匹配，导致部分电力没有成交。

3 市场运行综合评估

跨区现货交易中，交易电力为满足省内电力电量平衡后的富余电力，不受用电负荷直接制约，故与常规电力现货市场不同。发电主体涉及国调区域内2 000 多家可再生能源企业，其申报的量价信息汇总到交易节点（一般以省为交易节点，阻塞严重则分为多个节点），各交易节点基于跨区跨省交易路径参与市场出清，因此，对交易节点进行相关评估分析更具有针对性。基于国内相关研究成果［38］和跨区现货交易的特点，构建市场运行评估指标体系，将各项指标计算结果经专家打分，再通过模糊综合评价方法对跨区现货交易进行综合评估。

3.1 市场运行评估指标

3.1.1 市场活跃度

参照赫芬达尔-赫希曼指数（HHI）指标计算方法，建立交易节点集中度和排名前3（Top-3）份额指标，分析评估各地区参与跨区市场的活跃程度和集中程度。计算公式如下：式中：H为交易节点的集中度；TTop-3为Top-3 份额指标；Sg为交易节点g的市场份额；N为交易节点总数；m3为Top-3 的交易节点份额。

3.1.2 市场报价行为评估指标

采用市场报价达限率和报价的波动性指标，评估交易节点的电价申报情况。计算公式如下：

式中：ηdx为交易节点报价达限率，由于跨区交易规则中并没有规定报价上限，此处以各省燃煤标杆电价作为上限；Ndx为交易节点申报价格超过上限的次数；Nall为总申报次数；σbd为交易节点申报价格的波动性；i为报价序号；n为交易节点报价总数；Pi为第i个报价；Pstd为所有报价的标准差。

3.1.3 市场出清价格评估指标

采用市场出清价格达限率和出清价格的波动性指标来评估市场出清电价情况。计算公式如下：

式中：ηcldx为出清价格达限率；Ncldx为交易节点出清价格超过上限的次数；Ntotal为统计周期内交易节点成交总次数；σcl为出清价格的波动性；j为出清价格序号；m为出清价格总数；Pj为第j个出清价格；Pcl为所有出清价格的标准差。

3.1.4 市场运营效率评估指标

包括市场出清及时率和连续稳定运行率，用来评估市场运营效率。计算公式如下：式中：θcl为统计周期内跨区现货市场及时出清率；Ncl为及时出清次数；Nzcl为总出清次数；θlw为市场连续稳定运行率；Tlw为跨区现货市场不间断运行时长；Tzlw为统计周期内跨区现货市场总运行时长。

3.2 市场运行评估分析

3.2.1 指标计算

各计算指标见附录A 表A2，从计算结果来看：

1）市场活跃度方面：2017 年以来，随着市场主体不断增多，市场范围持续扩大，市场活跃度增强，集中度逐渐降低，2021 年市场更活跃。

2）市场报价行为方面：市场报价达限率维持在较低水平，体现了新能源的低边际成本，以及跨区现货交易的商品为富余电力。市场报价波动性强，且在2019 年以后维持较高水平，一方面是由于各省可再生能源价格机制不同导致报价波动性大；另一方面是由于市场主体的市场意识逐渐加强，且2019 年以来随着区域、省级电力市场逐步运行，市场主体申报更灵活且更符合供需变化。

3）市场出清价格方面：市场出清价格达限率呈升高趋势，除2020 年以外，价格波动性不大。市场出清价格达限率基本与供需比呈正相关，2021 年全网电力供应紧张，出清价格更加反映供需变化。再结合年度成交电量的价格分布，如附录A 表A3 所示，从2017 年的0～150 元/（MW·h）价格段向2021年的50～200 元/（MW·h）价格段偏移，且中间价格交易呈现逐渐分散的特点。以上表明，经过市场初期的价格探索和买卖双方博弈后，富余可再生能源跨省区分时电能价值逐渐被发现，市场成交价格反映了供需变化。

4）市场运营效率方面：市场的信息申报、系统出清运算等过程组织及时，市场运转高效。自投入运行以来，跨区现货交易一直保持日前、日内市场连续稳定运行，执行度高。

3.2.2 综合评估

综合评估结果见附录A 表A4。各年度跨区现货交易综合评分呈上升趋势，2021 年综合评分为90.7 分，市场整体运行情况优秀。自跨区现货交易开展以来，市场运行平稳，参与市场主体不断增加，电能价值逐渐被发现，为减少“三弃”电量作出了积极贡献。

但是市场集中度和Top-3 份额指标仍较高，市场范围和参与主体还有待进一步扩展，同时随着省级现货市场和新能源市场化改革的推进，跨区现货交易和省级现货交易的衔接难度加大，市场主体在两个市场的申报复杂性增强，给市场主体报价、跨区现货运营带来了新的挑战。

4 跨区现货交易建设的思考和建议

跨区现货交易培养了市场主体的市场意识，积累了市场建设和运行经验，有效促进了可再生能源在全国范围的优化配置，为实现中国能源低碳转型贡献了积极力量，构建了省间电力现货市场体系雏形。但受规则、技术等原因限制，跨区现货交易在市场范围、市场主体、交易频次等方面还存在局限性，需进一步完善市场交易体系，更大限度地发挥跨省跨区交易的作用。

4.1 面临的形势与存在的问题

未来新能源将成为装机和电量主体，高比例新能源出力的随机性和波动性对系统的电力电量平衡影响较大，电力有序供应、清洁能源消纳的难度进一步增加，亟须利用市场化手段促进资源更大范围优化配置、提高跨省跨区电力余缺互济能力。面对新的发展形势，跨区现货交易还存在以下不足：

1）市场主体和交易范围有待进一步扩大。当前跨区现货交易仅支持可再生能源企业参与，规模较为局限，仅缓解了局部地区的“三弃”问题，而且仅在国家电网有限公司调管范围内的区域之间开展，暂不支持区域内的省间开展，资源配置效果有限。随着国内电网和电源结构的快速发展和变化，全网电力电量平衡一体化特征愈发明显［39］，通过全网电力余缺互济才能更好地解决局部地区电力供需不平衡问题。近期，国家发改委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》［40］要求燃煤发电电量全部进入电力市场，跨省跨区交易为燃煤电量进入市场提供了可行途径，同时还可平抑由可再生能源出力特性导致的较大发电波动，进一步释放全网资源配置能力。

2）新能源参与市场的机制尚需进一步优化。新能源波动性、随机性明显，预测精度受限，当前的跨区现货交易日内市场是5 个时段的固定频次，难以适应新能源出力的波动性，不利于新能源发电企业及时调整申报量价。

3）当前的电力送受端的购售角色转换不够灵活。跨区现货交易中某一省份固定为单一购电或售电角色，但随着新能源装机占比不断提升、新能源出力波动性较大、水电装机大省丰枯转换等，同一地区在不同季节甚至同一天内不同时段的购售电需求不同。在跨区现货交易实践中发现，如四川省在丰水期对外售电、枯水期则需要购电，青海省在早晚时段因光伏发电少而需要购电、在中午时段则对外售电，而目前在市场规则和技术支持系统上购售电角色转换还不够灵活，需要建立与之相适应的购售电灵活快速转换机制。

4.2 下一步研究方向

针对当前面临的形势，后续需进一步扩大市场范围和主体类型，完善交易机制，更好地促进省间省内市场衔接，增加交易频次，利用市场化手段促进可再生能源的更大范围消纳。同时，随着市场范围和主体类型进一步扩大，市场机制进一步完善，交易模型构建、交易路径搜索、市场出清等方面也将面临新的问题和挑战。

1）跨省跨区交易网络模型构建技术。交易网络是开展跨省跨区现货交易的基础［31］，随着交易范围的扩大和市场主体的扩展，有必要构建高准确性、高扩展性的跨省跨区交易网络模型，为可用输电能力计算、市场出清、结果回溯提供依据。网络模型构建需考虑以下几个方面：

（1）电网分区等值。跨省跨区交易网络模型构建需要考虑跨省区交易以直流输电系统为骨干的物理特性，分析电网拓扑结构和支路潮流分布状态以识别省内关键交流断面，结合电气距离与分区节点聚类，实现电网分区等值。

（2）电力流和交易流统一。可采用基于拓扑结构和直流运行特点的网络模型构建方法，由交易节点和交易路径共同构成省间交易网络模型，实现电力流和交易流高度统一。在电力流模型中，需考虑输电通道的可用输电能力，计及级联输电通道网损和穿越分区网损，计算省间交易后输电通道的可用输电能力变化。在交易流模型中，需计及跨区通道、区域电网和省内电网输电费用和网损，支持以买卖双方输电成本最小为原则的输电通道分配策略。

2）跨省跨区现货交易路径快速搜索技术。通过构建省间交易网络模型，建立了买方主体和卖方主体之间的联系，可确定送受端主体间全部可能的交易路径。但随着网络模型的节点和通道增加，买卖双方可行交易路径数量呈指数级上升，需要解决路径的快速搜索问题。为加快路径搜索，可基于交易网络模型拓扑结构，采用输电通道折叠和展开技术，利用深度搜索算法，形成交易路径快速搜索策略。首先，将首末端节点相同的输电通道进行合并；然后，将交易网络模型分为跨区网络和区域内省间网络，形成双层交易网络模型。采用深度搜索算法，计算各层模型中节点间的可行路径。通过动态组合各层模型的可行路径，并将已合并输电通道进行展开，可快速搜索网络中任意节点间的可行路径。

3）考虑复杂约束和大规模市场主体的优化出清技术。实现考虑大规模交易组合的集中优化出清可考虑以下几个方面：

（1）采用基于经济路径识别和构建技术的出清算法，缩小可行解空间，提升出清计算速度。为解决购售电分时量价需求与买卖双方间可选交易路径的组合爆炸问题，可在任意节点间的可行路径组合中，考虑输电通道可交易方向和剩余可用容量等约束，计算各节点间的连通度，形成节点间最大可成交量的交易路径组合。根据路径中各输电通道的输电价格和网损计算路径输电成本。辨识各节点间输电成本低的交易路径，智能削减非经济性求解空间，加快最优交易组合搜索速度。

（2）考虑多种优化算法的组合算法。随着信息技术的快速发展，大数据、人工智能技术在电力系统中得到大量应用，基于云计算、分布式和大数据的底层技术能处理大量市场主体参与和大规模交易网络带来的多变量多约束问题，提升求解速度。基于跨省跨区现货交易的特点，将传统拉格朗日松弛法、混合整数法和智能优化算法相结合，避免出现振荡或奇异现象而陷入局部最优，以提升收敛速度和求解精度。

（3）复杂网络安全约束快速构建。传统大电网安全约束模型一般等值到220 kV，由于发用两侧大量小机组和用户进入市场，为保障计算精度，有必要将模型扩展到110 kV 或更低电压等级，导致母线负荷中含有发电成分，同时安全约束条件的规模也急剧增加。因此，有必要优化母线负荷预测方式，形成净负荷才能开展安全分析，同时需要研究安全约束的快速构建策略，加快市场出清速度。

5 结语

本文介绍了跨区现货交易的基本情况，总结了运行以来所取得的成效。近两年来，电力系统“双峰”特性逐渐凸显，整体供需形势呈现紧平衡。同时，随着新能源装机规模进一步增长，东北、华北、西北（简称“三北”）地区新能源消纳形势更加严峻，电力平衡出现“缺电和弃电”反复交织的常态化两难局面。因此，在后续电力现货市场设计中，应扩大交易范围，丰富交易主体，完善交易机制，推动省间电力现货市场建设，充分考虑通过市场化手段开展电力余缺互济、促进可再生能源更大范围消纳，推动建设全国统一的电力市场。

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。