一种区域电力市场多运营主体输电收入分配方法

付天一，张寓涵

（1. 河海大学 能源与电气学院，南京 211100；2. 陕西电力交易中心有限公司，西安 710048）

0 引言

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》［1］，指出要稳步推进省（区、市）区域电力市场建设，建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。《意见》提出，要提升跨省跨区输电价格机制灵活性，探索跨省跨区交易按最优路径组合等方式收取输电费用。

在统一大市场政策激励下，全国市场、区域市场不断融合发展，市场机制逐步完善，将会有更多市场主体通过跨区交直流通道、区域输电网络开展跨省区电力市场化交易［2—6］。跨省区交易与省内交易的主要区别之一就是该类交易需收取跨省区输电费用。作为市场主体购电成本的一部分，跨省区输电费用的收取与分配是否公平、合理，也影响着区域电力市场的资源优化效率和市场积极性。

跨省区输电价格机制一般包括价格水平核定和输电费用收取及分配两个方面。价格水平核定方面，文献［7］调研了澳大利亚过网费定价及收费方法。文献［8］针对我国跨区跨省输电资产产权归属主体不同的客观情况，提出统一将输电网络功能进行分类，对于不同类型功能进行定价收费的方法。国家于2020年、2021年陆续出台了跨省跨区专项工程输电价格、区域电网输电价格及省级电网输配电价定价办法［9—11］，以便科学、合理地核定各输电环节价格水平。跨省跨区专项工程的主要作用是电能输送、互济与保供，准许收入按照单一电能电费方式回收；区域电网共用输电网络的主要作用是电能输送和安全可靠服务，准许收入按照电能电费和容量电费两种方式回收；省级电网的主要作用是为用户提供输配电服务，准许收入通过分电压等级、分用户类别输配电价进行回收。上述各输电环节价格，在一定时期均是固定的。

输电费用收取及分配方面，常用方法有邮票法、兆瓦-公里法、潮流追踪法，相关学者在此基础上进行了深化应用。文献［12］提出基于电气源流分析，对用户无差别地收取跨省区输电费，而不单独对省间交易电量收费。文献［13］利用改进的Z总线理论和博弈论均分原则，确定用户对支路潮流的贡献，提出了有效贡献的概念。文献［14］建议南方区域用两部制电价取代单一制电价，增加基于用户输电网使用程度的容量收入分配，引导电网企业投资。文献［15］提出3种输配电服务成本分摊定价方法，分析结果表明在输电环节采用潮流追踪法最大限度区分省内∕外网络用户对输电网的使用程度，在配电环节采用分电压等级邮票法的方式，更能兼顾能源送出省负荷密度低、负荷需求小的特点。目前实际执行的政策是，按相关区域电网跨省中长期交易规则［16—17］，电力用户、售电公司与省外发电企业开展跨省区交易过程中，购电方需要缴纳输配电环节费用包括:送出省外送输电费用（含网损）、区域电网跨省交易输电费用（含网损）、跨省跨区专项工程输电费用（含网损）以及所在省的省级电网输配电费等费用。在实际交易结算环节，电网企业按照应收取输电费的实际交易执行电量乘以各输电环节输电价格计算需收取的跨省区输电费用。在购电方缴纳上述费用后，电网企业对于固定输电收入的分配方法为:送出省外送输电收入将分配给送电省份省级电网企业；区域电网跨省交易输电收入、跨省跨区专项工程输电收入将分配给运营相应区域电网或专项工程的电网企业；省内电网输配电费将分配给购电方所在省省级电网企业。

然而，在实际送电过程中，交易电量除了发用侧的省内电网及省间联络线外，还穿越了送受端间的其它省级交流输电网。跨省区交易输配电环节费用仅由送受省及区域电网运营方收取，穿越中间省级输电网产生的网络损耗未有效补偿给被穿越省的用户，不能灵敏地反映不同用户对电网的使用情况和不同交易输配电成本在不同电网中的合理分摊，不利于跨省区通道的优化利用［10］。因此虽然购电方缴纳的交易电量对应的送出省、区域电网及购入省总输配电费是固定的，但是在送端、受端及被穿越方省级电网企业之间如何更有效的分配（或分享）还需要进一步研究。

考虑到我国核价及收费政策在一定时期内变化的可能性不大，上述文献方法虽然可以提升市场各方参与区域市场交易的积极性，但与现有价格体系差异较大，实施起来较为困难，需要选取与目前政策相适应的输电收入分配方式。基于上述考虑，本文提出了一种区域电力市场跨省区交易中，保持跨省区输电定价机制、收取输电费用总额不变的情况下的多运营主体输电收入分配方法，通过合理地分配跨省区交易输配电费，以促进统一电力市场的进一步形成。

1 多运营主体输电收入分配方法框架

基于交易合同输电路径优化的多运营主体输电收入分配方法中，“多运营主体”主要指区域电力市场交易电量输送过程中涉及的多个运营省级输电网的电网企业。本文采用合同路径优化的方法，以网损最小为目标找到合同电量优化传输路径，根据路径中输电线路的归属，确定不同区域的输配电费用分摊比例。方法框架的具体流程图如图1 所示。

图1 输电收入分配方法框架Fig.1 Transmission income distribution method frame

需要说明的是，交易合同输电路径优化时，由于考虑了实际网架的约束，须以某种方式将合同电量分解到时段，以功率作为标的物。随着全国省级现货市场建设加快推进，绝大多数省份中长期交易合同均实现带分时电力曲线签约，合同电量全部分解至交易周期内的各个时段。通过汇总相应节点下市场主体不同周期、类型交易合同分解至时段的电力，可得到相应节点该时段的净合约电力，进而开展交易合同输电路径优化计算。交易合同输电路径优化模型具备普适性，既适用于全时段、全网架精确计算，又可以对典型时段、典型网架进行简化计算，并获得不同精度的交易合同路径优化结果。

2 交易合同输电路径优化模型

在经济性方面，省间交易合同的优化目标为多运营主体联合运营的整体输电网的输电损耗最小，通过提高输电效率获取额外收益。在数学含义方面，交易合同输电路径优化就是寻找确定合同电量的最优流通路径，而最优流通问题实际上就是以最小的损耗完成规定的传输量的问题。

2.1 目标函数

基于合同路径优化的输配电分摊模型的目标函数为参与跨区交易的合同电量所通过的线路总网损最小。本文研究对象主要针对合同电量，重点在于对中长期合同中要求履行的有功合同电量在电网中应承担的运输成本进行估算，指导合同签署时不同区域的输配电分摊比例，由于合同并未对无功电量提出需求，故模型中并未考虑系统无功。目标函数表示如下

式中:P为线路l注入相应节点的功率；为线路l上流过的总合同功率；Ul为线路l的电压等级（标幺值为1）；Rl为线路l的电阻值；L为支路总数；M为合同数量。

2.2 约束条件

2.2.1 节点注入功率平衡约束

每个节点的注入功率等于与之相连的所有线路的出线功率减去入线功率。如果节点i是购电节点，则它的注入功率不小于该节点所购的合同电量，如式（3）所示；如果节点i是售电节点，则该节点所有合同的总量不大于该节点售电方的最大发电能力，如式（4）所示；如果节点i是其它节点，则它的注入功率为0，如式（5）所示。以上约束用公式表示如下

式中:m为合同编号；i为节点编号；P为合同m在节点i的注入功率；P为合同m在线路l上的出线功率；P为合同m在线路l上的进线功率；为合同m的合同电量；为合同m经过以节点i为末端节点的线路l的输出功率之和；为合同m经过以节点i为首端节点的线路l的注入功率之和；P为节点i机组的最大出力。

2.2.2 网损约束

电量传输分配的过程中会出现能量损失，导致线路的进线功率与出线功率不相等，因此网损约束为

将约束线性化便于求解，可将P的平方项进行分段线性化处理，分段线性化的方法如下:

式中:S为线性化段数，算例中取10；Ks为各段斜率；P为线性化后每段的线路传输功率，满足以下约束条件

式中:s为线性化后的每段序号；S为线性化段数。

2.2.3 线路传输功率约束

当进行时段内所有合同的统一优化时，线路潮流应该满足

式中:P为线路l的最大传输功率。

3 输电收入分配比例计算

按照上述优化模型进行优化后，可以得到M个L维向量，每个向量中的元素代表了该份合同在线路l上流过的电量。已知每条线路的归属区域，采用兆瓦-公里法对输配电费的分配比例k进行计算。

每笔合同输电收入在多运营主体之间的分配比例，为该合同对应的所有合同路径历经不同运营主体所属线路的合同电量总和之比。

考虑到跨省区交易合同的跨区域流动主要在输电网络上，因此主要计算输电收入的分配，不包含购电省配电网络对应收入的分配。输电收入分配的表示如下

式中:ki为区域i的分配比例；area1、area2为区域1、区域2的线路集合；fl,ri为区域i的输电线路权重，可以依据各省输电网络建设成本不同进行赋权。

4 算例分析

应用IEEE-30 节点系统网络拓扑图，对上述的基于合同路径优化的输配电费分摊模型进行验证。

4.1 IEEE30系统算例

IEEE-30 节点系统包含30 个节点、41 条支路、6个发电机以及24个负荷。将整个系统分为3个输电区域，其经营区输电网络分别对应区域1、区域2、区域3的线路和变电资产（本算例中跨区域1、2和区域1、3 的线路归属于区域1，跨2、3 的线路归属于区域2），系统接线图及区域分区情况如图2 所示。图2中，区域1的节点1、2、5、8为售电节点，区域2的节点17和23为购电节点，区域3的节点26为购电节点。

图2 IEEE 30节点系统分区情况Fig.2 IEEE-30 node system partitioning

本算例设置了相应售电节点、购电节点之间的9个电力交易合同，合同信息如表1所示。

表1 交易合同信息Table 1 Trading contract information

4.2 交易合同路径优化结果

通过交易合同输电路径优化模型得到每个合同在每条支路上的电量分布，结合线路之间的连通关系，可以得到各合同的主要输电路径。各合同的主要输电路径如图3 所示，其对应的传输电量以涉及线路的最小功率确定，在表2中具体列出。

表2 合同主要传输路径分析Table 2 Main transmission paths of contracts

图3 交易合同路径优化结果Fig.3 Path optimization results of trading contract

由表2 可知，合同3 和合同7 均存在穿越区域。在合同3 的主要输电路径中，为了避免增加系统线路网损，售电节点2 的出力按与线路电抗值成反比的比例分配到2-4、2-6 两条线路上，形成的路径1为2-4-12-14-15-23，从区域1 直接流向区域2，路径2 为2-6-10-22-24-23，除了经过区域1、2，还穿越了区域3。表2 结果证明了优化结果会尽量将电量分配到更多的线路上，以防止某一线路承载多笔合同而导致总网损增加。

合同7 虽然是区域1 的售电节点与区域2 的购电节点进行交易，但由于网架结构限制，合同路径穿越了区域3 的较多线路。如果按照传统方式，仅对购售区域内的输电网进行补偿，那么区域3 的输电损耗将计入该区域用户的输配电价，导致输配电收入的不公平分配。计算结果证明该方法考虑了实际网架结构，保证了各区域按照线路贡献程度收取输配电费用。

4.3 输电收入分配结果对比

按照引言中提到的多运营主体对于固定输电收入的分配方法，交易合同的发电节点所在区域视为送电区域（主要为区域1），区域1运营主体收取外送输电费用。参考国家最新核价周期省级电网输电价格水平，交易合同的购电节点所在区域视为购电区域（主要为区域2、3），购电区域运营主体收取省内输电费。在本算例中，区域1 的省级电网送电输电价按照0.03 元∕kWh 设置，区域2 输电价格（输电网输配电价）按照0.06 元∕kWh 设置，区域3 输电价格按照0.05 元∕kWh 设置。可以计算得到现有的固定输电收入分配结果。

以合同1 为例，发电节点1 属于区域1，购电节点23 属于区域2，区域1、2 运营主体收取的费用与其价格成正比，即3∶6。区域3收取费用为0。

再采用本文模型对相关输电收入进行计算分配，不考虑不同省级运营主体的线路建设差异，单纯按照交易合同对于输电网络的使用情况确定输电收入的分配，因此区域1、2、3 的输电线路权重fl,r1、fl,r2、fl,r3均设为1。

对现有的固定输电收入分配结果和本模型采用的输电收入分配结果进行对比分析，如表3所示。

表3 不同交易合同输电收入分配结果对比Table 3 Comparison of transmission income distribution between two methods

由表3 可知，按照固定电价进行输电收入的分配，区域1 的分配比例k1小于区域2、3 的分配比例k2、k3。按照基于合同路径优化的输电网络使用程度来计算，区域1 的分配比例大于区域2、3 的分配比例、，与实际情况更加相符。

综合上述所有交易合同，对3 个区域的整体输电收入分摊结果进行对比，如图4所示。

图4 多运营主体总输电收入分配结果对比Fig.4 Comparison of total transmission income results of multiple operators

图4结果表明，区域1、2、3按照固定比例分配的输电收入比按照合同路径优化结果分配的输电收入更符合网架线路的利用情况。由于区域1电网中电源比例较高，输电网络线路中外送合同电力占比高，相应的分配比例应该更高，采用本文所述模型的计算结果更为合理。通过本文方法分配输电收入后，对跨省区交易输电有较多通道贡献的运营主体将因此获得更多收入，有助于鼓励运营主体加强主网及区域联网网架投资，有利于减少跨省区交易通道阻塞，扩大跨省区交易规模。

5 结束语

本文所提出的区域电力市场下的多运营主体输电收入分配方法，在不改变现有输配电价核价和收费机制的基础上，实现了跨区域交易输电收入以网损最小为目标，优化出的输电路径按线路利用程度进行分配，确保多运营主体按照线路贡献程度收取应得的输电费用。通过输电收入的合理分配，可以减少跨省区通道阻塞，扩大区域市场交易规模。本文提出的方法适用于区域内的多运营主体的输电收入分配，也适用于省域内的地方电网输电收入分配，有利于输电收益在统一市场中的公平分配，减少跨省区交易通道阻塞，提高资源配置效率。我国能源资源与负荷中心呈逆向分布，部分省份可以明显划分为能源送出型和能源受入型。本文方法更能适应跨省跨区电力直接交易大规模放开的趋势，有效引导市场主体合理利用输电网，助力输电网进行有效投资。D