中国储能网讯：2024年11月南方区域电力现货市场完成首次按月结算试运行。与10月相比，11月期间的西电送电曲线更加匹配广东省内负荷曲线的峰谷特性。本期“解市”从西电披露数据出发，讨论区域电力现货市场出清为何能优化西电的送电曲线形状，有效响应广东省内负荷的变化。

西电情况

11月，统调负荷峰谷差为3352万千瓦，较10月（非结算期间）基本持平；西电实际送电功率的平均峰谷差为1507万千瓦，较10月（非区域现货市场调电结算试运行期间）增加约400万千瓦，增幅近四成，如图1所示。

图1：西电分日实际电量与峰谷功率值（单位：亿千瓦时，兆瓦）

图2展示了11月28日日前的广东负荷预测曲线和西电出清电量曲线。其中，广东日前预测负荷和西电日前出清电量的峰谷比分别为1.3、1.4，较为接近；在负荷需求高峰时段，西电出清电量跟随广东负荷增加而增加，在凌晨、午间及晚间三个谷荷时段，西电出清电量减少，匹配广东负荷走势。

图2：11月28日广东受西电日前出清曲线（单位：兆瓦）

区域电力现货出清优化西电曲线的原理

为何区域电力现货市场能促进西电曲线更加匹配广东省内的负荷峰谷特性？可以从提高系统运行经济性和保障电力供应安全两个角度理解：

（1）提高系统运行经济性

南方区域电力现货市场出清模型设置了针对西电的跨省送电量约束，在保证全天西电电量不低于跨省优先计划要求送电量的基础上，综合考虑各时段的供应形势和系统总成本最小化目标，计算各时段的西电出清电量。因此，区域现货出清能够基于全社会福利最大化目标，优化出清西电在广东负荷高峰时段多送、低谷时段少送。下表对比了两种西电东送曲线安排的方案（示例），其中：

方案一：事前固定各时段的西电电量。方案二：区域现货出清决定各时段的西电电量。

表1：安排西电出清电量的两种方案（示例）

由表1可见，方案一中负荷低谷时段的送受省价差（40元/兆瓦时）显著低于高峰时段的送受省价差（250元/兆瓦时），价差大意味着送端省发电成本较低而受端省发电成本较高，此时若安排送端省机组增送，替代受端省内机组发电，能有效降低全网发电成本。在方案二中，即使在保持总送受电量不变的情况下，区域现货市场通过将低谷时段的部分西电电量转移至高峰时段，虽然一定程度上拉大了低谷时段的送受端省价差（增加至100元/兆瓦时），但也减小了高峰时段的两省价差（减小至100元/兆瓦时），使得全社会的全天总成本进一步降低。理想状态下，优化模型会不断调整送电功率，直到各时段的价差趋同，此时无法再通过调整送电时段进一步优化全系统发电成本。因此，通过区域现货出清来安排各时段的西电电量能够有效提高送电方式的经济性，降低全社会的用电成本。

（2）保障电力供应安全

从电力保供的角度看，区域现货市场安排西电在负荷低谷时段减送、在高峰时段增送，本质上是把西电电量安排在两省对送、受电需求更大的时段。送端省需要消纳清洁能源，而受端省需要满足省内高峰负荷需求。

在10月广东电力现货市场运行期间，各时段的西电电量通过事前分解并固定，未充分反映广东实际的各时段供应形势，难以精准匹配广东负荷曲线。11月区域现货市场通过优化出清，能够根据系统供需形势安排各时段西电电量，在广东负荷高峰时段，需求较高，增送西电可以减少省内高价电源的调用，西电出清电量增加，西部省区的清洁能源消纳压力也得到缓解；在广东负荷低谷时段，需求下降，减少西电可以降低省内调峰需求，西电出清电量也相应减少。因此，通过区域现货出清得到的西电曲线能够更好地匹配广东省内负荷特性。

结论

区域现货市场以全网全天总成本最小化为目标，优化安排各时段的西电电量，与事前分解西电曲线的方式相比，能够充分引导低价机组多发、高价机组少发，有效提升系统运行的经济性。同时，区域现货市场通过将部分西电电量由负荷低谷时段转移至负荷高峰时段，既能缓解西部送端省区的清洁能源消纳压力，也能更好地响应广东省内负荷的变化，有利于广东电力保供。综上，区域现货市场能够同步实现系统经济运行、保供电和促消纳的三重目标，形成了多方共赢的局面。

（“解市”系列文章由南网总调梁彦杰提供专业指导）