CN111126657A - 交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式 - Google Patents

Abstract

本发明属于电力市场交易技术领域，具体涉及一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，包括以下步骤：1)需求测算，开展A、B两省电网交易周期内新能源发电预测、电网负荷预测，并对二者进行匹配；2)交易组织，两省电网交易通过双边协商、集中竞价、挂牌交易的方式开展；3)交易价格机制，确定交易价格，包括购电价格、省间输电通道的输电费、省间交易输电损耗；4)交易结算，采用按日清分、月结算、按照合同周期清算方式。本发明通过分析两省电网电源特性和负荷特性，创新开展两省电网峰谷互济和丰枯互济，实现促进清洁能源发展和缓解电网调峰困难。

Description

交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式

技术领域

本发明属于电力市场交易技术领域，具体涉及一种充分利用电网特性实 现交流互联电网峰谷和丰枯互济的新交易模式。

背景技术

西北电网由陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五个省级电网组成，五个省 级电网通过750千伏线路紧密联络，省间输电能力累计达2600万千瓦，为省 间电能互济提供可靠的电网基础。近年来，西北新能源高速发展，目前，西 北新能源总装机已达8969万千瓦，总量全国第一，新能源装机超过总装机三 分之一，清洁能源装机占比已接近二分之一。西北电网五省级电网的资源禀 赋不同，负荷特性各异，具有较强的互补互济潜力，以青海电网、陕西电网 为例：

青海电网太阳能、风能资源得天独厚，光照时间长、辐射强度大，太阳 能辐射量达到4800-6400兆焦/平方米，太阳能发电技术可开发量30亿千瓦， 以太阳能和风能为主的新能源装机已超过水电装机，成为该省第一大电源， 由于太阳能装机占比高，本省消纳能力不足，在中午太阳能大发阶段，弃光 问题较为突出，同时，由于太阳能仅在白天8小时(9:00-17:00)发电，其余 16小时不发电。因此，青海电网呈现中午太阳能大发阶段弃光问题突出，晚 高峰阶段电力存在的缺额的情况，整体电力电量平衡困难。

青海是长江、黄河、澜沧江的发源地，被誉为“中华水塔”，水电理论 蕴藏量2187万千瓦，是全国13大水电基地之一，青海水电装机1190万千瓦， 是仅次于新能源的第二大电源，受水电季节性丰枯变化影响，夏季丰水期， 青海水电富余，存在大量外送需求，冬季枯水期，青海水电出力不足，有大 量的跨省购电需求，因此青海电网存在丰水期和枯水期季节性电力电量不平 衡问题。

陕西电网以工商业和居民用电为主，电网负荷特性和生产生活密切相关， 电网负荷率为83％左右，峰谷比1.4左右，电网峰谷差较大，在负荷高峰时 段(早高峰9:00-13:00，晚高峰18:00-20:00)电力需求较大，局部时段存在 用电紧张情况，在负荷低谷时段(0:00-5:00)电力富余较多，电网下备用不 足，电网调峰困难。

如何使类似陕西、青海两省电网峰谷互济和丰枯互济，实现促进清洁能 源发展和缓解电网调峰困难是一个值得研究的问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的 电力交易模式，该方法通过分析两省电网电源特性和负荷特性，创新开展两 省电网峰谷互济和丰枯互济，实现促进清洁能源发展和缓解电网调峰困难。

为实现上述目的，本发明采用了以下技术方案：

一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，其特征 在于包括以下步骤：

1)需求测算

开展A、B两省电网交易周期内新能源发电预测、电网负荷预测，并对 二者进行匹配；

2)交易组织

两省电网交易通过双边协商、集中竞价、挂牌交易的方式开展；

3)交易价格机制

确定交易价格，包括购电价格、省间输电通道的输电费、省间交易输电 损耗；

4)交易结算

采用按日清分、月结算、按照合同周期清算方式。

进一步地，上述步骤1)中交易周期为天，记为峰谷互济交易，具体包 括以下步骤：

1.1)开展A省电网新能源发电预测，指新能源可用发电量预测，包含全 天可用发电功率预测和新能源可用发电量短期预测，所述短期时间长度为未 来24-72小时，交易组织前，电力交易和电网调度机构统计分析未来三日的 可用发电量预测数据，并对数据按照大数据分析方法，将新能源可用发电量 状况分级；

1.2)开展B省电网负荷预测，开展电网负荷预测工作时，综合考虑气象、 节假日、社会重大事件、历史负荷特性、经济发展方式因素对电网负荷的影 响，应用历史数据，研究各种因素与电网负荷的相关性，提高负荷预测的准 确性；

1.3)根据A省电网新能源预测结果准确测算交易周期内光伏发电出力 24点曲线、光伏出力上升、下降速率和光伏高峰段持续时间的发电特性；

1.4)将A省光伏按照出力上升时段、出力高峰时段、出力下降时段分别 测算发电电量，确定三个典型时段光伏发电量；

1.5)根据A省电网负荷预测和水电发电情况，测算A省光伏出力低谷 时段调峰缺额电量；

1.6)根据B省电网负荷预测结果准确测算交易周期内电网负荷24点曲 线，准确测算电网负荷爬坡、下坡速率，电网负荷在午间高峰和晚间高峰段 持续时间；

1.7)将B省电网负荷按照出力低谷时段、平段、高峰时段分别测算电网 负荷用电量，确定三个典型时段用电量；

1.8)根据B省电网低谷时段负荷特性曲线，基于B省电网负荷低谷时 段的峰谷差，结合B省电网常规机组开机方式，测算B省电网负荷低谷阶段 的调峰富余电量和调峰曲线；

1.9)根据B省电网高峰时段负荷特性曲线，基于B省电网高峰最大负 荷，结合B省电网常规机组开机方式，测算B省电网负荷高峰时段调峰缺额 电量和调峰曲线；

1.10)将A省电网光伏高峰时段富余电量和B省电网负荷高峰时段缺额 电量进行匹配：一方面按1小时为周期，逐时段匹配曲线，另一方面将曲线 积分为电量，进行电量匹配；

1.11)将A省电网光伏低谷时段负荷缺额电量和B省电网负荷低谷时段 调峰富余电量进行匹配：一方面按1小时为周期，逐时段匹配曲线，另一方 面将曲线积分为电量，进行电量匹配；

1.12)将A省、B省电网在光伏负荷高峰匹配电量和光伏负荷低谷匹配 电量进行电量校核分析，确保电量平衡，保证日内互济电量平衡。

进一步地，上述步骤1)的交易周期还可以按照汛期计算，记为丰枯互 济交易，具体包括以下步骤：

1.1)开展A省水电发电预测，交易组织前，电力交易和电网调度机构根 据汛期来水预测，测算发电流量和发电电量，综合考核水电站水电、库容和 梯级水库综合运用，预测富余水电外送电量；

1.2)开展B省电网负荷预测，应综合考虑气象、节假日、社会重大事件、 历史负荷特性、经济发展形式因素对电网负荷的影响，重点关注迎峰过冬期 间电网峰谷差，关注冬季功能期供热机组条件能力，积累历史数据，深入研 究各种因素与电网负荷的相关性；

1.3)在丰水期，根据气象、气候、气温、环境因素，综合考虑防洪、发 电、灌溉、用水的综合用途，准确测算汛期各个时段的来水情况；

1.4)在丰水期，根据A省电网水电预测情况，按照以水定电原则，初步 测算汛期富裕水电外送交易总体电量；

1.5)在丰水期，根据梯级水库优化调度方案，精细测算出月、周、日发 电用水机组过流流量，准确测算出月、周、日富裕外送水电电量；

1.6)在丰水期，综合考核迎峰度夏期间B省电网负荷需求和清洁能源消 纳责任权重需求，结合电网输送能力，准确测算B省电网购入可再生能源权 重需求；

1.7)在丰水期，将A省富裕水电，通过市场化交易的方式，外送至有购 电需求的B省电网，降低弃水风险，保证清洁能源消纳，缓解迎峰度夏期间 B省用电紧张形势，保证B省完成可再生能源责任权重指标；

1.8)在枯水期，综合考虑冬季防凌要求，根据水库库容、水电、出库流 量控制要求，测算水电发电能力；

1.9)在枯水期，依据测算的水电发电能力，根据A省电网冬季用电需求， 准确测算枯水期电量缺额和购电需求；

1.10)在枯水期，根据B省电网负荷特性曲线，基于B省电网常规机组 开机方式，结合B省电网负荷低谷时段的峰谷差，重点考虑供热机组开机方 式和调峰能力，测算B省电网迎峰过冬期间的富余电量；

1.11)在枯水期，将B省电网富裕电能通过跨省联络线，输送至存在电 量缺口，有购电需求的A省，保证A省用电需求，缓解B省电网由于冬季 大量供热机组并网引起的调峰困难问题。

进一步地，上述步骤2)中具体包括以下步骤：

2.1)互济交易按照短期、日前和实时交易的方式组织；

2.2)市场主体根据供需预测，申报参加峰谷互济交易的需求；

2.3)交易开展前2个工作日，调度机构向交易机构提供主要输电设备停 电检修计划和关键通道输电能力等信息；

2.4)交易开展前1个工作日，交易机构通过电力交易平台发布市场信息 和交易公告；

2.5)峰谷互济交易通过双边协商、集中竞价、挂牌交易的方式开展；

2.6)峰谷互济交易按照双边协商方式组织时，市场主体之间自主协商交 易电量、价格，形成双边协商交易初步意向，通过电力交易平台进行申报确 认，经过电力调度机构安全校核后，形成双边协商结果；

2.7)峰谷互济交易按照集中竞价方式组织时，市场主体通过电力交易平 台申报电量、价格等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报， 经过电力调度机构安全校核后，形成集中竞价交易结果；

2.8)峰谷互济交易按照挂牌交易方式组织时，市场主体通过电力交易平 台，提出购电、售电或合同的电量和价格等申请信息，交易机构根据市场交 易情况面向符合资格的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同事项，经电力 调度机构安全校核后，形成挂牌交易结果；

2.9)峰谷互济交易按照互济原则将电量曲线进行分解配对，原则上要将 曲线分解至小时。

进一步地，上述步骤2)中具体包括以下步骤：

2.1)互济交易按照短期、日前和实时交易的方式组织；

2.2)市场主体根据供需预测，申报参加丰枯互济交易的需求；

2.3)交易开展前2个工作日，调度机构向交易机构提供主要输电设备停 电检修计划和关键通道输电能力等信息；

2.4)交易开展前1个工作日，交易机构通过电力交易平台发布市场信息 和交易公告；

2.5)丰枯互济交易主要通过双边协商、集中竞价、挂牌交易的方式开展；

2.6)丰枯互济交易按照双边协商方式组织时，市场主体之间自主协商交 易电量、价格，形成双边协商交易初步意向，通过电力交易平台进行申报确 认，经过电力调度机构安全校核后，形成双边协商结果；

2.7)丰枯互济交易按照集中竞价方式组织时，市场主体通过电力交易平 台申报电量、价格等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报， 经过电力调度机构安全校核后，形成集中竞价交易结果；

2.8)丰枯互济交易按照挂牌交易方式组织时，市场主体通过电力交易平 台，提出购电、售电或合同的电量和价格等申请信息，交易机构根据市场交 易情况面向符合资格的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同事项，经电力 调度机构安全校核后，形成挂牌交易结果；

2.9)丰枯互济交易按照互济原则将电量曲线进行分解配对，原则上要将 曲线分解至天。

进一步地，上述步骤3)中具体包括以下步骤：

3.1)双边协商互济交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价互济交易 按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌互济交易价格以挂牌价格 结算；

3.2)省间交易中购电省电网企业的购电价格由售电价格、输电价格和网 损构成，购电省电力用户和售电公司还需缴纳输配电价；

3.3)售电省发电企业和购电省电网企业均可申报价格，实行竞价上网外 送；

3.4)采用集中互济竞价交易方式时，对购电方报价可实行最高限价和最 低限价，对售电方报价可实行最高限价和最低限价。最低限价和最高限价标 准由政府有关部门核定后发布；

3.5)省间输电通道的输电费按照国家价格主管部门核定标准执行；

3.6)省间交易输电损耗按照国家价格主管部门核定标准执行；

3.7)互济集中竞价采用统一出清方式时，可以根据购方申报曲线与售方 申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格 确定；采用撮合成交方式时，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格。

进一步地，上述步骤4)中具体包括以下步骤：

4.1)互济交易结算采用按日清分、月结算、按照合同周期清算方式；

4.2)互济交易96点交易计算数据，日和月合计电量数据；

4.3)电力交易机构根据结算规则和偏差电量处理原则将省间交易结算电 量进行分解结算，编制省间交易核对结算单，并将核对结算单发至相关市场 主体和电力交易机构进行核对确认；

4.4)互济交易市场交易电力用户的电费由电量电费、偏差考核费用、输 配电费、政府性基金与附加等构成；

4.5)互济交易发电企业的电费由电量电费、偏差考核费用等构成；

4.6)结算机构根据电力交易机构提供的电力交易结算凭证按照合同约定 进行结算，并向电力用户收取电费、向发电企业支付电费、向省间输电方支 付输电费。

本发明的有益效果体现在：

本发明的峰谷互济交易，可以充分挖掘西北网内互济交易潜力，加强省 间供需匹配，促成新能源发电的电网与工商业和居民用电为主的电网开展跨 省峰谷互济交易，弥补新能源发电电网的电力缺口，解决工商业和居民用电 为主的电网调峰困难问题；丰枯互济交易，通过充分挖掘西北网内季节性电 能互济交易潜力，可以加强省间季节性供需匹配，促成水电强省与电网负荷 较大省开展跨省丰枯互济交易，在水电大发时段将富余水电送入电网负荷较 大省，在水电枯水期将电网负荷较大省富余电力送入水电枯水期电网，弥补水电枯水期电量缺口，解决冬季供热期电网调峰困难问题。

附图说明

图1为本发明实施例中的峰谷互济交易示意图；

图2为本发明实施例中的丰枯互济交易示意图；

图3为本发明实施例中的峰谷丰枯互济交易组织流程图。

具体实施方式

为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本 发明实施方式中的附图，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地 描述，显然，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实 施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性 劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。因此， 以下对在附图中提供的本发明的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护 的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施方式。

一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，主要包 括以下步骤(参见图3)：

1)需求测算

开展A、B两省电网交易周期内新能源发电预测、电网负荷预测，并对 二者进行匹配；

2)交易组织

两省电网交易通过双边协商、集中竞价、挂牌交易的方式开展；

3)交易价格机制

确定交易价格，包括购电价格、省间输电通道的输电费、省间交易输电 损耗；

4)交易结算

采用按日清分、月结算、按照合同周期清算方式。

1、以青海电网和陕西电网为例，具体介绍峰谷互济交易、丰枯互济交易。

1)峰谷互济交易(参见图1)

1.1)开展青海电网新能源发电预测，指新能源可用发电量预测，包含全 天可用发电功率预测和新能源可用发电量短期预测(时间长度为未来24-72 小时)，交易组织前，电力交易和电网调度机构统计分析未来三日的可用发电 量预测数据，并对数据按照大数据分析方法，将新能源可用发电量状况分级。

1.2)开展陕西电网负荷预测，开展电网负荷预测工作时，综合考虑气象、 节假日、社会重大事件、历史负荷特性、经济发展方式等因素对电网负荷的 影响，充分应用历史数据，深入研究各种因素与电网负荷的相关性，提高负 荷预测的准确性。

1.3)根据青海电网新能源预测结果准确测算交易周期内(典型日)光 伏发电出力24点曲线、光伏出力上升(下降)速率和光伏高峰段持续时间等 发电特性。

1.4)将青海光伏按照出力上升时段、出力高峰时段、出力下降时段分别 测算发电电量，确定三个典型时段光伏发电量。

1.5)根据青海电网负荷预测和水电发电情况，测算青海光伏出力低谷时 段调峰缺额电量。

1.6)根据陕西电网负荷预测结果准确测算交易周期内(典型日)电网负 荷24点曲线，准确测算电网负荷爬坡(下坡)速率，电网负荷在午间高峰和 晚间高峰段持续时间。

1.7)将陕西电网负荷按照出力低谷时段、平段、高峰时段分别测算电网 负荷用电量，确定三个典型时段用电量。

1.8)根据陕西电网低谷时段负荷特性曲线，基于陕西电网负荷低谷时段 的峰谷差，结合陕西电网常规机组(火电、水电)开机方式，测算陕西电网 负荷低谷阶段的调峰富余电量和调峰曲线。

1.9)根据陕西电网高峰时段负荷特性曲线，基于陕西电网高峰最大负荷， 结合陕西电网常规机组(火电、水电)开机方式，测算陕西电网负荷高峰时 段调峰缺额电量和调峰曲线。

1.10)将青海电网光伏高峰时段富余电量和陕西电网负荷高峰时段缺额 电量进行匹配。一方面按1小时为周期，逐时段匹配曲线，另一方面将曲线 积分为电量，进行电量匹配。

1.11)将青海电网光伏低谷时段负荷缺额电量和陕西电网负荷低谷时段 调峰富余电量进行匹配。一方面按1小时为周期，逐时段匹配曲线，另一方 面将曲线积分为电量，进行电量匹配。

1.12)将青海、陕西电网在光伏负荷高峰匹配电量和光伏负荷低谷匹配 电量进行电量校核分析，确保电量平衡，保证日内互济电量平衡。

1.13)峰谷互济交易主要采用双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式按 照日前交易的方式进行。

峰谷互济交易，通过充分挖掘西北网内互济交易潜力，深入分析青海新 能源发电出力特点以及陕青两省电网负荷特性，加强省间供需匹配，促成青 海新能源与陕西电网开展跨省峰谷互济交易，午间高峰时段将青海富余新能 源送入陕西消纳，夜间将陕西富余火电送入青海，弥补青海电力缺口，解决 陕西调峰困难问题。

2)丰枯互济交易(参见图2)

2.1)开展青海黄河上游水电发电预测，水电可用发电量预测的时间长度 为汛期(6月-9月)3-4个月，交易组织前，电力交易和电网调度机构根据汛 期黄河来水预测，结合黄河防洪、灌溉、用水需求，测算黄河发电流量和发 电电量，综合考核水电站水电、库容和梯级水库综合运用，预测富余水电外 送电量。

2.2)开展陕西电网负荷预测，应综合考虑气象、节假日、社会重大事件、 历史负荷特性、经济发展形式等因素对电网负荷的影响，重点关注迎峰过冬 期间电网峰谷差，关注冬季功能期供热机组条件能力，积累历史数据，深入 研究各种因素与电网负荷的相关性。

2.3)在丰水期(汛期)，根据气象、气候、气温、环境等多种因素，综 合考虑防洪、发电、灌溉、用水等综合用途，准确测算黄河汛期各个时段的 来水情况。

2.4)在丰水期(汛期)，根据黄河上游青海电网水电预测情况，按照以 水定电原则，初步测算汛期富裕水电外送交易总体电量。

2.5)在丰水期(汛期)，根据黄河上游龙羊峡-刘家峡梯级水库优化调 度方案，精细测算出月、周、日发电用水机组过流流量，准确测算出月、周、 日富裕外送水电电量。

2.6)在丰水期(汛期)，综合考核迎峰度夏期间陕西电网负荷需求和清 洁能源消纳责任权重需求，结合电网输送能力，准确测算陕西电网购入可再 生能源权重需求。

2.7)在丰水期(汛期)，将青海富裕水电，通过市场化交易的方式，外 送至有购电需求的陕西电网，降低弃水风险，保证清洁能源消纳，缓解迎峰 度夏期间陕西用电紧张形势，保证陕西完成可再生能源责任权重指标。

2.8)在枯水期，综合考虑黄河冬季防凌要求，根据龙羊峡和刘家峡库容、 水电、出库流量控制要求，测算水电发电能力。

2.9)在枯水期，依据测算的水电发电能力，根据青海电网冬季用电需求， 准确测算枯水期电量缺额和购电需求。

2.10)在枯水期，根据陕西电网负荷特性曲线，基于陕西电网常规机组 (火电、水电)开机方式，结合陕西电网负荷低谷时段的峰谷差，重点考虑 供热机组开机方式和调峰能力，测算陕西电网迎峰过冬期间的富余电量。

2.11)在枯水期，将陕西电网富裕电能通过跨省联络线，输送至存在电 量缺口，有购电需求的青海，保证青海用电需求，缓解陕西电网由于冬季大 量供热机组并网引起的调峰困难问题。

2.12)丰枯互济交易主要采用双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式按 照年度(月度)交易进行。

丰枯互济交易，通过充分挖掘西北网内季节性电能互济交易潜力，深入 分析青海水电季节性发电出力特点以及陕青两省电网负荷特性，加强省间季 节性供需匹配，促成青海水电与陕西电网负荷开展跨省丰枯互济交易，在青 海黄河汛期水电大发时段(6月-9月)，将青海富余水电送入陕西，在青海 黄河水电枯水期(11月-次年2月)，将陕西富余电力送入青海，弥补青海 电量缺口，解决陕西冬季供热期电网调峰困难问题。

2、峰谷互济交易、丰枯互济交易的交易组织具体如下：

1)丰枯互济交易按照年度和月度的方式组织，峰谷互济交易按照短期、 日前和实时交易的方式组织。

2)相关市场主体根据供需预测，申报参加峰谷互济交易和丰枯互济交易 的需求。

3)交易开展前2个工作日，调度机构向交易机构提供主要输电设备停电 检修计划和关键通道输电能力等信息。

4)交易开展前1个工作日，交易机构通过电力交易平台发布市场信息和 交易公告：包括以下内容：

①主要输电设备停电检修计划。

②关键输电通道输电能力。

③省间交易电量需求预测。

④集中竞价系数、偏差考核系数、结算系数。

5)峰谷互济交易和丰枯互济交易主要通过双边协商、集中竞价、挂牌交 易的方式开展。

6)峰谷互济交易和丰枯互济交易按照双边协商方式组织时，市场主体之 间自主协商交易电量(电力)、价格，形成双边协商交易初步意向，通过电 力交易平台进行申报确认，经过电力调度机构安全校核后，形成双边协商结 果。

7)峰谷互济交易和丰枯互济交易按照集中竞价方式组织时，市场主体通 过电力交易平台申报电量(电力)、价格等信息，以申报截止前最后一次的 有效申报作为最终申报，经过电力调度机构安全校核后，形成集中竞价交易 结果。

8)峰谷互济交易和丰枯互济交易按照挂牌交易方式组织时，市场主体通 过电力交易平台，提出购电、售电或合同的电量和价格等申请信息，交易机 构根据市场交易情况面向符合资格的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同 事项，经电力调度机构安全校核后，形成挂牌交易结果。

9)丰枯互济交易按照互济原则将电量曲线进行分解配对，原则上要将曲 线分解至天。

10)峰谷互济交易按照互济原则将电量曲线进行分解配对，原则上要将 曲线分解至小时。

3、峰谷互济交易、丰枯互济交易的交易价格机制具体如下：

1)省间交易的成交价格主要通过双边协商、集中竞价和挂牌三种交易组 织方式确定。

2)双边协商峰谷丰枯互济交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价峰 谷丰枯互济交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌峰谷丰枯 互济交易价格以挂牌价格结算。

3)省间交易中购电省电网企业的购电价格由售电价格、输电价格和网损 构成，购电省电力用户和售电公司还需缴纳输配电价。

4)售电省发电企业和购电省电网企业均可申报价格，实行竞价上网外送。

5)采用集中峰谷丰枯互济竞价交易方式时，对购电方报价可实行最高限 价和最低限价，对售电方报价可实行最高限价和最低限价。最低限价和最高 限价标准一般由政府有关部门核定后发布。

6)省间输电通道的输电费按照国家价格主管部门核定标准执行。

7)省间交易输电损耗按照国家价格主管部门核定标准执行。

8)峰谷丰枯互济集中竞价采用统一出清方式时，可以根据购方申报曲线 与售方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对的成 交价格确定；采用撮合成交方式时，根据各交易匹配对的申报价格形成成交 价格。

4、峰谷互济交易、丰枯互济交易的交易结算具体如下：

1)峰谷丰枯互济交易结算采用按日清分、月结算、按照合同周期清算方 式。

2)峰谷丰枯互济交易96点交易计算数据，日和月合计电量数据.

3)电力交易机构根据结算规则和偏差电量处理原则将省间交易结算电量 进行分解结算，编制省间交易核对结算单，并将核对结算单发至相关市场主 体和电力交易机构进行核对确认。

4)峰谷丰枯互济交易市场交易电力用户的电费由电量电费、偏差考核费 用、输配电费、政府性基金与附加等构成。

5)峰谷丰枯互济交易发电企业的电费由电量电费、偏差考核费用等构 成。

6)结算机构根据电力交易机构提供的电力交易结算凭证按照合同约定进 行结算，并向电力用户收取电费、向发电企业支付电费、向省间输电方支付 输电费。

Claims (7)

1.一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，其特征在于包括以下步骤：

1)需求测算

开展A、B两省电网交易周期内新能源发电预测、电网负荷预测，并对二者进行匹配；

2)交易组织

两省电网交易通过双边协商、集中竞价、挂牌交易的方式开展；

3)交易价格机制

确定交易价格，包括购电价格、省间输电通道的输电费、省间交易输电损耗；

4)交易结算

采用按日清分、月结算、按照合同周期清算方式。

2.根据权利要求1所述一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，其特征在于：所述步骤1)中交易周期为天，记为峰谷互济交易，具体包括以下步骤：

1.1)开展A省电网新能源发电预测，指新能源可用发电量预测，包含全天可用发电功率预测和新能源可用发电量短期预测，所述短期时间长度为未来24-72小时，交易组织前，电力交易和电网调度机构统计分析未来三日的可用发电量预测数据，并对数据按照大数据分析方法，将新能源可用发电量状况分级；

1.2)开展B省电网负荷预测，开展电网负荷预测工作时，综合考虑气象、节假日、社会重大事件、历史负荷特性、经济发展方式因素对电网负荷的影响，应用历史数据，研究各种因素与电网负荷的相关性，提高负荷预测的准确性；

1.3)根据A省电网新能源预测结果准确测算交易周期内光伏发电出力24点曲线、光伏出力上升、下降速率和光伏高峰段持续时间的发电特性；

1.4)将A省光伏按照出力上升时段、出力高峰时段、出力下降时段分别测算发电电量，确定三个典型时段光伏发电量；

1.5)根据A省电网负荷预测和水电发电情况，测算A省光伏出力低谷时段调峰缺额电量；

1.6)根据B省电网负荷预测结果准确测算交易周期内电网负荷24点曲线，准确测算电网负荷爬坡、下坡速率，电网负荷在午间高峰和晚间高峰段持续时间；

1.7)将B省电网负荷按照出力低谷时段、平段、高峰时段分别测算电网负荷用电量，确定三个典型时段用电量；

1.8)根据B省电网低谷时段负荷特性曲线，基于B省电网负荷低谷时段的峰谷差，结合B省电网常规机组开机方式，测算B省电网负荷低谷阶段的调峰富余电量和调峰曲线；

1.9)根据B省电网高峰时段负荷特性曲线，基于B省电网高峰最大负荷，结合B省电网常规机组开机方式，测算B省电网负荷高峰时段调峰缺额电量和调峰曲线；

1.10)将A省电网光伏高峰时段富余电量和B省电网负荷高峰时段缺额电量进行匹配：一方面按1小时为周期，逐时段匹配曲线，另一方面将曲线积分为电量，进行电量匹配；

1.11)将A省电网光伏低谷时段负荷缺额电量和B省电网负荷低谷时段调峰富余电量进行匹配：一方面按1小时为周期，逐时段匹配曲线，另一方面将曲线积分为电量，进行电量匹配；

1.12)将A省、B省电网在光伏负荷高峰匹配电量和光伏负荷低谷匹配电量进行电量校核分析，确保电量平衡，保证日内互济电量平衡。

3.根据权利要求1所述一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，其特征在于：所述步骤1)交易周期按照汛期计算，记为丰枯互济交易，具体包括以下步骤：

1.1)开展A省水电发电预测，交易组织前，电力交易和电网调度机构根据汛期来水预测，测算发电流量和发电电量，综合考核水电站水电、库容和梯级水库综合运用，预测富余水电外送电量；

1.2)开展B省电网负荷预测，应综合考虑气象、节假日、社会重大事件、历史负荷特性、经济发展形式因素对电网负荷的影响，重点关注迎峰过冬期间电网峰谷差，关注冬季功能期供热机组条件能力，积累历史数据，深入研究各种因素与电网负荷的相关性；

1.3)在丰水期，根据气象、气候、气温、环境因素，综合考虑防洪、发电、灌溉、用水的综合用途，准确测算汛期各个时段的来水情况；

1.4)在丰水期，根据A省电网水电预测情况，按照以水定电原则，初步测算汛期富裕水电外送交易总体电量；

1.5)在丰水期，根据梯级水库优化调度方案，精细测算出月、周、日发电用水机组过流流量，准确测算出月、周、日富裕外送水电电量；

1.6)在丰水期，综合考核迎峰度夏期间B省电网负荷需求和清洁能源消纳责任权重需求，结合电网输送能力，准确测算B省电网购入可再生能源权重需求；

1.7)在丰水期，将A省富裕水电，通过市场化交易的方式，外送至有购电需求的B省电网，降低弃水风险，保证清洁能源消纳，缓解迎峰度夏期间B省用电紧张形势，保证B省完成可再生能源责任权重指标；

1.8)在枯水期，综合考虑冬季防凌要求，根据水库库容、水电、出库流量控制要求，测算水电发电能力；

1.9)在枯水期，依据测算的水电发电能力，根据A省电网冬季用电需求，准确测算枯水期电量缺额和购电需求；

1.10)在枯水期，根据B省电网负荷特性曲线，基于B省电网常规机组开机方式，结合B省电网负荷低谷时段的峰谷差，重点考虑供热机组开机方式和调峰能力，测算B省电网迎峰过冬期间的富余电量；

1.11)在枯水期，将B省电网富裕电能通过跨省联络线，输送至存在电量缺口，有购电需求的A省，保证A省用电需求，缓解B省电网由于冬季大量供热机组并网引起的调峰困难问题。

4.根据权利要求2所述一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，其特征在于：所述步骤2)中具体包括以下步骤：

2.1)互济交易按照短期、日前和实时交易的方式组织；

2.2)市场主体根据供需预测，申报参加峰谷互济交易的需求；

2.3)交易开展前2个工作日，调度机构向交易机构提供主要输电设备停电检修计划和关键通道输电能力等信息；

2.4)交易开展前1个工作日，交易机构通过电力交易平台发布市场信息和交易公告；

2.5)峰谷互济交易通过双边协商、集中竞价、挂牌交易的方式开展；

2.6)峰谷互济交易按照双边协商方式组织时，市场主体之间自主协商交易电量、价格，形成双边协商交易初步意向，通过电力交易平台进行申报确认，经过电力调度机构安全校核后，形成双边协商结果；

2.7)峰谷互济交易按照集中竞价方式组织时，市场主体通过电力交易平台申报电量、价格等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报，经过电力调度机构安全校核后，形成集中竞价交易结果；

2.8)峰谷互济交易按照挂牌交易方式组织时，市场主体通过电力交易平台，提出购电、售电或合同的电量和价格等申请信息，交易机构根据市场交易情况面向符合资格的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同事项，经电力调度机构安全校核后，形成挂牌交易结果；

2.9)峰谷互济交易按照互济原则将电量曲线进行分解配对，原则上要将曲线分解至小时。

5.根据权利要求3所述一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，其特征在于：所述步骤2)中具体包括以下步骤：

2.1)互济交易按照短期、日前和实时交易的方式组织；

2.2)市场主体根据供需预测，申报参加丰枯互济交易的需求；

2.3)交易开展前2个工作日，调度机构向交易机构提供主要输电设备停电检修计划和关键通道输电能力等信息；

2.4)交易开展前1个工作日，交易机构通过电力交易平台发布市场信息和交易公告；

2.5)丰枯互济交易主要通过双边协商、集中竞价、挂牌交易的方式开展；

2.6)丰枯互济交易按照双边协商方式组织时，市场主体之间自主协商交易电量、价格，形成双边协商交易初步意向，通过电力交易平台进行申报确认，经过电力调度机构安全校核后，形成双边协商结果；

2.7)丰枯互济交易按照集中竞价方式组织时，市场主体通过电力交易平台申报电量、价格等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报，经过电力调度机构安全校核后，形成集中竞价交易结果；

2.8)丰枯互济交易按照挂牌交易方式组织时，市场主体通过电力交易平台，提出购电、售电或合同的电量和价格等申请信息，交易机构根据市场交易情况面向符合资格的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同事项，经电力调度机构安全校核后，形成挂牌交易结果；

2.9)丰枯互济交易按照互济原则将电量曲线进行分解配对，原则上要将曲线分解至天。

6.根据权利要求1所述一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，其特征在于：所述步骤3)中具体包括以下步骤：

3.1)双边协商互济交易价格按照双方合同约定执行；集中竞价互济交易按照统一出清价格或根据双方申报价格确定；挂牌互济交易价格以挂牌价格结算；

3.2)省间交易中购电省电网企业的购电价格由售电价格、输电价格和网损构成，购电省电力用户和售电公司还需缴纳输配电价；

3.3)售电省发电企业和购电省电网企业均可申报价格，实行竞价上网外送；

3.4)采用集中互济竞价交易方式时，对购电方报价可实行最高限价和最低限价，对售电方报价可实行最高限价和最低限价，最低限价和最高限价标准由政府有关部门核定后发布；

3.5)省间输电通道的输电费按照国家价格主管部门核定标准执行；

3.6)省间交易输电损耗按照国家价格主管部门核定标准执行；

3.7)互济集中竞价采用统一出清方式时，可以根据购方申报曲线与售方申报曲线交叉点对应的价格确定，或者根据最后一个交易匹配对的成交价格确定；采用撮合成交方式时，根据各交易匹配对的申报价格形成成交价格。

7.根据权利要求2或3所述一种交流互联电网省间清洁电能峰谷丰枯互济的电力交易模式，其特征在于：所述步骤4)中具体包括以下步骤：

4.1)互济交易结算采用按日清分、月结算、按照合同周期清算方式；

4.2)互济交易96点交易计算数据，日和月合计电量数据；

4.3)电力交易机构根据结算规则和偏差电量处理原则将省间交易结算电量进行分解结算，编制省间交易核对结算单，并将核对结算单发至相关市场主体和电力交易机构进行核对确认；

4.4)互济交易市场交易电力用户的电费由电量电费、偏差考核费用、输配电费、政府性基金与附加等构成；

4.5)互济交易发电企业的电费由电量电费、偏差考核费用等构成；

4.6)结算机构根据电力交易机构提供的电力交易结算凭证按照合同约定进行结算，并向电力用户收取电费、向发电企业支付电费、向省间输电方支付输电费。

Images