基于電力需求側管理的發電權交易研究

[摘要] 針對電力需求側實施峰谷分時電價中的問題，結合我國初級電力市場的實際，提出發電側的發電權交易。對該交易的概念、必要性、合理性、可行性、交易組織、風險收益等問題進行了分析。指出該交易有利于借助市場機制提升網公司推進能效管理的積極性，有利于促進資源優化配置和社會可持續發展。

[關鍵詞] 電力市場 需求側管理 發電權 交易機制

一、引言

1.需求側峰谷分時電價的意義

人類的經濟發展帶來了能源枯竭、環境惡化等一系列全球化問題，這使人們意識到必須從粗放的經濟發展模式轉變為可持續發展。在電力工業中，需求側管理就是一個主要措施。

實施銷售側的峰谷分時電價是電力需求側管理中的一種有效手段。峰谷分時電價是電力公司根據電網負荷特性確定峰谷時段，對用戶不同的用電時段實施不同的電價，以通過價格杠桿作用緩解峰時用電緊張，實現移峰填谷。這樣既能減少高峰備用裝機容量，節省社會資源。又能挖掘低谷電力市場和降低生產成本。

2.峰谷分時電價實施中的矛盾

銷售側峰谷分時電價有利于減少負荷峰谷差，使負荷最大程度地趨于平穩。其直接結果是減少高峰備用裝機容量，減少機組啟停，提高機組使用效率，降低發電成本。可見，分時電價措施的主要受益者是電廠而非電網。但目前該措施的投入，如技術開發、設備、理論研究及試驗、用戶宣傳推廣等投入，以及實施后收益減少的風險卻都是由電網公司承擔。亦即，存在銷售側和上網側之間的利益不平衡矛盾。這一矛盾在實踐中極大制約了網公司實施分時電價的積極性。在經濟社會要求可持續發展的今天，這是一個亟待解決的問題。為此，本文提出發電權交易的思路與方法。

二、發電權交易

1.概念與交易主體

在電力市場初級階段，通常采用“單一購買者”或稱為“1+N”模式，以利于與傳統調度模式的銜接。“1”指電力市場單一購買者即網公司，它代用戶購電，決定各發電商的交易計劃并負責實時平衡，以保證安全可靠供電；“N”指參與市場競爭的各獨立發電商。本文的討論以“1+N”模式為背景。

發電權定義為：在實施峰谷分時電價后的系統低谷時段，由滿足一定技術條件的發電機組，通過和網公司的交易獲得在原谷時發電調度水平上追加的發電容量的出售權。該權利的購買方（發電機組）有權在約定的時間內向發電權利的出售方（網公司）按約定的數量和時段出售電能，并按約定的價格支付發電權利金。

發電權交易提供了一個公平和有競爭性的交易管理方法，來分配由于實施分時電價而形成的、稀缺的谷時增加的發電需求。給該稀缺資源的開發者即網公司以合理的補償，激勵其推行需求側管理。

顯然，發電權交易的兩個市場主體中，賣方為網公司，它行使單一購買者職能和發電調度權。買方為發電公司，但只有那些在現調度下處于低谷時段壓負荷運行，同時又有良好的負荷向上調節性能的機組才是合適的交易者。如水電機組，大容量燃煤機組等。

2.合理性與可行性

發電權交易的合理性源于因推行峰谷分時電價而出現的、“稀缺”的谷時增加的用電需求。在市場經濟條件下，稀缺的物品應通過交易和價格來有效配置。在峰谷分時電價措施中，網公司須支付投資代價，盡管所增加的低谷需求仍需向發電公司購買增加的發電容量和電能來滿足，但與通常網公司付費采購發電容量的情況不同，在低谷時段，相對于充裕的裝機容量和發電能力，所增加的低谷負荷是不足的，這就形成了將低谷時的發電機會作為稀缺商品進行交易的合理性。通過交易來拍賣谷時段發電權，能使稀缺資源得到最有效的分配，并使稀缺資源的開發者得到合理的補償。

從可行性來看，當前電力峰谷差持續加大，谷時段有很多機組常處于需要壓負荷運行的不經濟狀態，甚至可能會被迫停運，而一旦發生停運，機組須在短期承擔高昂的啟停費用和成本。因而在分時電價實施后，低谷時發電機組也愿意通過購買發電權增加發電出力，達到經濟運行狀態，降低運行成本，提高運行效率，并取得更多的售電收入。

三、發電權的交易方式

可見，通過發電權交易，發電公司在獲益的同時把收益的一部分與網公司分享，即將原多余的發電能力從電能主市場交易中剝離出來，進入低谷時段的輔助服務市場。只不過這里輔助服務不是由網公司付費，而是由發電公司付費。該交易的關鍵是確定低谷時增加負荷的規模。首先，預測分時電價實施后指定時段的新增負荷，并依據峰谷電價實行前負荷水平組織電能主市場能量拍賣；然后，對新增負荷通過交易分配發電權，并據此進行實際調度和結算。分配方法（不計輸電等技術約束），須對各機組按申報的容量報價由高到低進行排序，從報價最高的發電機組起依次調用，直至調用的發電權總容量與該低谷時增加負荷的規模平衡為止。被調用的最后一個發電機組的容量報價為發電權市場出清價（機組被實際調度發電，還應支付相應的合同電價或電能主市場出清電價）。在初期因競爭性不足引起發電權價格過低時，可采用PAB結算，這時有以下規劃模型：

式中，和分別是第i個獲得發電權的機組申報的容量價格和數量，為低谷時段的新增負荷所對應的發電容量，為發電機組在參與電能主市場拍賣后在低谷時段剩余的可用發電容量，為機組發電時相應容量段取得的凈收益。

四、風險與收益分析

1.發電權賣方的風險與收益

發電權的出售方是電網公司。它出售發電權不是為了取得額外的收益，而是為了獲得合理的補償。首先是為了補償因推廣實施峰谷分時電價所支付的成本，其次可以用獲得的權力金收入部分沖抵電價不匹配的風險。后者源于一個事實，即中國目前階段的電力市場在發電側還沒有形成有效競爭，只有很少部分電量競價上網。這就形成了作為單一購電者的網公司在實施峰谷分時電價后面臨價格風險的狀態，因為低谷電的采購價格不變或有所上升，而低谷電的銷售價格降低，銷售量上升了，上升的銷售量是從能獲得較高銷售收入的高峰時段轉移過來的。由此可再一次看到，進行必要的市場設計給網公司合理的補償是必要的，這有利于激勵其推進有益于全社會的電力需求側管理措施。

網公司在交易中也存在一定風險。因無論發電機組最終是否接受調度實際發電，發電權意味著網公司了做出了購買低谷電力的承諾，并可通過履行承諾收費。該承諾有法律效力，當發電權要求行使，網公司須按協議的要求購入電力。如因故不能履行承諾，雖然并不會對發電機組造成實際損失，但仍可能被要求支付違約賠償。

2.發電權買方的風險與收益

正如在發電權交易的可行性分析中所指出的，與發電權出售方相比，發電權的購買方參與交易的主要目的是在低谷時段多發電以獲得收益。由于發電機運行特性決定了機組運行在正常出力范圍內的成本較低。一旦超出了這個運行區域，燃煤機組必須投油助燃甚至被迫停機，此時機組的運行成本將劇增。因此，機組有動力購買發電權，降低運行成本。且機組購買發電權并不影響其在電能主市場的競標策略和收益。

發電權購買方的風險在于，如果由于自身原因無法響應調度要求發電，則將損失應支付給網公司的權力費用。

五、結論

本文提出了發電權的概念，并對交易的必要性、可行性以及機制等問題進行了分析討論，并得到結論：

1.基于國內競價上網尚未普及的現狀，發電權交易機制的提出，為解決網公司因實施需求側管理的成本回收問題和終端銷售收入下降的風險問題提供了一個新的思路。這充分體現了市場機制和管理激勵手段對社會可持續發展和節能降耗的促進作用。

2.通過經濟手段鼓勵機組在降低運行成本和取得發電收入的前提下參與發電權交易，并對稀缺資源的開發者支付一定的補償，體現了公平公正的市場本質要求。

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