浙江跨地區發電權交易補償機制研究

董國姝（浙江樹人學院 浙江杭州 310015）

一、引言

浙江風電場基礎建設發展迅猛，作為清潔電力能源，風電并網電量擴大促進全省電源結構布局更加合理，為兌現節能減排的承諾提供有力保障。浙江本省海上風能資源豐沛，但棄風現象明顯，跨省跨區清潔能源消納下的風電與火電發電權交易補償機制強化電網消納能力，能從本質上解決棄風限電現象。但在開展發電權交易過程中存在諸多問題，應針對電力供應鏈上各參與方方面存在的問題剖析原因，通過建立補償機制整體設計方案解決問題，促進發電權交易市場規模擴大，進而推動清潔能源消納能力提升，以達成碳減排的目標。

為了順利實現發電權補償交易，應通過改善以下環節推進清潔能源的跨區消納，比如優化堅強的電網網架和跨省跨區消納機制下發電權傳輸通道；按適當比例配置多種能源實現穩定并網；需要有靈活的常規機組調節性能、先進的新能源發電預測及調度運行技術、體現網損變化量的補償機制提供保障；同時在電力現貨市場設計合理電力定價機制。從長期來看，發電側減排在增加各參與主體利益的同時，有利于促進浙江能源經濟環境的可持續發展。而浙江跨省區發電權交易補償的機制設計是對發電側電源結構的優化過程，這個過程可以更好地規劃“節能減排”進程，有利于高效實現碳中和碳達峰的目標。

二、浙江跨省區發電權交易存在的問題

（一）風火打捆比例問題研究。不同風火打捆比例配置會影響火電機組和風電機組的出力水平，也會影響各類機組的出力技術特性，加劇浙江跨省跨區發電權交易的價格產生波動，而價格波動既影響交易各參與方利益又是對各參與方進行補償的有效工具，因而，需要對電源配置比例進行研究。通過測算隨著棄風率的增加，火電機組出力水平升高，單位煤耗減小；當風電在系統中比例增大，單位煤耗呈現出先增后減的趨勢。當風電占總配置的三分之一、火電占總配置的三分之二時，電力系統的輸電通道使用效率達到最優，然而當配置比例隨著風電占比逐漸增加，輸電通道使用效率則逐漸降低。

（二）浙江跨省跨區發電權交易的阻塞問題。（1）基于電能交易的基態潮流。浙江跨省區的發電權交易一般發生在電能直接交易之后，交易應基于電能直接交易所形成的基態潮流之上。因此，跨地區的發電權交易產生阻塞的機會大增。（2）需明確的購售電匹配對。與單一買主的電能直接交易模式不同，這種交易需形成明確的交易主體的購售電匹配對，明確相應的潮流變化與結算關系。（3）阻塞管理更為復雜。交易需要調整每一個撮合交易形成的匹配對的電量，相比直接電能交易，其計算強度更大，所以阻塞管理過程更為復雜。（4）特殊的交易過程。基于發電權交易的過程是一個基于負荷中心燃煤廠商報價、跨地區的清潔能源供給廠商增減出力的替代過程，這種過程不同于傳統的商業交易，包括交易標的儲存的成本和風險極高、跨地區傳輸的難度和成本極大等，因此這種特殊交易過程也是造成交易阻塞問題的原因之一。

三、浙江跨省區輸電網損補償及發電權交易補償

（一）浙江跨省區輸電網損補償機制。發電權交易對送電通道和傳輸設備性能要求高，傳輸過程對整個送電系統的損耗巨大，因此非常有必要按照合理的標準和規則界定網損責任，并按照一定經濟標準對電網公司進行相應的補償。對于各發電權交易承擔的補償網損電量，應將各時段補償網損功率求和。網損補償對象有：區域公司收取區域內500 kV電壓等級的補償網損；省網公司收取省內220 kV及其以下電壓等級的補償網損。

（二）浙江跨省區發電權交易補償機制。綜合以上價格波動、輸電通道阻塞、網損對交易各方利益和交易達成以及發電權交易市場規模的影響，為促進清潔能源消納和低碳經濟發展，激發送受端發電企業參與的積極性，浙江實施跨省跨區發電權交易過程需對送受端發電企業進行補償和利益均衡分配。（1）對送端發電企業。通過增加發電量和提升結算電價兩種方式獲得相應補償。將燃煤機組參與發電權交易電量的環保電價所得利潤進行再分配，其中一部分給送端發電企業。（2）對受端發電企業。主要分為兩方面考慮補償原則。從量補償：年前確權；年內增權；年后獎權。從價補償：計算實際與預算網損的差價，從差價中分配一半給予受端發電企業補償；燃煤機組火力發電也會參與發電權交易，按火力發電的環保電價產生的利潤做二次分配，從二次分配的利潤中抽取一部分給予送端發電企業作為補償。（3）對電網公司。對跨地區提供發電的輔助服務的范疇和要求進行明確的界定，對于輔助服務項目產生的費用劃分有兩種方式，可以歸口到電網購電費用中，或歸口到輸配電價中將其視作平衡電網系統穩定運行的額外成本；對跨地區的輸電項目，應有針對性地開展成本監測，對于輸電價格需要進行復核，處于發電完全實習市場化定價的過渡階段，針對超發電計劃的額外部分，其相應的送電輸電價格應采取動態定價方法及時調整。

四、浙江跨省區發電權交易補償的實施

（一）方案一，將用于發電的全新清潔能源與傳統能源進行捆綁，通過數據采樣和建模尋找最優的捆綁結構進行能源混合打捆、定制合適的比例共同用于發電。浙江省通常采用的直流外送發電中多為混合能源發電，所使用的風力和火力發電捆綁的比例位于一定閾值內，如果以風電為基數1，混合的風電在1.5倍到2.2倍之間。目前許多相關研究主要討論風火打捆系統暫態穩定性問題，以及與這種混合能源發電輸電相關的一系列安全問題。風能發電傳統的電煤發電的合理配置，可以極大改善系統輸電通道的使用效率，降低通道的損耗，但是如果配置比例不當，超出最優比例一定程度后，不恰當的混合能源配比會降低輸電通道利用率。

1.建立一套由風力發電和火力發電按比例混合的發電輸電系統。系統通過數學模型加以刻畫，模型研究對象為發電機組，其優化的目標一部分是使發電機組的總運行成本最小化，同時目標函數還包括輸電功率，目標的另一部分是實現輸電功率最大即為實現優化目標，混合能源輸電系統數學模型存在一些約束條件，主要包括輸電功率的大小、各類型發電機組發電的最大值和最小值、發電機啟動后爬坡速率等。結合系統約束嘗試將模型目標函數轉化為線性規劃，通過一些特殊的算法尋求混合電源發電輸電配置模型求解。計算分析的對象為系統運行效果評價指標，該類指標對應于各種風火混合配比所采用的具體比例和棄風率，同時考慮引入氮氧化物排放的價格，通過建立數學模型和優化的方法來測度不同發電能源的比例對混合電力系統的單位發電成本的影響。

2.建立各個發電機組承擔適度的發電工作量模型。建模的前提需要了解每個機組進行發電工作所需消耗的具體能源數量，再根據負荷曲線與機組發電出力受到的最小約束來共同確認機組啟停狀態，在機組的耗能具體性質以及啟停狀態確認的基礎上，找到各個機組在用電高峰期或者低谷期的具體發電量模型。

（二）方案二，混合能源電力的輸出通道加以規劃以提升其傳輸性能。對于已經制定的輸電計劃不能輕易改動，以此計劃并且在電網可以正常安全運轉的前提下，根據發電權的買賣雙方特質應對電力輸送的線路的選擇進行排序并定向通過調度系統優化擇優確定輸電的路徑，最小化電力供應鏈上的輸電成本，實現跨地區電力供應鏈上各個節點企業利潤提升，從而提高整條電力供應鏈績效，在增加社會效用的同時擴大同類交易的訂單量。（1）借鑒傳統輸電阻塞管理理念，引入并改進一種新型金融性輸電權，創新該種產品的初衷是用來規避傳送時可能出現的阻塞風險，目前這種新產品已經應用于電力市場日常運作。擬建立的優化模型同樣需要引入一系列約束條件，借助一些概率與數理統計的算法找到最優網損。（2）建立一個該類交易相對應的基金池。電網中參與該類交易開展電力傳送的線路不會只有一支，全部參與的支路都需要授權才能進入交易流程，由交易中心實現這種授權行為。交易買賣雙方首先需要通過支付對價拿到所需支路，獲得通過這段路徑傳送電力的權利，同時獲得與所拍得的路徑對應的電力產品買賣與補償的優先級。輸電權的銷售收入投放于基金池，基金資產的用途一部分用于支付補償費用，另一部分作為后續的補償基金使用。

（三）方案三，設計網損補償機制。（1）制定電力供應鏈各個節點的補償方案。計算送電和受電節點企業標桿電價價差和實際與計劃網損間的價差作為價格補償的基準，如果核查受電節點參與該類交易后相應權力是凈增加，則應該對其增量的部分予以補償；電網企業與電力供應鏈上游發電企業共同參與節能減排，實現降低碳排放、節約不可再生能源，實現效益的最大化；發電企業也可以考慮決策過程中引入對網損的補償機制，將運營策略優化調整為鎖定最優對手、確定最優電力訂貨量，目標函數為與交易相關的網損補償支付最小化，最終構造出發電最有效的能源配比。（2）建立有關網損的目標函數。網損是有功出力總和與負荷總和的差值。模型同樣需要一系列約束條件。系統中的每個可控發電機代表一個發電廠，為簡化問題設結算時間為1h。為了保證系統運行安全通過負荷高峰點，應對系統負荷裕度設定一個閥值進行約束。此外，節能環保一直備受關注，為提高電力系統的環保性，碳排放量約束也必不可少，因此引入碳排放額度Ce作為發電廠的碳排放約束值。

（四）方案四，兼顧各方的交易補償機制設計。（1）處于主導地位的風電場會邀請一些有降低出力能力的火電機組，讓其通過線上交易平臺及時發布實時更新的商業信息，包括降低出力報價、降低出力大小、交易時段、交易意愿、交易電量、爬坡速度等；火電機組處于跟隨地位，其作為發電權的賣出一方，其獲取額外收益的方式是減少自身機組出力。電網通過在線交易平臺提供實時負荷預測信息、設備運行狀態、風電消納能力、電價預測等信息。但因風電預測偏差，風電機組未能全部或者超額完成火電機組轉讓份額，由此產生的不平衡功率和相應的不平衡費用。風電場對風速進行每半個小時滾動式預測，獲得預測出力，并根據電網接納風電出力信息，在下一個半小時交易時段申報發電權交易受讓方相關信息。（2）火電機組決策過程。從云端系統接收調度公布的下一個時段機組發電計劃，并核實企業自有的發電機組能夠出力的極限，以該極限為基準來發布權力賣方的相關信息。采用雙方報價的均值作為交易雙方結算電價，確定交易后的交易信息從云端系統反饋給調度，以便修改下一個時段機組的出力水平。此外，建議后續政策有利于完善各地區上網電價的區間，對交易設定定向的輸電費用和網損率，從而鼓勵清潔能源消納，并結合配額制考核，提升新能源發電量總額，促進發電權交易規模擴張。

（五）方案五，擴大發電權交易主體范圍，搭建多元化市場架構。（1）擴大參與主體的范圍，增加市場交易體量。可將自備電廠作為交易主體納入到跨地區輸送的體系中，但是要區分受控煤和污染控制所產生的壓量、關停電量與公用電廠的合同電量之間的差異，科學統籌其在交易過程中的相關權利與義務。政府相關監管部門還應開展和強化合同電量交易規則的研究，從而激活市場人氣，吸引更多企業參與方加入交易過程。（2）多元化市場交易模式。更加市場化的交易模式才能吸引更多送受端發電主體積極參與，才能促進跨省跨區發電權交易在不同發電集團的企業之間展開，通過競爭形成市場，發揮市場優化資源配置的作用。

五、結論

首先，發電權交易補償的優化機制設計中考慮作為送電端的發電側來講，能夠降低清潔能源出力不確定性及發電權交易違約風險，改善浙江現有棄風棄光不利于發電權交易開展的考核機制，明確區分跨省跨區發電權交易與直接交易，調整送端省份“保底”電價不經濟模式。其次，對作為通道端的電網來講，該設計能降低電網調度難度，協調發電權交易與電能實際交割時間上的不匹配，有效利用輸電網資源，調整輸電網負載率空間分布失衡，充分考慮輸電調度與受端用電特性存在矛盾的問題，優化輸電通道使之運行更加順暢。再次，對作為受電端的落地側電網企業或售電公司來講，允許電力跨區消納的發電權交易可優化發電小時數，保障受端電場盈利水平和發電權交易的順利開展，改善發電集團對于下屬發電廠的考核指標，使考核體制更利于發電權交易的開展，吸引更多企業參與交易，促進發電權交易規模擴大。最后，本文的補償機制還考慮了定價及阻塞問題，項目合理確定交易各方補償價格尤其是對受端電網的補償，設定輸電優先級，確定輸電分時最優電價。對于送端省份仍有“保底電價”的現狀，設計合理的網損補償和交易補償機制，兼顧參與發電權交易各參與方利益。