浙江跨地区发电权交易补偿机制研究

董国姝（浙江树人学院 浙江杭州 310015）

一、引言

浙江风电场基础建设发展迅猛，作为清洁电力能源，风电并网电量扩大促进全省电源结构布局更加合理，为兑现节能减排的承诺提供有力保障。浙江本省海上风能资源丰沛，但弃风现象明显，跨省跨区清洁能源消纳下的风电与火电发电权交易补偿机制强化电网消纳能力，能从本质上解决弃风限电现象。但在开展发电权交易过程中存在诸多问题，应针对电力供应链上各参与方方面存在的问题剖析原因，通过建立补偿机制整体设计方案解决问题，促进发电权交易市场规模扩大，进而推动清洁能源消纳能力提升，以达成碳减排的目标。

为了顺利实现发电权补偿交易，应通过改善以下环节推进清洁能源的跨区消纳，比如优化坚强的电网网架和跨省跨区消纳机制下发电权传输通道；按适当比例配置多种能源实现稳定并网；需要有灵活的常规机组调节性能、先进的新能源发电预测及调度运行技术、体现网损变化量的补偿机制提供保障；同时在电力现货市场设计合理电力定价机制。从长期来看，发电侧减排在增加各参与主体利益的同时，有利于促进浙江能源经济环境的可持续发展。而浙江跨省区发电权交易补偿的机制设计是对发电侧电源结构的优化过程，这个过程可以更好地规划“节能减排”进程，有利于高效实现碳中和碳达峰的目标。

二、浙江跨省区发电权交易存在的问题

（一）风火打捆比例问题研究。不同风火打捆比例配置会影响火电机组和风电机组的出力水平，也会影响各类机组的出力技术特性，加剧浙江跨省跨区发电权交易的价格产生波动，而价格波动既影响交易各参与方利益又是对各参与方进行补偿的有效工具，因而，需要对电源配置比例进行研究。通过测算随着弃风率的增加，火电机组出力水平升高，单位煤耗减小；当风电在系统中比例增大，单位煤耗呈现出先增后减的趋势。当风电占总配置的三分之一、火电占总配置的三分之二时，电力系统的输电通道使用效率达到最优，然而当配置比例随着风电占比逐渐增加，输电通道使用效率则逐渐降低。

（二）浙江跨省跨区发电权交易的阻塞问题。（1）基于电能交易的基态潮流。浙江跨省区的发电权交易一般发生在电能直接交易之后，交易应基于电能直接交易所形成的基态潮流之上。因此，跨地区的发电权交易产生阻塞的机会大增。（2）需明确的购售电匹配对。与单一买主的电能直接交易模式不同，这种交易需形成明确的交易主体的购售电匹配对，明确相应的潮流变化与结算关系。（3）阻塞管理更为复杂。交易需要调整每一个撮合交易形成的匹配对的电量，相比直接电能交易，其计算强度更大，所以阻塞管理过程更为复杂。（4）特殊的交易过程。基于发电权交易的过程是一个基于负荷中心燃煤厂商报价、跨地区的清洁能源供给厂商增减出力的替代过程，这种过程不同于传统的商业交易，包括交易标的储存的成本和风险极高、跨地区传输的难度和成本极大等，因此这种特殊交易过程也是造成交易阻塞问题的原因之一。

三、浙江跨省区输电网损补偿及发电权交易补偿

（一）浙江跨省区输电网损补偿机制。发电权交易对送电通道和传输设备性能要求高，传输过程对整个送电系统的损耗巨大，因此非常有必要按照合理的标准和规则界定网损责任，并按照一定经济标准对电网公司进行相应的补偿。对于各发电权交易承担的补偿网损电量，应将各时段补偿网损功率求和。网损补偿对象有：区域公司收取区域内500 kV电压等级的补偿网损；省网公司收取省内220 kV及其以下电压等级的补偿网损。

（二）浙江跨省区发电权交易补偿机制。综合以上价格波动、输电通道阻塞、网损对交易各方利益和交易达成以及发电权交易市场规模的影响，为促进清洁能源消纳和低碳经济发展，激发送受端发电企业参与的积极性，浙江实施跨省跨区发电权交易过程需对送受端发电企业进行补偿和利益均衡分配。（1）对送端发电企业。通过增加发电量和提升结算电价两种方式获得相应补偿。将燃煤机组参与发电权交易电量的环保电价所得利润进行再分配，其中一部分给送端发电企业。（2）对受端发电企业。主要分为两方面考虑补偿原则。从量补偿：年前确权；年内增权；年后奖权。从价补偿：计算实际与预算网损的差价，从差价中分配一半给予受端发电企业补偿；燃煤机组火力发电也会参与发电权交易，按火力发电的环保电价产生的利润做二次分配，从二次分配的利润中抽取一部分给予送端发电企业作为补偿。（3）对电网公司。对跨地区提供发电的辅助服务的范畴和要求进行明确的界定，对于辅助服务项目产生的费用划分有两种方式，可以归口到电网购电费用中，或归口到输配电价中将其视作平衡电网系统稳定运行的额外成本；对跨地区的输电项目，应有针对性地开展成本监测，对于输电价格需要进行复核，处于发电完全实习市场化定价的过渡阶段，针对超发电计划的额外部分，其相应的送电输电价格应采取动态定价方法及时调整。

四、浙江跨省区发电权交易补偿的实施

（一）方案一，将用于发电的全新清洁能源与传统能源进行捆绑，通过数据采样和建模寻找最优的捆绑结构进行能源混合打捆、定制合适的比例共同用于发电。浙江省通常采用的直流外送发电中多为混合能源发电，所使用的风力和火力发电捆绑的比例位于一定阈值内，如果以风电为基数1，混合的风电在1.5倍到2.2倍之间。目前许多相关研究主要讨论风火打捆系统暂态稳定性问题，以及与这种混合能源发电输电相关的一系列安全问题。风能发电传统的电煤发电的合理配置，可以极大改善系统输电通道的使用效率，降低通道的损耗，但是如果配置比例不当，超出最优比例一定程度后，不恰当的混合能源配比会降低输电通道利用率。

1.建立一套由风力发电和火力发电按比例混合的发电输电系统。系统通过数学模型加以刻画，模型研究对象为发电机组，其优化的目标一部分是使发电机组的总运行成本最小化，同时目标函数还包括输电功率，目标的另一部分是实现输电功率最大即为实现优化目标，混合能源输电系统数学模型存在一些约束条件，主要包括输电功率的大小、各类型发电机组发电的最大值和最小值、发电机启动后爬坡速率等。结合系统约束尝试将模型目标函数转化为线性规划，通过一些特殊的算法寻求混合电源发电输电配置模型求解。计算分析的对象为系统运行效果评价指标，该类指标对应于各种风火混合配比所采用的具体比例和弃风率，同时考虑引入氮氧化物排放的价格，通过建立数学模型和优化的方法来测度不同发电能源的比例对混合电力系统的单位发电成本的影响。

2.建立各个发电机组承担适度的发电工作量模型。建模的前提需要了解每个机组进行发电工作所需消耗的具体能源数量，再根据负荷曲线与机组发电出力受到的最小约束来共同确认机组启停状态，在机组的耗能具体性质以及启停状态确认的基础上，找到各个机组在用电高峰期或者低谷期的具体发电量模型。

（二）方案二，混合能源电力的输出通道加以规划以提升其传输性能。对于已经制定的输电计划不能轻易改动，以此计划并且在电网可以正常安全运转的前提下，根据发电权的买卖双方特质应对电力输送的线路的选择进行排序并定向通过调度系统优化择优确定输电的路径，最小化电力供应链上的输电成本，实现跨地区电力供应链上各个节点企业利润提升，从而提高整条电力供应链绩效，在增加社会效用的同时扩大同类交易的订单量。（1）借鉴传统输电阻塞管理理念，引入并改进一种新型金融性输电权，创新该种产品的初衷是用来规避传送时可能出现的阻塞风险，目前这种新产品已经应用于电力市场日常运作。拟建立的优化模型同样需要引入一系列约束条件，借助一些概率与数理统计的算法找到最优网损。（2）建立一个该类交易相对应的基金池。电网中参与该类交易开展电力传送的线路不会只有一支，全部参与的支路都需要授权才能进入交易流程，由交易中心实现这种授权行为。交易买卖双方首先需要通过支付对价拿到所需支路，获得通过这段路径传送电力的权利，同时获得与所拍得的路径对应的电力产品买卖与补偿的优先级。输电权的销售收入投放于基金池，基金资产的用途一部分用于支付补偿费用，另一部分作为后续的补偿基金使用。

（三）方案三，设计网损补偿机制。（1）制定电力供应链各个节点的补偿方案。计算送电和受电节点企业标杆电价价差和实际与计划网损间的价差作为价格补偿的基准，如果核查受电节点参与该类交易后相应权力是净增加，则应该对其增量的部分予以补偿；电网企业与电力供应链上游发电企业共同参与节能减排，实现降低碳排放、节约不可再生能源，实现效益的最大化；发电企业也可以考虑决策过程中引入对网损的补偿机制，将运营策略优化调整为锁定最优对手、确定最优电力订货量，目标函数为与交易相关的网损补偿支付最小化，最终构造出发电最有效的能源配比。（2）建立有关网损的目标函数。网损是有功出力总和与负荷总和的差值。模型同样需要一系列约束条件。系统中的每个可控发电机代表一个发电厂，为简化问题设结算时间为1h。为了保证系统运行安全通过负荷高峰点，应对系统负荷裕度设定一个阀值进行约束。此外，节能环保一直备受关注，为提高电力系统的环保性，碳排放量约束也必不可少，因此引入碳排放额度Ce作为发电厂的碳排放约束值。

（四）方案四，兼顾各方的交易补偿机制设计。（1）处于主导地位的风电场会邀请一些有降低出力能力的火电机组，让其通过线上交易平台及时发布实时更新的商业信息，包括降低出力报价、降低出力大小、交易时段、交易意愿、交易电量、爬坡速度等；火电机组处于跟随地位，其作为发电权的卖出一方，其获取额外收益的方式是减少自身机组出力。电网通过在线交易平台提供实时负荷预测信息、设备运行状态、风电消纳能力、电价预测等信息。但因风电预测偏差，风电机组未能全部或者超额完成火电机组转让份额，由此产生的不平衡功率和相应的不平衡费用。风电场对风速进行每半个小时滚动式预测，获得预测出力，并根据电网接纳风电出力信息，在下一个半小时交易时段申报发电权交易受让方相关信息。（2）火电机组决策过程。从云端系统接收调度公布的下一个时段机组发电计划，并核实企业自有的发电机组能够出力的极限，以该极限为基准来发布权力卖方的相关信息。采用双方报价的均值作为交易双方结算电价，确定交易后的交易信息从云端系统反馈给调度，以便修改下一个时段机组的出力水平。此外，建议后续政策有利于完善各地区上网电价的区间，对交易设定定向的输电费用和网损率，从而鼓励清洁能源消纳，并结合配额制考核，提升新能源发电量总额，促进发电权交易规模扩张。

（五）方案五，扩大发电权交易主体范围，搭建多元化市场架构。（1）扩大参与主体的范围，增加市场交易体量。可将自备电厂作为交易主体纳入到跨地区输送的体系中，但是要区分受控煤和污染控制所产生的压量、关停电量与公用电厂的合同电量之间的差异，科学统筹其在交易过程中的相关权利与义务。政府相关监管部门还应开展和强化合同电量交易规则的研究，从而激活市场人气，吸引更多企业参与方加入交易过程。（2）多元化市场交易模式。更加市场化的交易模式才能吸引更多送受端发电主体积极参与，才能促进跨省跨区发电权交易在不同发电集团的企业之间展开，通过竞争形成市场，发挥市场优化资源配置的作用。

五、结论

首先，发电权交易补偿的优化机制设计中考虑作为送电端的发电侧来讲，能够降低清洁能源出力不确定性及发电权交易违约风险，改善浙江现有弃风弃光不利于发电权交易开展的考核机制，明确区分跨省跨区发电权交易与直接交易，调整送端省份“保底”电价不经济模式。其次，对作为通道端的电网来讲，该设计能降低电网调度难度，协调发电权交易与电能实际交割时间上的不匹配，有效利用输电网资源，调整输电网负载率空间分布失衡，充分考虑输电调度与受端用电特性存在矛盾的问题，优化输电通道使之运行更加顺畅。再次，对作为受电端的落地侧电网企业或售电公司来讲，允许电力跨区消纳的发电权交易可优化发电小时数，保障受端电场盈利水平和发电权交易的顺利开展，改善发电集团对于下属发电厂的考核指标，使考核体制更利于发电权交易的开展，吸引更多企业参与交易，促进发电权交易规模扩大。最后，本文的补偿机制还考虑了定价及阻塞问题，项目合理确定交易各方补偿价格尤其是对受端电网的补偿，设定输电优先级，确定输电分时最优电价。对于送端省份仍有“保底电价”的现状，设计合理的网损补偿和交易补偿机制，兼顾参与发电权交易各参与方利益。