計及環(huán)境成本的跨省輸電發(fā)電權(quán)交易及敏感性分析

傅鴻浩，蔡國田，趙黛青

（1.中國科學(xué)院廣州能源研究所，廣東 廣州 510640；2.中國科學(xué)院可再生能源重點實驗室，廣東 廣州 510640；3.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049）

0 引言

2012年，西電東送至廣東的電量達(dá)到廣東電力消費的24%，已成為廣東省電力供應(yīng)的重要組成部分。送電量由政府間框架協(xié)議的固定交易模式?jīng)Q定，在推動西電東送南通道的發(fā)展的同時[1]，也使受電方廣東在電力寬松時期，為接受外來電力而限制本省火電機組的負(fù)荷，導(dǎo)致南方區(qū)域內(nèi)大小容量機組利用小時數(shù)倒掛。2012年的1—4月、11月和12月，貴州300 MW以下機組受益于本省水電外送，等效負(fù)荷率大于廣東省1000 MW以上機組[2-3]。

發(fā)電權(quán)交易能夠促進(jìn)低能耗、低成本的機組替代高能耗、高成本的機組發(fā)電，降低總能耗和成本[4]。因此，如果能夠在西電東送南通道送受電雙方火電機組間開展發(fā)電權(quán)交易，那么就可以額外增加雙方的收益。

目前國內(nèi)發(fā)電權(quán)交易研究著重于發(fā)電權(quán)交易機理研究、多種目標(biāo)下的交易模型設(shè)計[4]、考慮多種因素的模型完善[5-6]、跨省發(fā)電權(quán)交易模型設(shè)計及修正[7]、交易后的安全校核[8]等方面。 當(dāng)前考慮與跨省輸電合同相關(guān)的發(fā)電權(quán)交易的研究，僅限于對南方電力市場各送電方之間的省間合約轉(zhuǎn)讓機制進(jìn)行初步探討[1]，未構(gòu)建模型，也未研究合同送電方和受電方之間的發(fā)電權(quán)交易，而此種發(fā)電權(quán)交易具有其特殊性，需要進(jìn)一步研究。

火電廠排放的污染物對環(huán)境產(chǎn)生影響，也影響人類的健康[9]。環(huán)境成本對污染物造成的損失進(jìn)行貨幣量化，包括企業(yè)為減少排放，安裝環(huán)保設(shè)備、采取環(huán)保活動的成本和排放造成的環(huán)境污染對健康、農(nóng)業(yè)等造成的損失2個部分，主要計量方法為歐盟的ExternE方法和美國的EXMOD方法[10]。本文考慮的環(huán)境成本為第二部分，即排放造成的損失，其沒有由生產(chǎn)者或消費者承擔(dān)，并未計入發(fā)電成本。隨著發(fā)電企業(yè)環(huán)保要求的日趨嚴(yán)格，這部分環(huán)境成本將在發(fā)電成本中得到體現(xiàn)，從而影響發(fā)電權(quán)交易的結(jié)果，甚至使交易無法進(jìn)行。此外，不同省份的煤價和電價也存在較大差異，可能會影響發(fā)電權(quán)交易的可行性。

因此，本文首先構(gòu)建跨省輸電送受電雙方火電機組發(fā)電權(quán)交易模型，然后研究計及環(huán)境成本對發(fā)電權(quán)交易結(jié)果的影響，并通過敏感性分析研究主要因素變化對交易收益的影響及不同情況下發(fā)電權(quán)交易的可行性。

1 發(fā)電權(quán)交易模型和算法設(shè)計

1.1 發(fā)電權(quán)交易模型

以社會效用最大化為目標(biāo)的發(fā)電權(quán)交易模型的目標(biāo)函數(shù)為：

約束條件為：

其中，Psi為賣方 i的報價；Pbj為買方 j的報價；Cij為交易成本；Qij為賣方i和買方j(luò)成交的電量；Uij為賣方i和買方j(luò)交易產(chǎn)生的收益；Qi為賣方i可交易的總電量；Qj0和Qj分別為買方j(luò)的實際發(fā)電量和考慮機組檢修、備用、送出受限等因素后的機組發(fā)電能力，Qj-Qj0為買方j(luò)的可交易電量；n、m分別為賣方和買方的數(shù)量。

為了保證公平，雙方的報價按照收回因發(fā)電權(quán)交易產(chǎn)生的成本確定，交易間的收益Uij在交易雙方平均分配。

1.2 基于跨省輸電合同的發(fā)電權(quán)交易模型設(shè)計

本文研究的跨省輸電合同雙方火電機組發(fā)電權(quán)交易的買方為合同原受電方，賣方為原送電方，與省內(nèi)發(fā)電權(quán)交易相比，有以下特征：

a.可節(jié)約輸電費用，交易成本為負(fù)值；

b.可節(jié)約輸電損耗，交易后總發(fā)電量降低，從而降低買方的發(fā)電成本；

c.不同省份的煤價和上網(wǎng)電價存在差異；

d.不同省份的環(huán)境成本存在差異。

構(gòu)建模型需要考慮上述四方面特征。

雙方按成本報價如下。

a.賣方i因發(fā)電權(quán)交易產(chǎn)生的成本為其少發(fā)Qij電量的機會成本。交易前賣方i多發(fā)單位電量的收益為：

其中，Pei為賣方i的上網(wǎng)電價；fi0為交易前賣方i的發(fā)電煤耗；Pci為賣方i的煤價；Pwi為賣方i發(fā)單位電量的水費；fi0Pci+Pwi為交易前賣方i發(fā)單位電量的動態(tài)成本。

則賣方i的報價為：

b.考慮省間的煤價差：

其中，Pcj為買方j(luò)的煤價；ΔPij為買方 j與賣方i的煤價差。

交易前買方j(luò)發(fā)電的動態(tài)成本為：

交易減少輸電損耗Kij，則買方j(luò)增加的發(fā)電量為（1－Kij）Qij，交易后買方 j發(fā)電的動態(tài)成本為：

其中，fj為發(fā)電權(quán)交易后買方j(luò)的發(fā)電煤耗；Pwj為買方j(luò)發(fā)單位電量的水費。

則買方j(luò)按增加的發(fā)電動態(tài)成本報價為：

買方i和賣方j(luò)交易的收益為：

從式（9）可以看出交易的結(jié)果與各省的上網(wǎng)電價及其差異無關(guān)。

1.3 計及環(huán)境成本的模型修正

未考慮環(huán)境成本時，單位煤耗的成本即為煤價。利用環(huán)境成本對煤價及機組之間的煤價差進(jìn)行修正，使之真正體現(xiàn)機組單位煤耗的總成本：

其中，P′ci和 P′cj分別為賣方 i和買方 j修正后的煤價；Phi和Phj分別為賣方i和買方j(luò)未計入發(fā)電成本的環(huán)境成本；ΔP′ij為修正后的煤價差。

代入式（9）可相應(yīng)得到修正后的收益 U′ij。

1.4 算法設(shè)計

本文中將發(fā)電權(quán)買方和賣方的位置及輸電方固定，可近似認(rèn)為交易成本Cij為定值。交易收益的大小由雙方的報價決定，可使用“高低匹配”的方法進(jìn)行買賣方之間的撮合[4]。

2 以廣東和貴州為例的模型求解

2.1 計算數(shù)據(jù)

根據(jù)2011年各月電力調(diào)度中心直調(diào)并網(wǎng)發(fā)電機組等效負(fù)荷率報表中的機組數(shù)據(jù)，可確定廣東火電機組負(fù)荷受外來電力影響的量。如表1所示，選取受影響量最大的2011年2月為計算月份，將容量大于等于1000 MW、大于等于600 MW小于1000 MW、大于等于300 MW小于600 MW、小于300 MW的4個容量等級的火電機組看成4個大的火電機組，記為機組Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ，作為發(fā)電權(quán)買方，與作為賣方的貴州的火電機組進(jìn)行交易，每個大機組的可交易電量為其受外來電力影響的電量。同時，根據(jù)2011年2月貴州省電力調(diào)度中心直調(diào)并網(wǎng)發(fā)電機組等效負(fù)荷率報表中的數(shù)據(jù)按電量與廣東機組可交易電量匹配、煤耗由高到低的原則，選取機組參與交易，共16臺。

表1 計及環(huán)境成本前、后買賣方申報數(shù)據(jù)Tab.1 Bidding data with and without environmental cost

計算所需的部分?jǐn)?shù)據(jù)如表2所示，表中省間輸電損耗率Kij取天生橋至廣東交、直流線路的平均損耗。貴州到廣東的輸電費用為0.092元/（kW·h）。

表2 計算所需部分?jǐn)?shù)據(jù)Tab.2 Partial data required for calculation

輸電費的定價目標(biāo)是回收電網(wǎng)建設(shè)投資、運行和維護(hù)的成本，并對電網(wǎng)使用者提供前瞻性的經(jīng)濟信息[11]。電網(wǎng)的折舊為固定成本，不受輸電量的影響，占總輸電成本的40%，輸電的內(nèi)部收益率按8%計算[12]。為保證電網(wǎng)的收益在交易前后不變，需對電網(wǎng)因交易產(chǎn)生的損失進(jìn)行補償，則交易成本為：

文獻(xiàn)[10]在計算燃煤發(fā)電產(chǎn)生的 SO2、NOx、CO2和煙塵的排放量的基礎(chǔ)上，利用ExternE方法分區(qū)域計算機組排放這4種污染物損害人類健康、建筑材料和農(nóng)作物而產(chǎn)生的未計入發(fā)電成本的環(huán)境成本。其中，燃煤機組的數(shù)據(jù)為裝機容量500 MW，年利用小時6000 h，電廠效率38%，煤中硫含量1%，灰分28%，除塵效率99%，脫硫效率95%。計算得到廣東和貴州的燃煤機組的單位煤耗的環(huán)境成本分別為Phj=660.7 元 /t和 Phi=474.8 元 /t。

此外，因獲取單個電廠的煤耗特性曲線較困難，本文假設(shè)同一容量等級的機組的煤耗特性曲線的形狀相同，參考文獻(xiàn)[13]中的擬合公式，按照設(shè)計煤耗同比例確定各機組擬合公式，則有：

其中，Q′p和Q′q分別為機組p和機組q的設(shè)計產(chǎn)能。

如表1所示，計及環(huán)境成本后，按式（4）和式（8）計算得到的各機組的報價在原報價的基礎(chǔ)上增加約 0.15 元 /（kW·h）。

2.2 計及環(huán)境成本對交易結(jié)果的影響分析

從式（9）和式（10）中可以看出，環(huán)境成本對發(fā)電權(quán)交易的結(jié)果有正反兩方面的影響：第一，發(fā)電權(quán)交易會降低煤耗，減少排放總量，計及環(huán)境成本會增加單個交易的收益；第二，廣東機組單位煤耗的環(huán)境成本高于貴州機組，計及環(huán)境成本會降低單個交易的收益。

如圖1所示，不計環(huán)境成本時，廣東機組通過與貴州16臺機組進(jìn)行19次交易，即可使受外來電力影響而限制的負(fù)荷全部得到利用。在機組Ⅰ和機組Ⅱ參與的前6次交易中，因計及環(huán)境成本而增加的收益為正，但依交易次序遞減。在第7次及之后的交易中，計及環(huán)境成本會降低交易的收益，且降低量依交易次序遞增，最終使得機組Ⅳ參與的第18次和19次交易無法進(jìn)行。

圖1 計及環(huán)境成本前后的收益Fig.1 Profits with and without environmental cost

發(fā)電權(quán)交易產(chǎn)生的總收益為：

根據(jù)圖1中的交易結(jié)果計算，考慮環(huán)境成本后，所有交易的總收益將減少9%，由8072.2萬元減少到7364.4萬元。

3 敏感性分析

3.1 主要敏感性因素選擇

式（9）等號右側(cè)的第一項為替代發(fā)電減少的水費，第二項為煤耗減少節(jié)約的燃煤費用，第三項為因地區(qū)間煤價差而導(dǎo)致的成本上升，第四項為節(jié)約的輸電費用。除第三項減少收益外，其余三項將增加收益。同理可知修正后的U′ij的計算公式中各項的影響。各項的主要不確定性因素為廣東機組可交易電量Qj-Qj0的降低量、修正后的煤價P′ci、修正后的煤價差 ΔP′ij和輸電損耗 Kij。

用U′Ⅰ、U′Ⅱ、U′Ⅲ和U′Ⅳ分別表示計及環(huán)境成本后，廣東機組Ⅰ—Ⅳ參與的排序最高的發(fā)電權(quán)交易的收益。當(dāng)此交易收益不大于0時，對應(yīng)等級容量機組參與的其他發(fā)電權(quán)交易的收益均小于0，該容量等級機組不具備與貴州機組發(fā)電權(quán)交易的可行性?；诖耍疚难芯縐′Ⅰ、U′Ⅱ、U′Ⅲ和U′Ⅳ對4個不確定因素的敏感性，并確定不同情況下的交易結(jié)果和交易可行性。

3.2 可交易電量的降低對交易結(jié)果的影響

如圖2所示，當(dāng)其他因素不變時，隨著可交易電量Qj-Qj0的降低量小于40%，各容量等級機組參與的交易的收益上升，但增加量較小；當(dāng)Qj-Qj0降低量超過40%時，U′Ⅲ因為交易次序的改變，大幅度增加，其他容量等級機組收益變化不大；當(dāng)Qj-Qj0下降超過70%時，U′Ⅳ隨Qj-Qj0下降量的增加快速增長，但直到下降幅度超過85%時，交易才具有可行性，此時交易量過小，不予考慮，其他容量等級機組收益變化不大。

圖2 可交易電量的降低對收益的影響Fig.2 Impact of tradable electricity reduction on profit

因此，可交易電量下降量的影響主要體現(xiàn)在其下降40%后，增加300 MW容量等級機組參與交易的收益。

3.3 修正后的煤價對交易結(jié)果的影響

如圖3所示，當(dāng)其他因素不變時，廣東各容量等級機組參與的交易的收益與修正煤價P′ci同向變動，且受其影響量隨機組容量的增大而遞增。煤價和環(huán)境成本變化的綜合影響使P′ci每升高10%，U′Ⅰ增加最多，為 0.013 元 /（kW·h），U′Ⅳ增加最少，僅為0.004 元/（kW·h）。

圖3 修正后的煤價對收益的影響Fig.3 Impact of revised coal price on profit

當(dāng)其他因素不發(fā)生變化，P′ci上升80%時，廣東的容量小于300 MW的機組才能夠參與交易；P′ci分別下降 40%、69% 和 70% 之后，U′Ⅱ、U′Ⅲ和 U′Ⅳ依次變?yōu)樨?fù)值，在此之前，對應(yīng)容量等級的機組均能參與交易。

3.4 修正后的煤價差對交易結(jié)果的影響

如圖4所示，當(dāng)其他因素不變時，廣東各容量等級機組參與的交易的收益對修正后的煤價差ΔP′ij的敏感性基本一致，與其反向變動，即省間煤價差和環(huán)境成本差異的變化的綜合影響使 ΔP′ij每升高10%，各交易的收益分別下降約0.01元/（kW·h）。

圖4 修正后的煤價差對收益的影響Fig.4 Impact of revised coal price difference on profit

當(dāng)其他因素不發(fā)生變化，ΔP′ij下降20%時，廣東的容量小于300 MW的機組才能參與交易；ΔP′ij分別上升37%、87%和92%之后，U′Ⅱ、U′Ⅲ和U′Ⅳ依次變?yōu)樨?fù)值，在此之前，對應(yīng)的容量等級的機組均能參與交易。

3.5 多因素敏感性分析

因可交易電量Qj-Qj0的影響相對較小，假設(shè)其保持當(dāng)前值不變，分別將U′Ⅰ、U′Ⅱ、U′Ⅲ和U′Ⅳ的值取為0，計算其他不確定因素同時變化的使交易可行的臨界值。此外，特高壓輸電的線損是超高壓的20%～50%[14]，為簡化分析，只考慮輸電損耗 Kij下降 50%的情況。

如圖 5 所示，P′ci和 ΔP′ij同時變化時，在各臨界線以上的區(qū)域為發(fā)電權(quán)交易的可行區(qū)域。可行區(qū)域的大小隨參與交易的廣東機組容量的增大而增大。廣東300 MW容量等級機組參與的交易的臨界線最靠近基準(zhǔn)情況，當(dāng) P′ci負(fù)向變動，或 ΔP′ij正向變動，或兩者同時發(fā)生時，該容量等級機組參與交易的可行性最先改變，使交易不可行。

圖5 P′ci、ΔP′ij、Kij對收益的影響Fig.5 Impact of P′ci，ΔP′ijand Kijon profit

輸電損耗Kij下降50%后，各可行區(qū)域均減小，變化最顯著的為廣東300 MW容量等級機組參與交易的可行區(qū)域。

4 結(jié)論

送受電雙方的發(fā)電權(quán)交易可部分補償外來電力給廣東火電機組帶來的負(fù)荷及收益損失，補償比例受環(huán)境成本影響。

a.不計環(huán)境成本時，廣東火電機組少的負(fù)荷可通過發(fā)電權(quán)交易全部得到利用，交易雙方均獲得收益。

b.計及環(huán)境成本會增加廣東1000 MW機組參與的發(fā)電權(quán)交易的收益，但增加量隨機組容量的降低而遞減，使廣東300 MW機組不能參與交易，全部機組參與交易獲得的總收益降低9%。

c.考慮環(huán)境成本的單位煤耗成本及其省間差異分別是影響最大的正面和負(fù)面因素，可交易電量的降低量和輸電損耗主要影響廣東300 MW容量等級機組參與交易的收益。

d.參與交易的廣東機組的容量越低，交易可行區(qū)域越小。在主要因素發(fā)生使收益降低的變動時，廣東300 MW容量等級機組參與交易的可行性最先變化。

e.本文未研究發(fā)電權(quán)交易的電網(wǎng)安全和供電質(zhì)量等方面的約束，對此應(yīng)開展進(jìn)一步研究。