全電量風(fēng)(光水)火(生物質(zhì))捆綁電力直接交易研究

王劍波,張慧琦,趙家泉,朱寶石

(1.黑龍江電力交易中心，哈爾濱 150090；2.黑龍江省發(fā)展和改革委員會，哈爾濱 150001)

0 引 言

黑龍江省2009—2016年燃煤電廠與電力用戶直接交易電量為84億kW·h，電廠平均降價(jià)為0.036元/(kW·h)。由于燃煤電廠燃料成本較高，電廠交易價(jià)格的降價(jià)水平逐年降低，2009年的直接交易降價(jià)為0.06元/(kW·h)，2016年降價(jià)僅為0.01元/(kW·h)，電廠參與交易意愿不足，但電力用戶卻希望繼續(xù)通過市場交易進(jìn)一步降低用電成本。2016年黑龍江省棄風(fēng)率為19%，棄風(fēng)電量為20億kW·h，風(fēng)電邊際成本較低，具有強(qiáng)烈參與市場交易的需求。為了通過電力直接交易降低電力用戶用電成本，同時(shí)促進(jìn)風(fēng)電、光伏等清潔能源的消納，黑龍江省政府在《關(guān)于印發(fā)近期降低我省工業(yè)用電企業(yè)用電成本若干政策措施的通知》(黑政辦函〔2016〕60號)中確定了實(shí)行風(fēng)電、光伏等清潔能源按1∶5的比例與火電進(jìn)行捆綁交易的方案，通過火電平抑風(fēng)電、光伏發(fā)電的波動性，實(shí)現(xiàn)電力直接交易發(fā)、用電實(shí)時(shí)平衡?；诖四繕?biāo)，文章提出全電量風(fēng)(光水)火(生物質(zhì))捆綁“撮合掛牌復(fù)合競價(jià)聯(lián)合出清”交易模式。

1 交易模式設(shè)計(jì)

一類用戶為與電廠直接交易的電力用戶，二類用戶為由售電公司代理與電廠交易的電力用戶，且一類用戶與二類用戶一經(jīng)確定在1年內(nèi)保持不變。

電力直接交易有雙邊、集中撮合與掛牌3種方式，一般分別出清。黑龍江省電力直接交易實(shí)行電力用戶全部用電量與“風(fēng)(光水)火(生物質(zhì))捆綁”交易。電力用戶(一類用戶或售電公司)先與火(生物質(zhì))電廠達(dá)成交易后，再按照一定比例與風(fēng)(光水)電廠達(dá)成交易，2場交易聯(lián)合出清。

1.1 捆綁比例計(jì)算

為了促進(jìn)風(fēng)電與光伏消納，各省陸續(xù)開展了風(fēng)(光水)電與火電捆綁交易，蒙東風(fēng)火比例是1∶4或4∶6，甘肅新能源與火電比例是4∶6，新疆新能源與火電比例是1∶9，寧夏新能源與火電比例是1∶5，四川水火比例是7∶3。

黑龍江省2017年裝機(jī)容量火電為21 960 MW，風(fēng)電為5 700 MW；發(fā)電量火電為815億kW·h，風(fēng)電為108億kW·h，計(jì)算風(fēng)火捆綁比例，即：

S=V×m+Q×n+T×(1-m-n)

(1)

式中：S為捆綁比例；V為容量比；Q為電量比；T為火電與風(fēng)電可發(fā)時(shí)間比例，全年平均為5.2；m、n為修正系數(shù)，分別為50%、20%。

將上述數(shù)據(jù)代入式(1)，可得

S=21 960/570×50%+815/108×20%+

5.2×30%=4.99≈5

考慮生物質(zhì)、光伏、水電裝機(jī)及發(fā)電量因素，確定火(生物質(zhì))電與風(fēng)(光水)電捆綁比例為5∶1，這與電網(wǎng)實(shí)際發(fā)、用電負(fù)荷特性相一致，風(fēng)、光、水發(fā)電負(fù)荷曲線見圖1。

圖1 風(fēng)、光、水發(fā)電負(fù)荷曲線圖

1.2 捆綁方式設(shè)計(jì)

以風(fēng)電、火電與電力用戶捆綁為例進(jìn)行分析，共有3種捆綁方法。

1.2.1 火電與風(fēng)電直接雙邊捆綁

風(fēng)電、火電按不超過1∶5的比例雙邊捆綁后，再與電力用戶雙邊交易。這種方法的缺點(diǎn)是交易中的捆綁比例容易被火電廠操控。電力用戶成交價(jià)為

式中：Fi、Wj分別為火電、風(fēng)電成交電量；Di、Ej分別為火電、風(fēng)電成交電價(jià)；m、n分別火電、風(fēng)電的電廠數(shù)量。

1.2.2 火電先成交，風(fēng)電自動捆綁

電力用戶與火電參加雙邊或集中撮合出清2場交易后，風(fēng)電按照不超過前2場總成交電量的1/6規(guī)模參加單邊競價(jià)出清，出清結(jié)果等比例分別替換前2場火電成交電量。該方法的缺點(diǎn)是限制了電力用戶與風(fēng)電雙邊協(xié)商洽談的意愿。電力用戶成交價(jià)為

式中：E為風(fēng)電統(tǒng)一出清電價(jià)；Fk、Dk分別為電力用戶首先與火電的成交電量、成交電價(jià)。

1.2.3 采取2個(gè)批次捆綁交易

為克服前2種方式的缺點(diǎn)，采取2個(gè)批次捆綁交易的方式。

第1個(gè)批次是自愿參加雙邊交易的電力用戶與火電以及風(fēng)電捆綁交易。

第2個(gè)批次是2場交易聯(lián)合出清。其中，第1場為電力用戶與火電集中撮合出清，第2場為風(fēng)電按照不超過第1場總成交電量的1/6規(guī)模單邊競價(jià)出清。用第2場風(fēng)電出清電量等比例替代第1場火電成交電量。

1.3 交易時(shí)序

電力用戶可在雙邊交易和集中撮合交易中，選擇一種參加；火電可同時(shí)參加雙邊交易和集中撮合交易(第1場)；風(fēng)電可同時(shí)參加雙邊交易和單邊競價(jià)交易(第2場)。第1場和第2場交易聯(lián)合出清。

1.3.1 雙邊交易

火電與風(fēng)電捆綁電量比例不小于5∶1，即火電占比不小于5/6。

電力用戶與電廠自主進(jìn)行協(xié)商，確定交易電量與電價(jià)，協(xié)商結(jié)果在電力交易平臺上進(jìn)行申報(bào)確認(rèn)。

電力用戶與電廠進(jìn)行購售電價(jià)博弈時(shí)[1]，需要多次談判和協(xié)商，電力用戶以目錄電價(jià)為基準(zhǔn)測算降價(jià)空間，而電廠以燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為基準(zhǔn)測算降價(jià)空間，黑龍江省燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.374元/(kW·h)，雙方進(jìn)行非完全信息動態(tài)[2]重復(fù)博弈[3]，屬于納什均衡[4]，滿足貝葉斯均衡成交[5]。電力用戶實(shí)際執(zhí)行交易價(jià)格為

電力用戶結(jié)算電價(jià)=成交電價(jià)+輸配電價(jià)(包含輸配電損耗)+政府性基金及附加

在實(shí)際交易中，也有輸配電價(jià)不包含輸配電損耗的情況，在交易報(bào)價(jià)計(jì)算損耗折價(jià)時(shí)，有報(bào)價(jià)前折算和報(bào)價(jià)后折算2種方法，輸配電損耗折價(jià)為

Gk=Pk×?%/(1-?%)

式中：Gk、Pk、?%分別為輸配電損耗折價(jià)、成交電價(jià)、輸配電損耗率。

輸配電損耗折價(jià)與雙方報(bào)價(jià)相關(guān)，一般采取成交后折算的方式進(jìn)行計(jì)算，但不論采用哪種折算方式，在交易過程中都會造成報(bào)價(jià)不公平[6]。

1.3.2 火電與電力用戶集中撮合交易(第1場)

集中撮合交易有系統(tǒng)邊際價(jià)格結(jié)算[7]和按實(shí)際報(bào)價(jià)結(jié)算[8]2種競價(jià)模式，本文采用后一種方式，電力用戶與火電采取高低匹配法成交。

將電力用戶報(bào)價(jià)從高到低進(jìn)行排序、電廠報(bào)價(jià)從低到高進(jìn)行排序，按照雙方報(bào)價(jià)的排序計(jì)算雙方報(bào)價(jià)之間的價(jià)差，按照價(jià)差從大到小的順序匹配成交，直至一方電量全部成交或價(jià)差為0，雙方報(bào)價(jià)排序及高低匹配圖見圖2。此時(shí)，交易電價(jià)為

交易電價(jià)=(電力用戶報(bào)價(jià)+電廠報(bào)價(jià))/2

第1場成交電量為電力用戶成交電量，火電最終成交電量還需要根據(jù)第2場風(fēng)電成交電量按比例進(jìn)行扣除。第1場成交電價(jià)為火電成交電價(jià)，電力用戶成交電價(jià)為第1場、第2場聯(lián)合出清形成的交易電價(jià)。

圖2 電力用戶、電廠報(bào)價(jià)排序及高低匹配圖

按照價(jià)格優(yōu)先、環(huán)保節(jié)能優(yōu)先[9]、時(shí)間優(yōu)先原則確定成交，達(dá)到交易規(guī)模時(shí)交易結(jié)束，出清結(jié)果見圖3。

1.3.3 風(fēng)電單邊競價(jià)交易(第2場)

電廠單邊申報(bào)電量、電價(jià)，電量口徑為用戶側(cè)電量，電價(jià)口徑為發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價(jià)，電量規(guī)模為第1場成交電量的1/6。

將電廠報(bào)價(jià)從低到高進(jìn)行排序，報(bào)價(jià)低的優(yōu)先成交，報(bào)價(jià)相同的按申報(bào)時(shí)間進(jìn)行排序，先申報(bào)的優(yōu)先成交，申報(bào)電量全部成交或達(dá)到競價(jià)電量規(guī)模時(shí)，交易結(jié)束。

采用統(tǒng)一出清方式，最后一筆成交電量的價(jià)格為全部風(fēng)電成交電量的成交電價(jià)，上限價(jià)格參照高嶺直流黑龍江外送華北掛牌交易價(jià)格0.308 52元/(kW·h)，出清結(jié)果見圖4。

圖4 風(fēng)電單邊競價(jià)市場出清結(jié)果

1.3.4 聯(lián)合出清

第1場集中撮合交易與第2場單邊交易采取“撮合掛牌復(fù)合競價(jià)聯(lián)合出清”方式。第2場風(fēng)電成交電量按第1場電力用戶成交電量等比例分?jǐn)傊撩抗P交易，等量替代火電成交電量，最終火電成交電量為

火電成交電價(jià)為第1場火電成交電價(jià)D1k，風(fēng)電每筆成交電量為第2場單邊競價(jià)成交電量W2p，風(fēng)電成交電價(jià)為統(tǒng)一出清電價(jià)E2p。

電力用戶成交電量為火電成交電量與風(fēng)電成交電量之和，即：

電力用戶成交電價(jià)為

2 交易執(zhí)行

2.1 偏差考核

電力直接交易以交易單元為最小單位按月度執(zhí)行偏差考核，月度允許偏差為±5%。電力用戶的交易單元可不再區(qū)分電壓等級和用電類別。

電力用戶超交易合同(年度及多月交易合同分月或月度交易合同)用電的，與對應(yīng)的電廠按照實(shí)際用電量和成交電價(jià)結(jié)算交易電量；超交易合同5%以上的多用電量，按燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)與成交電價(jià)差額絕對值對電廠進(jìn)行補(bǔ)償，補(bǔ)償電費(fèi)為

式中：Ck為補(bǔ)償電費(fèi)；Fi為實(shí)際用電量；F0為成交電量；Di為成交電價(jià)。

電力用戶欠交易合同用電的，與對應(yīng)的電廠按照實(shí)際用電量和成交電價(jià)結(jié)算交易電量；偏差超過5%的少用電量，按燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)與成交電價(jià)差額絕對值的2倍對電廠進(jìn)行補(bǔ)償，補(bǔ)償電費(fèi)為

式中：Ck為補(bǔ)償電費(fèi)；Fj為實(shí)際用電量；F0為成交電量；Dj為成交電價(jià)。

電力用戶同一交易單元對應(yīng)多家電廠的，按照交易合同電量等比例計(jì)算偏差電量和考核費(fèi)用。

電網(wǎng)企業(yè)按照售電公司成交電價(jià)和二類用戶的實(shí)際用電量向售電公司結(jié)算代理服務(wù)費(fèi)。售電公司與二類用戶之間的考核等相關(guān)費(fèi)用由售電公司與二類用戶按照《代理協(xié)議》約定雙方自行結(jié)算。

2.2 合同電量調(diào)整

由于用電量預(yù)測較為困難，為減少電力用戶偏差考核風(fēng)險(xiǎn)，經(jīng)與電廠協(xié)商一致，可以采取如下3種方式進(jìn)行合同電量調(diào)整。

1)保持交易合同總電量不變，每月15日前向電力交易機(jī)構(gòu)申請調(diào)整交易合同后期分月電量。

2)每季度首月15日前向電力交易機(jī)構(gòu)申請調(diào)減交易合同后期電量，年度內(nèi)調(diào)減電量不能超過2次，調(diào)減規(guī)模不能超過年度累計(jì)交易合同電量的20%。

3)調(diào)增交易合同電量，可以參加每月(季)組織的雙邊交易或集中撮合交易，將成交電量分解到月度交易合同中。

2.3 合同電量轉(zhuǎn)讓

在滿足節(jié)能環(huán)保要求的情況下，電廠的交易合同電量可以進(jìn)行轉(zhuǎn)讓。對于全電量風(fēng)(光水)火(生物質(zhì))捆綁交易的合同電量轉(zhuǎn)讓，有：

Wk/Fk≤1/6=W0/F0

式中：Wk、Fk分別為風(fēng)電、火電成交電量；W0、F0分別為風(fēng)電、火電達(dá)到1∶5比例的成交電量。

風(fēng)電與火電之間可以將達(dá)到捆綁比例1∶5的剩余電量Fk-F0由風(fēng)電替代發(fā)電，發(fā)電上網(wǎng)結(jié)算價(jià)格不超過原交易合同的風(fēng)電上網(wǎng)成交電價(jià)。

2.4 結(jié)算

電力交易合同結(jié)算順序按照先省外、后省內(nèi)，先現(xiàn)貨交易、后中長期交易，先月度交易、后年度交易原則確定。電廠上網(wǎng)電量結(jié)算順序依次為跨區(qū)跨省交易電量、直接交易電量、合同轉(zhuǎn)讓電量、優(yōu)先發(fā)電量、超發(fā)電量(超發(fā)電量為電廠的實(shí)際上網(wǎng)電量減去優(yōu)先發(fā)電量和市場交易電量后的上網(wǎng)電量)。電力用戶、售電公司交易電量結(jié)算順序依次為集中撮合電量、雙邊交易電量。

2.5 市場力抑制

健康的電力市場應(yīng)有合理的市場結(jié)構(gòu)、充分的市場競爭、良好的市場效率和社會效益，并能有效抑制市場主體壟斷、聯(lián)盟或投機(jī)行為[10]。

2.5.1 發(fā)電側(cè)市場力分析

黑龍江省參加電力直接交易的電廠準(zhǔn)入條件是省內(nèi)單機(jī)容量200 MW及以上的發(fā)電機(jī)組和單機(jī)200 MW以下的非背壓發(fā)電機(jī)組，以及省內(nèi)風(fēng)電和分布式扶貧項(xiàng)目以外的光伏電站，鼓勵(lì)水電、生物質(zhì)電廠參與交易。單機(jī)容量超過200 MW的火力電廠共有20家，均為央企發(fā)電集團(tuán)的子公司或分公司，具體情況如表1所示。

表1 電廠市場份額Table 1 Market share of power generation enterprises

發(fā)電側(cè)市場力影響一般使用相對集中度HHI、份額指標(biāo)TOP-m進(jìn)行分析。

(2)

式中：xi為第i個(gè)電廠參與交易的容量；X為所有電廠參與交易的容量。

HHI值越小，市場競爭越強(qiáng)。HHI>1 800時(shí)，市場競爭不充分。

(3)

TOP-m值越小，市場集中度越低。一般m=4，TOP-4>65時(shí)，電廠容易共謀，具有寡頭壟斷性質(zhì)。

根據(jù)表1與式(2)、式(3)可以看出，發(fā)電側(cè)結(jié)構(gòu)不合理，存在發(fā)電側(cè)壟斷風(fēng)險(xiǎn)。將風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)引入市場參加交易后，HHI=1 601<1 800、TOP-m=75>65。由此可見，電廠雖然有合謀傾向，但也能形成一定的市場競爭。為抑制發(fā)電市場力，采取如下3種措施。

1)雙邊交易按照時(shí)間優(yōu)先原則出清，先申報(bào)確認(rèn)的優(yōu)先成交。雙邊捆綁條件下，電力用戶電量小于0.5億kW·h時(shí)，應(yīng)與1個(gè)燃煤電廠交易；電量小于1億kW·h時(shí)，應(yīng)與不超過2個(gè)燃煤電廠交易；電量大于等于1億kW·h時(shí)，可與多個(gè)燃煤電廠交易。電力用戶可與多個(gè)風(fēng)電、光伏、水電、生物質(zhì)電廠交易。

2)集中撮合交易采取價(jià)格優(yōu)先、環(huán)保節(jié)能優(yōu)先、時(shí)間優(yōu)先的原則進(jìn)行交易。

3)單邊競價(jià)采取電廠報(bào)價(jià)低的優(yōu)先成交，報(bào)價(jià)相同的先申報(bào)的優(yōu)先成交的方式進(jìn)行交易。

2.5.2 用電側(cè)市場力分析

一類用戶產(chǎn)權(quán)多元且地域分散，市場力較弱。售電公司代理二類用戶參加交易，市場力較強(qiáng)。在規(guī)則設(shè)計(jì)上采取如下2種方式抑制用電側(cè)市場力。

1)同一投資主體(含關(guān)聯(lián)企業(yè))所屬的售電公司申報(bào)電量不可超過交易電量規(guī)模的15%。

2)售電公司申報(bào)電量不可超過銀行履約保函確定的交易額度。

3 改進(jìn)措施

黑龍江省2017—2019年全電量風(fēng)(光水)火(生物質(zhì))捆綁電力直接交易電量352億kW·h，發(fā)電平均降價(jià)0.023元/(kW·h)，用電成本降低16億元。2019年風(fēng)火捆綁電力直接交易中生物質(zhì)發(fā)電量0.6億kW·h、風(fēng)電發(fā)電量18.3億kW·h、光伏發(fā)電量2.3億kW·h，棄電率僅1.01%，促進(jìn)了清潔能源的消納。為了進(jìn)一步擴(kuò)大電力直接交易規(guī)模、繼續(xù)降低用電成本，還需采取如下措施。

3.1 促進(jìn)熱電解耦

黑龍江省以背壓機(jī)組供熱為主，最小運(yùn)行方式已超過低谷最大負(fù)荷，需要嚴(yán)格限制現(xiàn)役純凝機(jī)組供熱改造，同步安裝蓄熱裝置。嚴(yán)格核定熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組最小出力、熱電比，鼓勵(lì)增加蓄熱裝置以提高供熱負(fù)荷調(diào)節(jié)能力。

3.2 建立發(fā)電基礎(chǔ)小時(shí)和超發(fā)考核機(jī)制

將各類型電廠按多年實(shí)際運(yùn)行方式核定基礎(chǔ)發(fā)電小時(shí)，納入保量保價(jià)范疇，超過部分全部進(jìn)入市場交易。電廠實(shí)際上網(wǎng)電量超過基礎(chǔ)發(fā)電小時(shí)和市場交易電量的部分，應(yīng)按市場最低平均價(jià)結(jié)算，差額資金納入平衡賬戶，按市場交易電量等比例滾動返還給電廠。

3.3 統(tǒng)籌平衡省內(nèi)與省外市場交易

對省內(nèi)市場交易價(jià)格與外送交易價(jià)格進(jìn)行平衡，促進(jìn)市場主體形成共識，市場初期對火(生物質(zhì))電及風(fēng)(光水)電進(jìn)行限價(jià)，保持省內(nèi)與省外市場價(jià)格相一致，促進(jìn)發(fā)電企業(yè)報(bào)價(jià)決策。嘗試引入省外火電、風(fēng)電、光伏電廠參加省內(nèi)電力直接交易，改善省內(nèi)發(fā)電市場集中度過高的市場結(jié)構(gòu)，促進(jìn)發(fā)電側(cè)競爭。

3.4 建立浮動交易價(jià)格機(jī)制

在交易合同中引入“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”的電價(jià)交易方式，實(shí)現(xiàn)電力用戶、電廠的產(chǎn)品及材料的價(jià)格聯(lián)動機(jī)制，規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)效益與交易成本的匹配[11]。

3.5 降低偏差考核風(fēng)險(xiǎn)

借鑒發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓，開展一類用戶(售電公司)合同電量轉(zhuǎn)讓。將月度允許偏差從±5%提高到±10%。積極支持中小用戶由售電公司代理參加市場化交易，年用電量100萬kW·h以下的中小用戶應(yīng)委托售電公司參加交易，降低中小用戶偏差考核風(fēng)險(xiǎn)。

3.6 優(yōu)化集中競價(jià)方式

采取集合競價(jià)與連續(xù)競價(jià)相結(jié)合模式，規(guī)定交易時(shí)序、固定開市日期，如9∶00—9∶30集合競價(jià)、9∶30—15∶00連續(xù)競價(jià)，提高市場交易的透明度和市場交易活躍度。

4 結(jié) 語

研究了風(fēng)電、光伏、水電等波動性清潔能源參與的電力用戶直接交易，設(shè)計(jì)了風(fēng)電(光伏、水電)與火電(生物質(zhì)電)按比例捆綁的交易模式。從交易模式設(shè)計(jì)上徹底解決了直接交易中清潔能源發(fā)電廠不連續(xù)的發(fā)電曲線與電力用戶連續(xù)的用電曲線之間電力曲線不匹配的難題。通過清潔能源電廠參與電力用戶直接交易，擴(kuò)大了電力用戶的交易對象，既解決了煤電發(fā)電成本高、電力用戶交易降價(jià)

空間不足的問題，又促進(jìn)了風(fēng)電、光伏等清潔能源的消納。

對交易執(zhí)行中電量結(jié)算、合同電量調(diào)整、合同電量轉(zhuǎn)讓、偏差考核等各環(huán)節(jié)進(jìn)行了研究，保證了交易的可執(zhí)行性。同時(shí)，結(jié)合黑龍江市場對發(fā)電側(cè)市場力和用電側(cè)市場力進(jìn)行了分析，提出了促進(jìn)熱電解偶、建立發(fā)電基礎(chǔ)小時(shí)和超發(fā)考核機(jī)制、統(tǒng)籌平衡省內(nèi)與省外市場交易、建立浮動交易價(jià)格機(jī)制、降低偏差考核風(fēng)險(xiǎn)、優(yōu)化集中競價(jià)方式等6項(xiàng)改進(jìn)措施，確保了交易的可持續(xù)性。