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，電廠平均降價為0.036元/(kW·h)。由于燃煤電廠燃料成本較高，電廠交易價格的降價水平逐年降低，2009年的直接交易降價為0.06元/(kW·h)，2016年降價僅為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)通過市場交易進一步降低用電成本。2016年黑龍江省棄風率為19%，棄風電量為20億kW·h，風電邊際成本較低，具有強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，同時促進風電、光伏等清潔能源的消納，黑龍江省政府在《關于印發(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)中確定了實行風電、光伏等清潔能源按1∶5的比例與火電進行捆綁交易的方案，通過火電平抑風電、光伏發(fā)電的波動性，實現(xiàn)電力直接交易發(fā)、用電實時平衡?；诖四繕?，文章提出全電量風(光水)火(生物質(zhì))捆綁“撮合掛牌復合競價聯(lián)合出清”交易模式。

1 交易模式設計

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行電力用戶全部用電量與“風(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))電廠達成交易后，再按照一定比例與風(光水)電廠達成交易，2場交易聯(lián)合出清。

1.1 捆綁比例計算

為了促進風電與光伏消納，各省陸續(xù)開展了風(光水)電與火電捆綁交易，蒙東風火比例是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年裝機容量火電為21 960 MW，風電為5 700 MW；發(fā)電量火電為815億kW·h，風電為108億kW·h，計算風火捆綁比例，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為火電與風電可發(fā)時間比例，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、水電裝機及發(fā)電量因素，確定火(生物質(zhì))電與風(光水)電捆綁比例為5∶1，這與電網(wǎng)實際發(fā)、用電負荷特性相一致，風、光、水發(fā)電負荷曲線見圖1。

圖1 風、光、水發(fā)電負荷曲線圖

1.2 捆綁方式設計

以風電、火電與電力用戶捆綁為例進行分析，共有3種捆綁方法。

1.2.1 火電與風電直接雙邊捆綁

風電、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。這種方法的缺點是交易中的捆綁比例容易被火電廠操控。電力用戶成交價為

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

1.2.2 火電先成交，風電自動捆綁

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。該方法的缺點是限制了電力用戶與風電雙邊協(xié)商洽談的意愿。電力用戶成交價為

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

1.2.3 采取2個批次捆綁交易

為克服前2種方式的缺點，采取2個批次捆綁交易的方式。

第1個批次是自愿參加雙邊交易的電力用戶與火電以及風電捆綁交易。

第2個批次是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場為風電按照不超過第1場總成交電量的1/6規(guī)模單邊競價出清。用第2場風電出清電量等比例替代第1場火電成交電量。

1.3 交易時序

電力用戶可在雙邊交易和集中撮合交易中，選擇一種參加；火電可同時參加雙邊交易和集中撮合交易(第1場)；風電可同時參加雙邊交易和單邊競價交易(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行協(xié)商，確定交易電量與電價，協(xié)商結(jié)果在電力交易平臺上進行申報確認。

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

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

在實際交易中，也有輸配電價不包含輸配電損耗的情況，在交易報價計算損耗折價時，有報價前折算和報價后折算2種方法，輸配電損耗折價為

Gk=Pk×?%/(1-?%)

式中：Gk、Pk、?%分別為輸配電損耗折價、成交電價、輸配電損耗率。

輸配電損耗折價與雙方報價相關，一般采取成交后折算的方式進行計算，但不論采用哪種折算方式，在交易過程中都會造成報價不公平[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)邊際價格結(jié)算[7]和按實際報價結(jié)算[8]2種競價模式，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。

將電力用戶報價從高到低進行排序、電廠報價從低到高進行排序，按照雙方報價的排序計算雙方報價之間的價差，按照價差從大到小的順序匹配成交，直至一方電量全部成交或價差為0，雙方報價排序及高低匹配圖見圖2。此時，交易電價為

交易電價=(電力用戶報價+電廠報價)/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場風電成交電量按比例進行扣除。第1場成交電價為火電成交電價，電力用戶成交電價為第1場、第2場聯(lián)合出清形成的交易電價。

圖2 電力用戶、電廠報價排序及高低匹配圖

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

1.3.3 風電單邊競價交易(第2場)

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

將電廠報價從低到高進行排序，報價低的優(yōu)先成交，報價相同的按申報時間進行排序，先申報的優(yōu)先成交，申報電量全部成交或達到競價電量規(guī)模時，交易結(jié)束。

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

圖4 風電單邊競價市場出清結(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“撮合掛牌復合競價聯(lián)合出清”方式。第2場風電成交電量按第1場電力用戶成交電量等比例分攤至每筆交易，等量替代火電成交電量，最終火電成交電量為

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

電力用戶成交電量為火電成交電量與風電成交電量之和，即：

電力用戶成交電價為

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，與對應的電廠按照實際用電量和成交電價結(jié)算交易電量；超交易合同5%以上的多用電量，按燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價與成交電價差額絕對值對電廠進行補償，補償電費為

式中：Ck為補償電費；Fi為實際用電量；F0為成交電量；Di為成交電價。

電力用戶欠交易合同用電的，與對應的電廠按照實際用電量和成交電價結(jié)算交易電量；偏差超過5%的少用電量，按燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價與成交電價差額絕對值的2倍對電廠進行補償，補償電費為

式中：Ck為補償電費；Fj為實際用電量；F0為成交電量；Dj為成交電價。

電力用戶同一交易單元對應多家電廠的，按照交易合同電量等比例計算偏差電量和考核費用。

電網(wǎng)企業(yè)按照售電公司成交電價和二類用戶的實際用電量向售電公司結(jié)算代理服務費。售電公司與二類用戶之間的考核等相關費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

由于用電量預測較為困難，為減少電力用戶偏差考核風險，經(jīng)與電廠協(xié)商一致，可以采取如下3種方式進行合同電量調(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行轉(zhuǎn)讓。對于全電量風(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分別為風電、火電成交電量；W0、F0分別為風電、火電達到1∶5比例的成交電量。

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

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入條件是省內(nèi)單機容量200 MW及以上的發(fā)電機組和單機200 MW以下的非背壓發(fā)電機組，以及省內(nèi)風電和分布式扶貧項目以外的光伏電站，鼓勵水電、生物質(zhì)電廠參與交易。單機容量超過200 MW的火力電廠共有20家，均為央企發(fā)電集團的子公司或分公司，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TOP-m進行分析。

(2)

式中：xi為第i個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。HHI>1 800時，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，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)壟斷風險。將風電、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)雙邊交易按照時間優(yōu)先原則出清，先申報確認的優(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，應與1個燃煤電廠交易；電量小于1億kW·h時，應與不超過2個燃煤電廠交易；電量大于等于1億kW·h時，可與多個燃煤電廠交易。電力用戶可與多個風電、光伏、水電、生物質(zhì)電廠交易。

2)集中撮合交易采取價格優(yōu)先、環(huán)保節(jié)能優(yōu)先、時間優(yōu)先的原則進行交易。

3)單邊競價采取電廠報價低的優(yōu)先成交，報價相同的先申報的優(yōu)先成交的方式進行交易。

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。在規(guī)則設計上采取如下2種方式抑制用電側(cè)市場力。

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

2)售電公司申報電量不可超過銀行履約保函確定的交易額度。

3 改進措施

黑龍江省2017—2019年全電量風(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0.023元/(kW·h)，用電成本降低16億元。2019年風火捆綁電力直接交易中生物質(zhì)發(fā)電量0.6億kW·h、風電發(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%，促進了清潔能源的消納。為了進一步擴大電力直接交易規(guī)模、繼續(xù)降低用電成本，還需采取如下措施。

3.1 促進熱電解耦

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

3.2 建立發(fā)電基礎小時和超發(fā)考核機制

將各類型電廠按多年實際運行方式核定基礎發(fā)電小時，納入保量保價范疇，超過部分全部進入市場交易。電廠實際上網(wǎng)電量超過基礎發(fā)電小時和市場交易電量的部分，應按市場最低平均價結(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)市場交易價格與外送交易價格進行平衡，促進市場主體形成共識，市場初期對火(生物質(zhì))電及風(光水)電進行限價，保持省內(nèi)與省外市場價格相一致，促進發(fā)電企業(yè)報價決策。嘗試引入省外火電、風電、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)，促進發(fā)電側(cè)競爭。

3.4 建立浮動交易價格機制

在交易合同中引入“基準價+上下浮動”的電價交易方式，實現(xiàn)電力用戶、電廠的產(chǎn)品及材料的價格聯(lián)動機制，規(guī)避風險，實現(xiàn)效益與交易成本的匹配[11]。

3.5 降低偏差考核風險

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以下的中小用戶應委托售電公司參加交易，降低中小用戶偏差考核風險。

3.6 優(yōu)化集中競價方式

采取集合競價與連續(xù)競價相結(jié)合模式，規(guī)定交易時序、固定開市日期，如9∶00—9∶30集合競價、9∶30—15∶00連續(xù)競價，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，設計了風電(光伏、水電)與火電(生物質(zhì)電)按比例捆綁的交易模式。從交易模式設計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

空間不足的問題，又促進了風電、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)進行了研究，保證了交易的可執(zhí)行性。同時，結(jié)合黑龍江市場對發(fā)電側(cè)市場力和用電側(cè)市場力進行了分析，提出了促進熱電解偶、建立發(fā)電基礎小時和超發(fā)考核機制、統(tǒng)籌平衡省內(nèi)與省外市場交易、建立浮動交易價格機制、降低偏差考核風險、優(yōu)化集中競價方式等6項改進措施，確保了交易的可持續(xù)性。