我国省间发电权交易现状及展望

黄宇鹏　黄屹俊　钟桦　李阮　赵文会　周波

摘 要：省间发电权交易作为促进清洁能源消纳的重要市场化手段，对我国弃风弃水弃光问题的解决具有重要意义。本文总结了我国省间发电权交易在促进清洁能源消纳中的概况，提出了优化建议，对未来促进清洁能源消纳相关机制研究进行了展望。

关键词：清洁能源;跨省跨区;发电权

0 引言

大规模清洁能源消纳一直都是世界性难题，与国外相比，我国地域辽阔，资源分布不均，清洁能源主要集中于“三北”地区，而负荷中心集中在东部沿海地区，就地消纳能力不足[1]。其次，清洁能源受目前技术水平的限制，电力输出可调节性较差，加之近几年经济增速放缓，在电力增速减慢等种种因素的影响下清洁能源消纳矛盾日益凸显[2]。

在此背景下，省间发电权交易作为一种市场化的资源配置方法被寄予厚望，国家发布了一系列政策文件支持其健康有序发展。2017年，习总书记在中央经济会议上指出“坚持绿色发展理念，推动能源生产和消费革命，扩大省间发电权交易规模，做好风、光新能源消纳工作”。2018年5月，国家能源局下发《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》，提出进一步促进省间发电权交易，加大清洁能源消纳力度[3]。

1 省间发电权交易的主体

发电权交易的市场成员可分为电网企业和市场运营机构。市场主体指符合市场准入条件的市内电源和市外电源，电网企业是指市内电源和市外电源所涉及电网的各级电网运营企业。市场运营机构是指开展发电权交易的系统支持机构，在发电权交易中不获得收益，包括电力交易中心及调度机构。

在发电权交易中，发电权出让方是指被替代的发电机组，一般指小容量或高耗能燃煤机组，在交易中出让发电权，实际发电量将随之减少甚至是不发电。发电权受让方是替代发电的机组，一般是大容量或者环保机组，在交易中购买发电权，实际发电量增加[4-7]。

从交易的不同环节看，省间清洁能源消纳的发电权交易涉及到受端-东部化石能源发电厂、送端-西部清洁能源电厂、通道-电网公司、交易中心以及政府5个重要环节。其交易主体之间的关系如图1所示。以下将从送端、通道、受端三个不同的维度分析发电权交易开展遇到的障碍。

2 我国省间发电权交易的现状

省间发电权交易是落实国家电力体制改革政策和电力市场建设要求的具体举措。中发9号文提出“采用中长期交易为主、临时交易为补充的模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置”。省间发电权交易模式是对当下计划模式的适当补充。计划模式下主要以计划下达的方式，以国家指令性电量和政府计划安排电量为主，通过外购电的方式进行组织结算，虽然有利保障了电力供应，但是仍存在计划外调增调减不受控、与受端用户侧需求不匹配以及加剧受电端电网低谷调峰的压力等问题。

2.1 有利于优化区域环境

我国东部地区对传统火电的高度依赖，导致单位面积煤炭消费量和单位面积污染物排放量均远高于中部地区与西部地區。东南沿海地区对燃煤发电的依赖程度难以通过本地的可再生能源进行替代。由于用于清洁能源项目开发的土地面积极为有限，资源贫瘠导致非水可再生能源电力发展始终滞后于全国平均水平。通过开展省间发电权交易能够有效缓解东部电量和环保双需求。

2.2 有利于可再生能源配额制与绿证交易的开展

2017年2月，国家发改委、财政部、能源局发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，提出2017年7月1日起在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购;绿色电力证书依托陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放。

未来，随着可再生能源配额制和绿色证书交易的相继开展，火电企业将面临这发电成本的增加，利润空间将进一步被可再生能源挤压，为了避免大规模亏损，火电企业将迫切寻求新的电力市场产品降低发电成本，省间的发电权交易将成为火电企业以及受端省份完成配额的重要途径之一，将进一步得到受端省份以及火电企业的重视。

2.3 有利于进一步完善我国电力市场建设

2015年启动的新一轮电力市场改革，目标之一便是通过市场化手段促进清洁电力消纳。在此背景下，省间发电权交易可以在电能替代问题上发挥重要作用。省间发电权交易能够有力地促进火电与清洁能源发电之间，尤其是不同区域的清洁能源发电之间进行优势互补和效益共享。

国家自开展发电权交易以来，发布了一系列的政策文件，以支持发电权交易健康有序发展。与外购电相比省间发电权交易被寄予厚望。省间发电权交易有利于体现受端区域机组辅助价值，通过市场化手段对发电权交易受端区域内电源给予经济补偿，缓解受端区域电源经济压力，可激发其参与辅助服务积极性，提高电网调峰能力和安全运行裕度。

2.4 有利于缓解西部地区弃水弃风弃光问题

由于历史原因，我国电力交易形成了以省为单位的格局，为了保障本省份的就业、税收，存在着“省间壁垒”的现象。随着电力体制改革的推进和电力交易市场机制的完善，东西部省份之间电力交易日益增多。越来越多的交易品种、越来越高的交易频次吸引着众多市场参与者，“省间壁垒”正在逐步打破。

为了平衡各省间利益，2017年11月13日，发改委、能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，明确要求把防范化解煤电产能过剩风险与促进可再生能源电力有序发展有机结合。2018年5月，国家能源局发布《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》，鼓励清洁能源发电机组间替代发电，通过进一步促进省间发电权交易等方式，加大清洁能源消纳力度。数据显示，2017年上半年国家电网范围内累计完成富余清洁能源省间交易1285笔，累计减少弃风、弃光量31.59亿千瓦时。由此可见，省间发电权交易可以利用市场机制提升不同电源之间交易的灵活性和竞争性，通过竞价方式利用清洁能源的季节性电量，缓解弃水弃风弃光问题。

3 建议与展望

3.1 建议

结合我国省间发电权交易在促进清洁能源消纳方面的发展现状，提出如下建议：

（1）进一步完善兼顾各方收益的交易补偿机制设计。从补偿机制的设计来看，送受端双方的利益分配空间，即受端本地机组的上网电价减去省间输电价格，再减去电网网损费用。为促成省间发电权的交易范围，可考虑适当增加发电权送端清洁能源机组的上网电价，但是需要设定价格上限。在国网范围内如对于西北弃风弃光电量，原则上上网电价不宜超过100元/MWh，以我国2017年某次省间发电权交易为例，其中输电价格134.85元/MWh，受端燃煤机组的上网电价为216.09元/MWh，送端清洁能源上网电价为26.86元/MWh，最终火电机组出让发电权后的收益为81.24元/MWh。

（2）优化传输通道。由于省间交易需要占用省间输电通道，但随着目前中长期电力交易规模的不断扩大，可能导致在某些时段，线路通道并不能满足发电权交易，这就直接导致输电费用的上涨，从而压缩了交易双方的议价空间。因此，可以借鉴传统输电阻塞管理的理念，在充分保障既有输电计划和省间电网运行安全的情况下，针对发电权交易定向考虑线路优先级，通过调度系统优化，选择最优输电路径，以输电成本最低为目标，扩大交易双方的利益分配空间，从而在增加社会效用的同时，还能够增加发电权交易量。远期规划也可以考虑引入并改进一种新型金融性输电权，用来规避因线路阻塞导致发电商无法完成计划交易电量的风险。

（3）多元化的市场架构。在市场架构设计中，探索建立包括竞争性电量市场、省间电力交易市场、辅助服务市场、容量市场等多元化的市场架构，为清洁能源和常规电源盈利提供充足的市场选择与空间。在具体市场规则设计中，充分考虑清洁能源发电的波动性、不确定性、边际成本等特点，一方面通过合理的投资保障机制，调动各类型电源尤其是灵活性较高的电源投资的积极性，保障电力系统长期的安全可靠运行;另一方面，通过运行阶段规则设计（如日前市场竞价、结算），日前市场与日内市场衔接，实时市场奖惩措施等，充分调动灵活性资源潜力。

（4）完善省间交易机制，规避交易结算风险。完善省间交易结算机制，进行省间发电权交易结算时，优化省间交易结算和省公司与被替代电厂结算的衔接，建议交易结算采取购电省公司直接向被替代电厂结算的模式，使结算成分与交易成分的最小颗粒保持一致，规避省间交易结算与省间发电权交易組织无法一一对应的风险，使交易结算和报表统计能进一步适应省间发电权交易的开展。

（5）完善受端价格补偿。省间发电权交易补偿机制应“量”“价”齐补，激活省间发电权交易市场活力。对受端发电企业“量”的补偿，可以通过衡量受端发电企业参与省间发电权交易的参与度，以增减其下一年度的发电权的方式进行补偿，具体可考虑：一是年前确权;二是年内增权;三是年后奖权三种方式。受端发电企业在参与发电权交易过程中可考虑两部分“价”的补偿：一是在实施省间发电权交易时，实际网损与计划网损之间差价的一半补偿给送受端发电企业;二是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，其中一部分分配给受端发电企业。

3.2 展望

省间发电权交易作为促进清洁能源消纳的重要市场化手段，在促进清洁能源消纳方面做出了突出贡献。未来随着与清洁能源消纳息息相关的配额制、绿证市场的引入以及碳交易市场的发展，需要深入研究绿证市场、碳交易市场以及省间发电权交易市场之间的关系，进一步探究三者在促进清洁能源消纳中的作用，进而不断完善我国电力市场建设，加快实现低碳可持续发展。

参考文献：

[1]郑亚先，程海花，杨争林，等.计及清洁能源的跨区跨省交易路径优化建模与算法[J].电力系统自动化，2017，41（24）：112-119.

[2]高博，孙永超，羊静.清洁能源跨省跨区消纳交易机制可行性及效益分析[J].四川电力技术，2017，40（03）：82-85+90.

[3]史连军，周 琳，庞博，严 宇等.中国促进清洁能源消纳的市场机制设计思路[J].电力系统自动化，2017，41（24）：83-89.

[4]邹斌，赵妍，李晓刚，等.跨省跨区清洁能源消纳补偿的市场机制研究[J].电网技术，2016，40（02）：595-601.

[5]赵文会，李阮，付强，等.能源互联网下可再生能源项目规划研究[J].电网与清洁能源，2018，34（02）：142-148+156.

[6]徐亦淳.煤电企业降低煤耗技术措施探讨[J].上海节能，2017（01）：42-45.

[7]张智晟，于道林.考虑需求响应综合影响因素的RBF-NN短期负荷预测模型[J].中国电机工程学报，2018，38（06）：1631-1638+1899.