全电量风(光水)火(生物质)捆绑电力直接交易研究

王剑波,张慧琦,赵家泉,朱宝石

(1.黑龙江电力交易中心，哈尔滨 150090；2.黑龙江省发展和改革委员会，哈尔滨 150001)

0 引 言

黑龙江省2009—2016年燃煤电厂与电力用户直接交易电量为84亿kW·h，电厂平均降价为0.036元/(kW·h)。由于燃煤电厂燃料成本较高，电厂交易价格的降价水平逐年降低，2009年的直接交易降价为0.06元/(kW·h)，2016年降价仅为0.01元/(kW·h)，电厂参与交易意愿不足，但电力用户却希望继续通过市场交易进一步降低用电成本。2016年黑龙江省弃风率为19%，弃风电量为20亿kW·h，风电边际成本较低，具有强烈参与市场交易的需求。为了通过电力直接交易降低电力用户用电成本，同时促进风电、光伏等清洁能源的消纳，黑龙江省政府在《关于印发近期降低我省工业用电企业用电成本若干政策措施的通知》(黑政办函〔2016〕60号)中确定了实行风电、光伏等清洁能源按1∶5的比例与火电进行捆绑交易的方案，通过火电平抑风电、光伏发电的波动性，实现电力直接交易发、用电实时平衡。基于此目标，文章提出全电量风(光水)火(生物质)捆绑“撮合挂牌复合竞价联合出清”交易模式。

1 交易模式设计

一类用户为与电厂直接交易的电力用户，二类用户为由售电公司代理与电厂交易的电力用户，且一类用户与二类用户一经确定在1年内保持不变。

电力直接交易有双边、集中撮合与挂牌3种方式，一般分别出清。黑龙江省电力直接交易实行电力用户全部用电量与“风(光水)火(生物质)捆绑”交易。电力用户(一类用户或售电公司)先与火(生物质)电厂达成交易后，再按照一定比例与风(光水)电厂达成交易，2场交易联合出清。

1.1 捆绑比例计算

为了促进风电与光伏消纳，各省陆续开展了风(光水)电与火电捆绑交易，蒙东风火比例是1∶4或4∶6，甘肃新能源与火电比例是4∶6，新疆新能源与火电比例是1∶9，宁夏新能源与火电比例是1∶5，四川水火比例是7∶3。

黑龙江省2017年装机容量火电为21 960 MW，风电为5 700 MW；发电量火电为815亿kW·h，风电为108亿kW·h，计算风火捆绑比例，即：

S=V×m+Q×n+T×(1-m-n)

(1)

式中：S为捆绑比例；V为容量比；Q为电量比；T为火电与风电可发时间比例，全年平均为5.2；m、n为修正系数，分别为50%、20%。

将上述数据代入式(1)，可得

S=21 960/570×50%+815/108×20%+

5.2×30%=4.99≈5

考虑生物质、光伏、水电装机及发电量因素，确定火(生物质)电与风(光水)电捆绑比例为5∶1，这与电网实际发、用电负荷特性相一致，风、光、水发电负荷曲线见图1。

图1 风、光、水发电负荷曲线图

1.2 捆绑方式设计

以风电、火电与电力用户捆绑为例进行分析，共有3种捆绑方法。

1.2.1 火电与风电直接双边捆绑

风电、火电按不超过1∶5的比例双边捆绑后，再与电力用户双边交易。这种方法的缺点是交易中的捆绑比例容易被火电厂操控。电力用户成交价为

式中：Fi、Wj分别为火电、风电成交电量；Di、Ej分别为火电、风电成交电价；m、n分别火电、风电的电厂数量。

1.2.2 火电先成交，风电自动捆绑

电力用户与火电参加双边或集中撮合出清2场交易后，风电按照不超过前2场总成交电量的1/6规模参加单边竞价出清，出清结果等比例分别替换前2场火电成交电量。该方法的缺点是限制了电力用户与风电双边协商洽谈的意愿。电力用户成交价为

式中：E为风电统一出清电价；Fk、Dk分别为电力用户首先与火电的成交电量、成交电价。

1.2.3 采取2个批次捆绑交易

为克服前2种方式的缺点，采取2个批次捆绑交易的方式。

第1个批次是自愿参加双边交易的电力用户与火电以及风电捆绑交易。

第2个批次是2场交易联合出清。其中，第1场为电力用户与火电集中撮合出清，第2场为风电按照不超过第1场总成交电量的1/6规模单边竞价出清。用第2场风电出清电量等比例替代第1场火电成交电量。

1.3 交易时序

电力用户可在双边交易和集中撮合交易中，选择一种参加；火电可同时参加双边交易和集中撮合交易(第1场)；风电可同时参加双边交易和单边竞价交易(第2场)。第1场和第2场交易联合出清。

1.3.1 双边交易

火电与风电捆绑电量比例不小于5∶1，即火电占比不小于5/6。

电力用户与电厂自主进行协商，确定交易电量与电价，协商结果在电力交易平台上进行申报确认。

电力用户与电厂进行购售电价博弈时[1]，需要多次谈判和协商，电力用户以目录电价为基准测算降价空间，而电厂以燃煤标杆上网电价为基准测算降价空间，黑龙江省燃煤机组标杆上网电价为0.374元/(kW·h)，双方进行非完全信息动态[2]重复博弈[3]，属于纳什均衡[4]，满足贝叶斯均衡成交[5]。电力用户实际执行交易价格为

电力用户结算电价=成交电价+输配电价(包含输配电损耗)+政府性基金及附加

在实际交易中，也有输配电价不包含输配电损耗的情况，在交易报价计算损耗折价时，有报价前折算和报价后折算2种方法，输配电损耗折价为

Gk=Pk×∂%/(1-∂%)

式中：Gk、Pk、∂%分别为输配电损耗折价、成交电价、输配电损耗率。

输配电损耗折价与双方报价相关，一般采取成交后折算的方式进行计算，但不论采用哪种折算方式，在交易过程中都会造成报价不公平[6]。

1.3.2 火电与电力用户集中撮合交易(第1场)

集中撮合交易有系统边际价格结算[7]和按实际报价结算[8]2种竞价模式，本文采用后一种方式，电力用户与火电采取高低匹配法成交。

将电力用户报价从高到低进行排序、电厂报价从低到高进行排序，按照双方报价的排序计算双方报价之间的价差，按照价差从大到小的顺序匹配成交，直至一方电量全部成交或价差为0，双方报价排序及高低匹配图见图2。此时，交易电价为

交易电价=(电力用户报价+电厂报价)/2

第1场成交电量为电力用户成交电量，火电最终成交电量还需要根据第2场风电成交电量按比例进行扣除。第1场成交电价为火电成交电价，电力用户成交电价为第1场、第2场联合出清形成的交易电价。

图2 电力用户、电厂报价排序及高低匹配图

按照价格优先、环保节能优先[9]、时间优先原则确定成交，达到交易规模时交易结束，出清结果见图3。

1.3.3 风电单边竞价交易(第2场)

电厂单边申报电量、电价，电量口径为用户侧电量，电价口径为发电侧上网电价，电量规模为第1场成交电量的1/6。

将电厂报价从低到高进行排序，报价低的优先成交，报价相同的按申报时间进行排序，先申报的优先成交，申报电量全部成交或达到竞价电量规模时，交易结束。

采用统一出清方式，最后一笔成交电量的价格为全部风电成交电量的成交电价，上限价格参照高岭直流黑龙江外送华北挂牌交易价格0.308 52元/(kW·h)，出清结果见图4。

图4 风电单边竞价市场出清结果

1.3.4 联合出清

第1场集中撮合交易与第2场单边交易采取“撮合挂牌复合竞价联合出清”方式。第2场风电成交电量按第1场电力用户成交电量等比例分摊至每笔交易，等量替代火电成交电量，最终火电成交电量为

火电成交电价为第1场火电成交电价D1k，风电每笔成交电量为第2场单边竞价成交电量W2p，风电成交电价为统一出清电价E2p。

电力用户成交电量为火电成交电量与风电成交电量之和，即：

电力用户成交电价为

2 交易执行

2.1 偏差考核

电力直接交易以交易单元为最小单位按月度执行偏差考核，月度允许偏差为±5%。电力用户的交易单元可不再区分电压等级和用电类别。

电力用户超交易合同(年度及多月交易合同分月或月度交易合同)用电的，与对应的电厂按照实际用电量和成交电价结算交易电量；超交易合同5%以上的多用电量，按燃煤发电标杆上网电价与成交电价差额绝对值对电厂进行补偿，补偿电费为

式中：Ck为补偿电费；Fi为实际用电量；F0为成交电量；Di为成交电价。

电力用户欠交易合同用电的，与对应的电厂按照实际用电量和成交电价结算交易电量；偏差超过5%的少用电量，按燃煤发电标杆上网电价与成交电价差额绝对值的2倍对电厂进行补偿，补偿电费为

式中：Ck为补偿电费；Fj为实际用电量；F0为成交电量；Dj为成交电价。

电力用户同一交易单元对应多家电厂的，按照交易合同电量等比例计算偏差电量和考核费用。

电网企业按照售电公司成交电价和二类用户的实际用电量向售电公司结算代理服务费。售电公司与二类用户之间的考核等相关费用由售电公司与二类用户按照《代理协议》约定双方自行结算。

2.2 合同电量调整

由于用电量预测较为困难，为减少电力用户偏差考核风险，经与电厂协商一致，可以采取如下3种方式进行合同电量调整。

1)保持交易合同总电量不变，每月15日前向电力交易机构申请调整交易合同后期分月电量。

2)每季度首月15日前向电力交易机构申请调减交易合同后期电量，年度内调减电量不能超过2次，调减规模不能超过年度累计交易合同电量的20%。

3)调增交易合同电量，可以参加每月(季)组织的双边交易或集中撮合交易，将成交电量分解到月度交易合同中。

2.3 合同电量转让

在满足节能环保要求的情况下，电厂的交易合同电量可以进行转让。对于全电量风(光水)火(生物质)捆绑交易的合同电量转让，有：

Wk/Fk≤1/6=W0/F0

式中：Wk、Fk分别为风电、火电成交电量；W0、F0分别为风电、火电达到1∶5比例的成交电量。

风电与火电之间可以将达到捆绑比例1∶5的剩余电量Fk-F0由风电替代发电，发电上网结算价格不超过原交易合同的风电上网成交电价。

2.4 结算

电力交易合同结算顺序按照先省外、后省内，先现货交易、后中长期交易，先月度交易、后年度交易原则确定。电厂上网电量结算顺序依次为跨区跨省交易电量、直接交易电量、合同转让电量、优先发电量、超发电量(超发电量为电厂的实际上网电量减去优先发电量和市场交易电量后的上网电量)。电力用户、售电公司交易电量结算顺序依次为集中撮合电量、双边交易电量。

2.5 市场力抑制

健康的电力市场应有合理的市场结构、充分的市场竞争、良好的市场效率和社会效益，并能有效抑制市场主体垄断、联盟或投机行为[10]。

2.5.1 发电侧市场力分析

黑龙江省参加电力直接交易的电厂准入条件是省内单机容量200 MW及以上的发电机组和单机200 MW以下的非背压发电机组，以及省内风电和分布式扶贫项目以外的光伏电站，鼓励水电、生物质电厂参与交易。单机容量超过200 MW的火力电厂共有20家，均为央企发电集团的子公司或分公司，具体情况如表1所示。

表1 电厂市场份额Table 1 Market share of power generation enterprises

发电侧市场力影响一般使用相对集中度HHI、份额指标TOP-m进行分析。

(2)

式中：xi为第i个电厂参与交易的容量；X为所有电厂参与交易的容量。

HHI值越小，市场竞争越强。HHI>1 800时，市场竞争不充分。

(3)

TOP-m值越小，市场集中度越低。一般m=4，TOP-4>65时，电厂容易共谋，具有寡头垄断性质。

根据表1与式(2)、式(3)可以看出，发电侧结构不合理，存在发电侧垄断风险。将风电、光伏、生物质引入市场参加交易后，HHI=1 601<1 800、TOP-m=75>65。由此可见，电厂虽然有合谋倾向，但也能形成一定的市场竞争。为抑制发电市场力，采取如下3种措施。

1)双边交易按照时间优先原则出清，先申报确认的优先成交。双边捆绑条件下，电力用户电量小于0.5亿kW·h时，应与1个燃煤电厂交易；电量小于1亿kW·h时，应与不超过2个燃煤电厂交易；电量大于等于1亿kW·h时，可与多个燃煤电厂交易。电力用户可与多个风电、光伏、水电、生物质电厂交易。

2)集中撮合交易采取价格优先、环保节能优先、时间优先的原则进行交易。

3)单边竞价采取电厂报价低的优先成交，报价相同的先申报的优先成交的方式进行交易。

2.5.2 用电侧市场力分析

一类用户产权多元且地域分散，市场力较弱。售电公司代理二类用户参加交易，市场力较强。在规则设计上采取如下2种方式抑制用电侧市场力。

1)同一投资主体(含关联企业)所属的售电公司申报电量不可超过交易电量规模的15%。

2)售电公司申报电量不可超过银行履约保函确定的交易额度。

3 改进措施

黑龙江省2017—2019年全电量风(光水)火(生物质)捆绑电力直接交易电量352亿kW·h，发电平均降价0.023元/(kW·h)，用电成本降低16亿元。2019年风火捆绑电力直接交易中生物质发电量0.6亿kW·h、风电发电量18.3亿kW·h、光伏发电量2.3亿kW·h，弃电率仅1.01%，促进了清洁能源的消纳。为了进一步扩大电力直接交易规模、继续降低用电成本，还需采取如下措施。

3.1 促进热电解耦

黑龙江省以背压机组供热为主，最小运行方式已超过低谷最大负荷，需要严格限制现役纯凝机组供热改造，同步安装蓄热装置。严格核定热电联产机组最小出力、热电比，鼓励增加蓄热装置以提高供热负荷调节能力。

3.2 建立发电基础小时和超发考核机制

将各类型电厂按多年实际运行方式核定基础发电小时，纳入保量保价范畴，超过部分全部进入市场交易。电厂实际上网电量超过基础发电小时和市场交易电量的部分，应按市场最低平均价结算，差额资金纳入平衡账户，按市场交易电量等比例滚动返还给电厂。

3.3 统筹平衡省内与省外市场交易

对省内市场交易价格与外送交易价格进行平衡，促进市场主体形成共识，市场初期对火(生物质)电及风(光水)电进行限价，保持省内与省外市场价格相一致，促进发电企业报价决策。尝试引入省外火电、风电、光伏电厂参加省内电力直接交易，改善省内发电市场集中度过高的市场结构，促进发电侧竞争。

3.4 建立浮动交易价格机制

在交易合同中引入“基准价+上下浮动”的电价交易方式，实现电力用户、电厂的产品及材料的价格联动机制，规避风险，实现效益与交易成本的匹配[11]。

3.5 降低偏差考核风险

借鉴发电侧合同电量转让，开展一类用户(售电公司)合同电量转让。将月度允许偏差从±5%提高到±10%。积极支持中小用户由售电公司代理参加市场化交易，年用电量100万kW·h以下的中小用户应委托售电公司参加交易，降低中小用户偏差考核风险。

3.6 优化集中竞价方式

采取集合竞价与连续竞价相结合模式，规定交易时序、固定开市日期，如9∶00—9∶30集合竞价、9∶30—15∶00连续竞价，提高市场交易的透明度和市场交易活跃度。

4 结 语

研究了风电、光伏、水电等波动性清洁能源参与的电力用户直接交易，设计了风电(光伏、水电)与火电(生物质电)按比例捆绑的交易模式。从交易模式设计上彻底解决了直接交易中清洁能源发电厂不连续的发电曲线与电力用户连续的用电曲线之间电力曲线不匹配的难题。通过清洁能源电厂参与电力用户直接交易，扩大了电力用户的交易对象，既解决了煤电发电成本高、电力用户交易降价

空间不足的问题，又促进了风电、光伏等清洁能源的消纳。

对交易执行中电量结算、合同电量调整、合同电量转让、偏差考核等各环节进行了研究，保证了交易的可执行性。同时，结合黑龙江市场对发电侧市场力和用电侧市场力进行了分析，提出了促进热电解偶、建立发电基础小时和超发考核机制、统筹平衡省内与省外市场交易、建立浮动交易价格机制、降低偏差考核风险、优化集中竞价方式等6项改进措施，确保了交易的可持续性。