广西电力市场化交易政策下通信机楼购电方案

李 浩，沈 康，甘顺水

（中国移动通信集团 广西有限公司，广西 南宁 530028）

1 背 景

按照《广西壮族自治区工业和信息化厅 广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发2022年广西电力市场交易实施方案的通知》（桂工信运行〔2021〕493号）（以下简称方案），广西壮族自治区（以下简称广西）逐步放开所有经营性电力用户的发用电计划，电力用户可以选择直接参与市场化交易或通过电网企业代理购电的方式进行电力市场化交易，参加电力市场化交易的用户不再执行目录电价。根据方案规定，电压等级为10 kV及以上的核心机楼原则上均需参与直接交易，电度电价由电能量交易价格、输配电价、政府性基金及附加、市场损益分配以及峰谷浮动价格等组成。

1.1 偏差考核

目前，广西电力市场主要交易方式为中长期的电能量交易，售电方和购电方约定交易周期内的交割电量。当市场主体在执行合同过程中实际用电量与合同约定电量存在偏差时，电力调度机构需调整其他发电方的发电计划以维持电力系统发用电量平衡，设置偏差考核的目的是优化电力资源的配置并维持电力市场的公平性[1]。

根据广西电力交易政策，偏差电量为当月市场总结算电量与当月市场交易总计划的差值，即负偏差，偏差率为偏差电量与当月市场交易总计划电量的比值。当偏差率超过-5%时，需要支付考核费用。考核费用计算公式为

式中：基准价格为0.420 7元/（kW·h）；kp暂定为0.1。

批发用户用电量超出当月市场交易总计划时，即正偏差，超出部分为超计划电量，超计划用电交易按月度、月内集中交易最高成交价乘以U1，U1暂定为1.05。

对于通信机楼而言，为避免结算时出现用电偏差情况，应提升自身的负荷预测能力并制定合理的购电方案。

1.2 广西电力市场化交易品种

目前，广西电力市场形成了年、季、月等以时间为周期的交易品种，后续会进一步缩短交易周期，探索开展“周、日前”等短周期交易，最终逐步形成电力现货市场。但在电力现货市场形成之前，年度、月度交易仍然是广西电力市场的主要交易方式。

1.2.1 年度长协交易

年度长协交易由售电方和购电方自愿协商一段时间内的交易电量和价格，双方意见达成一致后成交，成交物为购电方未来一年的需求电量。自广西电力市场化开展交易以来，年度长协成交电量占比最大，主要是钢铁、化工、铁路等大企业使用此类方式。年度长协交易的的优势在于通过建立较长的交易组织周期，提前锁定未来一段时间内的电能量价格，从而避免因电力供需不匹配而造成的电价波动风险[2]。2022年，广西电力市场增设季度和月度双边协商，缩短了交易周期。

年度长协交易成交价格主要由售电方发电能力和购电方负荷情况决定，负荷稳定且购电需求大的电力用户在协商中可争取以优惠的价格购入所需电能量。劣势在于双边协商的电价主要根据签订协议时的电煤价格确定，购电方所掌握的市场信息较少，难以准确预估未来电力市场电能量价格。同时，如果购电方不能准确预测未来一年所需电量，年终结算时会面临合同电量偏差考核压力。

由于通信机楼全年电力负荷稳定且持续增长，在年度长协交易中可争取优惠的电能量价格。同时，由于通信机楼设备全年运转，年用电量可通过机房设备的功率较为准确地预估，因此产生用电量偏差考核的风险较小。在1～5月电力市场化交易中，参与电力市场化交易的通信机房均未产生偏差考核费用。

1.2.2 月度集中竞价交易

月度集中竞价交易标的物为通信机楼次月外购电量，广西电力市场月度集中竞价采用“边际价格成交法”出清，成交价格根据购电方申报曲线与售电方申报曲线交叉点对应的价格确定，需要购电方能够对次月的统一出清价格进行准确地预测并提供合适的报价。

在月度集中竞价市场购电需要购电方承担一定的风险，一旦电力市场供应侧出现短缺，市场统一出清价格会大幅提高至当月交易中心系统发布的挂牌准许价格区间的最高限定价格，购电方需要支付昂贵的费用购买所需电量。以2021年广东省月度集中竞价市场为例，2021年广东月度集中竞价市场供求申报电量对比如图1所示。2021年9月至2021年12月供应侧出现短缺，供电方申报电量显著小于需求申报电量。不仅成交价格为规则允许的最高价0.554元/（kW·h），同时大量电力用户无法在月度集中竞价市场购入所需电能量，只能通过其他交易方式高价购买所需电能量。

图1 2021年广东月度集中竞价市场供求申报电量对比

1.2.3 用电权转让交易

用电权转让交易方式分为用电权事后转让交易和用户侧合同电力事前转让，购电方可通过双边协商和挂牌等方式寻求存在负偏差考核风险的市场交易主体，以原合同的价格购买所需电量。劣势在于需要耗费大量人力成本关注电力交易市场，同时无法保证通信机房每月都能通过用电权转让交易购买到生产所需电量，存在超计划用电的风险。

1.2.4 月内集中交易

月内集中交易目前采用双边挂牌交易方式开展，标的物为电力用户当月新增外购电量。月内集中交易需要电力与用户在每月15日和25日左右参与挂牌交易。相对于月度集中竞价交易而言，售电方挂牌价格、其他购电方竞争等因素均可能导致通信机楼无法在月内集中交易市场买不到所需电量，交易过程中的不确定性较大。同时需要耗费人力关注市场，在进行摘挂牌时难以保证能购入机房当月用电量，从而面临偏差考核的风险。

1.3 广西电力市场化交易现状

广西于2016年正式开展电力市场化交易，至2021年底广西电力市场化交易电量达3 293.86亿kW·h。由于，目前广西电力市场化交易规则尚未完善，在电力现货市场建立前，广西电力市场交易将长期表现为合同电量的中长期交易，最短交易周期为月，主要交易方式为双边协商和集中竞价。

根据广西电力交易中心发布的历年广西电力市场年报数据可知，2018—2021年月度竞价市场电价的算术平均值为40.91、39.45、37.83和39.36；方差分别为1.23、7.76、7.77和7.45。2018—2021年月度竞价电价对比如图2所示，广西月集中竞价市场电价波动较大，其中2021年电价方差达155.10，购电方难以预测次月电能量价格。2021年月度竞价价格与交易电量如图3所示，自9月份后广西电力交易市场出现电力供给短缺情况，售电方在月度竞价市场申报电量很少甚至在10月无申报电量，购电方即便出高价也无法在月度集中竞价市场购买所需电量。月度集中竞价市场存在较大的风险性，一旦电力市场出现波动，则可能导致无法在月度集中竞价市场上购买到所需电能量。

图2 2018—2021年月度竞价电价对比

图3 2021年月度竞价价格与交易电量

值得注意的是，2018—2021年电价对比如图4所示，在2018—2021年广西电力市场交易中，仅有2020年年度长协电价高于月度集中竞价电价。此外，2018—2021年交易电力对比如图5所示，年长协成交的电量远高于月度竞价交易的电量，其中2020年长协成交电量占全年电力市场交易量37.7%，月竞价成交电量占比仅为4.5%。

图4 2018—2021年电价对比

图5 2018—2021年交易电力对比

1.4 小 结

结合通信机楼的用电特点，为保证通信机楼正常运行，目前电力市场化交易品种中年度长协和月度集中竞价较为符合通信机楼购电要求。年度长协交易可提前锁定通信机楼下一年生产所需电量，可以保证通信机楼设备正常运行。月度集中竞价交易可以在电力交易系统上申报下一月生产所需电量，正常情况下均能以该次竞价的统一出清价格购入所需电能量，保证通信机楼下一月的生产用电。

2 绿电交易

根据《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，中国将加快构建清洁低碳安全高效的能源体系，严格控制化石能源消费并积极发展非化石能源，同时构建以新能源为主体的新型电力系统[3]。绿电交易的政策目的有两点：一是对于新能源发电企业而言，通过直接交易促进新能源发电消纳，并为新能源发电企业提供环境价值变现渠道；二是对于电力用户而言，绿电交易可以帮助企业树立企业形象，在对外出口或向有绿电消纳比例要求的采购方供货时增强企业竞争力。

批发交易用户在月度结算时，优先结算绿色电力交易月度分解电量。目前从总体上看，绿电价格要高于火电价格，购买绿电的企业主要集中于汽生产行业，这类企业购买绿电的原因主要为期待用绿电生产推动转型升级并增强产品的竞争力。

目前暂无政策文件要求通信行业购买绿电，从经济性方面考虑，现阶段通信机楼购电时可以暂不考虑绿电。但从社会效益考虑，通信机楼购买绿电可以倡导绿电使用，体现央企社会责任担当，形成示范效应。从长期来看，可以直接与绿电发电企业形成长期直接购电关系，确保在供电平稳安全的基础上，进一步落实国家“双碳”战略。

2.1 绿电交易现状

广西电力交易中心于2022年5月完成首场绿色电力市场化交易。2022年绿电交易价格与集中竞价市场价格对比如图6所示。由图6可知绿电价格总体上是要高于月度集中竞价交易电价且价格波动较大，2022年7月绿电市场化交易平均交易价格与月度集中竞价交易价格基本持平，2022年8月略低于月度集中竞价交易价格。

图6 2022年绿电交易价格与集中竞价市场价格对比

2.2 参与绿电电力市场化交易效益分析

根据绿色电力市场化交易价格走势，综合考虑可以选择一栋核心机楼全年参与绿色市场化交易，建设绿色生产机房示范点。以某生产楼5月电费缴纳情况为计算对象，该机房为参与电力市场化交易的两部制机房，电压等级为10 kV。根据方案规定参与市场化交易的通信机房，电度电价由电能量交易价格、输配电价、政府性基金及附加、市场损益分配等组成。同时，每月电网企业根据机房功率因数确定机房该月调整电费，根据最大容需量计算出机房基本电费。则机房月应交电费计算公式为

式中：C1为通信机房每月应交电费，元；Pb为当月电能量交易价格，元/（kW·h）；T1为输配电费，元/（kW·h）；G1为政府性基金及附加，元/（kW·h）；A1为分摊损益电费，元/（kW·h）；I1为调整电费，元；Pa为机房基本电费，元。

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该机房通过参与月度集中竞价交易购入5月所需电量，应交电费为

若该机房通过参与绿色电力市场化交易购入5月所需电量，则应交电费为

计算可得5月份若购买绿电，则该通信机楼需多支付35 091.252元，但产生了较大的环境效益。根据国家能源局发布的2021年全国电力工业统计数据，6 000 kW以上火电厂供电标准煤耗为302.5 g/（kW·h），则该机房每月通过购买绿电的方式减少电煤消耗1 684 937 kg，有效减少二氧化碳排放量。从长远来看，通信机楼参与绿色电力市场化交易可以体现央企社会责任担当，进一步落实国家“双碳”战略。

3 确定性需求下通信机楼购电分配方案

借用刘亚安的考虑风险因素购电模型，有助于分析通信机楼的购电问题[4]。针对当前广西电力市场化交易政策下通信机楼的购电决策进行了数学建模分析，重点分析了通信机楼购电分配比例在年度双边协商市场和月度集中竞价市场这两个市场中的确定。设通信机楼年度电力需求量为D，在年度长协市场的购电分配率为x，则在年度长协市场的购电量可表示为D1=xD，在月度集中竞价市场的购电量可表示为D2=D-D1=(1-x)D，0≤x≤1。设年度长协市场电价为λ1，其数学期望为1，方差为σ12；月度市场电价为λ2，其数学期望为2，方差为σ22。通信机楼的购电总费用可表示为

用购电费用的标准方差来表示风险R，则：

式中：E(C)为通信机楼购电费用的数学期望。用q(q≥0)表示风险因子，代表在进行电力市场交易时根据公司的自身情况确定的用于表示风险相对于费用的重要程度的量。

目标函数表示为J=E(C)+qR2，购电问题可描述为

结合通信机楼的用电特点，为保证业务的正常开展，建议全区符合市场交易条件的生产局房机楼和互联网数据中心（Internet Data Center，IDC）机房通过签订长协方式进行交易，以便降低机房电费交易单价和降低电力交易过程价格预测管控风险。

4 年度长协签约方式

4.1 与发电方签署长协

凭借通信机楼电力负荷稳定且用电量大的特点，直接与发电方签署长协合同可以省去中间的差价并争取较低的电能量价格。缺点在于尽管全区通信机楼一年用电量超过2亿kW·h，但相较于冶金行业、铁路行业、化工行业等电力用户而言电力负荷较小，同时对电厂发电成本不了解，跟电厂议价能力较弱，购电价格可能会偏高。同时，尽管通信机楼年用电量可通过设备运行功耗进行较为准确的预测，但气温和洪涝这类不可控因素仍可能导致年终结算时产生部分偏差电量，若发电方签署长协，则这部分偏差电量考核费用将由通信机楼承担[5]。

4.2 与第三方售电公司签署长协

与第三方售电公司签署长协的优点在于可以有效消除通信机楼用电量偏差考核的风险，同时售电公司电量规模大，对市场熟悉，议价能力强。

通过调研可知，售电公司的长协售电方式大致分为3种。一是收取固定服务费，企业的购电价格为售电公司与电厂签订的价格,不再加价销售。二是偏差收益分成，企业的交易价格为售电公司与电厂签订的价格，如果企业电量申报与实际使用电量相同，不产生偏差考核，则售电公司不收任何费用。如果企业申报电量与实际使用电量偏差大导致考核，由售电公司负责处理考核电量，原本需要考核的费用由售电公司与企业按一定比例分摊。三是赚取发电方售电价与电力用户购电价之间的差价，即售电公司将与电厂签订的电能量价格加价后销售给电力用户。

截止至6月，参与电力市场化交易的机房均未产生偏差考核费用，证明通信机楼可对明年的购电量作出较为准确的预测。在对机房用电预测准确的前提下，采用偏差收益分成的购电方式可节约用电成本并规避偏差考核风险。

5 结 论

由于历年广西电力市场化交易中年度长协交易电价相较于月度集中竞价市场波动较小且价格较低，结合通信机房电力负荷稳定、年用电量容易预测的特点，建议全区符合市场交易条件的生产局房机楼和IDC机房通过签订长协方式进行交易，以便降低机房电费交易单价和电力交易过程价格预测管控风险。从规避交易风险方面考虑，可以与国有大型售电公司签署年度长协合同，在保证电量供应的同时可以避免电量偏差考核的风险。目前，广西绿色电力市场化交易成交价格日趋稳定，平均成交价格逐渐与煤电月度集中竞价交易持平。虽然总体上绿电价格高于煤电价格，但从社会效益考虑，为响应国家“双碳”目标，可以选择一栋通信机楼作为示范点购买绿电，体现央企社会责任担当。