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    全電量風(fēng)(光水)火(生物質(zhì))捆綁電力直接交易研究

    2020-11-12 08:01:14王劍波張慧琦趙家泉朱寶石
    黑龍江電力 2020年4期
    關(guān)鍵詞:火電電價(jià)電量

    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。

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