电网的储能式错峰交易模式

引言

建设跨省跨区互联电网，是统筹解决我国资源与负荷分布不均衡、促进清洁能源在全国范围内消纳的重要手段。互联电网的发展带来巨大效益［1］：①保障大容量机组、大水电、核电、可再生能源开发和利用，提高能效，降低运行成本；②减少系统备用容量，推动多种电源互补调剂，节省发电装机；③实现能源资源的大范围优化配置，有利于竞争性能源电力市场拓展；④提高电网整体效率和安全可靠性。我国大电网互联起步比发达国家约晚20年，目前仍处于较快发展时期。总结国际大电网，尤其是北美、欧洲、俄罗斯等国家和地区的电网发展规律与特征［2］，对我国电网在以新能源快速发展为标志的能源电力变革时代实现科学发展具有重要借鉴意义。基于互联电网的重要作用，不少学者对跨区电力市场交易进行了思考及研究：文献［3］结合欧洲电网互联运行构架和交易机制的实践经验，为全国电力市场交易体系建设提供了借鉴；文献［4］提出了跨区电网互联市场化运行的保障要素；文献［5］系统性构建了10种符合中国国情的电力市场体系模式，并进行比较和研究；文献［6］研究了区域电力市场的选择及其运营模式。目前，学者们对于跨省联网线路的运营方面研究相对较少，其主要依托国家发改委《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》予以明确。以输电为主的联网线路发挥的供电作用明显，而以备用、联络为主的联网线路利用小时数低，在互联电网中仍有较大的挖潜空间。本文结合储能的运营思路，针对备用联络型的联网线路，提出跨省错峰交易模式及联网线路运营模式，并以闽粤联网工程为例，分析错峰交易时段及交易规模，促进两网扩大电力市场交易规模。

1跨省电网错峰交易模式及要求

1.1跨省电网错峰交易条件

不同省级电网间的电力负荷高峰存在一定的差异性，通过跨省电网联络后，联合运行电网的总负荷必定不超过各省电网负荷的数学叠加，因此，省级电网联合运行具有错峰效益［7］。省间负荷差异越大，则联网后两省的错峰效益规模越为明显。发挥跨省联网工程的错峰效益，可以优化高峰时段负荷需求，适度降低全省系统备用容量，节约全社会投资成本。开展电力错峰交易具有一定的条件，主要表现为以下3个方面。（1）联网线路功能定位。省间电网互联是开展电力市场的必要条件。开展电力错峰交易，主要适用于以联络或备用为主的联网功能定位。此种条件下，省间主要结合各自负荷特性差异情况，进行错峰送电，共同优化两网负荷曲线，凸显线路的错峰效益。而对送电功能为主的联网线路而言，送端省与受端省潮流方向固定，主要是实现削峰的价值。（2）存在跨省交易电价的优惠空间。省间电力市场交易主要以市场经济为导向，在具备跨省交易电价优惠的条件下，才能形成跨省电力交易合同。一般而言，跨省购电需要承担两级电网输配电价和联网输电价格，跨省购电价格比省内交易电价要高。但由于不同省份分时电价政策差异，现货市场价格存在较大差别，需要存在特定时段的跨省购电价低于省内电价的情况，才能促成错峰电力交易。（3）政策机制支撑。结合跨省电力联网工程的建设，逐步完善省间电力市场交易机制，支持和鼓励两省市场主体参与省间市场错峰交易，并确保合理的错峰交易盈利空间。在具备上述条件的跨省联网工程线路中，可积极探索并扩大省间电力市场交易，加强跨省电网联合调度运行，将错峰电力转换为减少全省装机的容量效益，提升跨省联网线路的利用效率。

1.2跨省电力交易模式

跨省电力交易模式［8］主要是双边交易和集中交易2种模式。双边交易主要是参与交易的跨省市场主体通过双方洽谈协商，开展电力交易的机制，以中长期交易为主。集中交易是市场主体通过交易机构统一集中开展交易，一般以短期交易为主。双边交易模式［9］主要有2种方式：一种是由2省电力公司或者机构，本省统一开展购售电协商，形成跨省输电交易方式；另一种是由2省市场主体进行直接对接协商，达成协议后在规定时间内将结果提交至电力调度、交易机构进行安全校核和执行。集中交易［10］主要是市场主体在交易平台上开展竞价与出清，达成电力交易协议的机制。以输电线路的容量约束条件为前提，形成跨省联合出清交易结果。

1.3电力交易结算机制

电力市场结算主要分为电力批发市场结算（电力中长期交易）和电力零售市场结算（电力现货交易），二者相对独立开展。电力批发市场结算按照日清月结，即按日出具清算临时结算结果，按月正式结算依据；零售市场结算，按月出具电力市场结算依据［11］。除本省统一购售电模式外，在市场主体集中竞价方式下，可能存在购售电合同交叉的情况。电力交易机构实际结算时，应按实际跨省输送电量进行结算。例如G省A用户向F省X电厂购电5亿kWh，F省B用户向G省Y电厂购电3亿kWh，若两个合同电量的购售电时段相同，则实际F省向G省输电量约2亿kWh，合同实际结算输配电价时，应按照实际输电量2亿kWh进行结算。按照上述原则，假定t时段，F省第i个用户签订的合同电价为Fi，用电量为Qi，G省第j个用户签订的合同电价为Gi，用电量为Qj，对应的F省、G省、联网线路的输电价分别为Efi、Egi、Em。合同电价为出厂侧电价，交易机构向电厂支出的结算电价Ed见式（1）：Ed=iΣFi·Qi+jΣGj·Qj（1）若按照用户侧合同电价叠加输网加价的情况进行分析，则交易机构与用户侧结算的价格Ey为式（2）：Ey=iΣ（Fi+Efi+Egi+Em）·Qi+jΣ（Gj+Efj+Egi+Em）·Qj（2）由于两网实际交易时，存在输送电量低于合同电量的可能性，即交易过程在本省电网实现部分电量自平衡。假设联网线路计量的G省送电量为Qg，F省送电量为Qf，则有式（3）：Qg≤iΣQiQf≤jΣQj直接按照出清电价叠加输配电价的情况下，存在输配电价收取过多、结算盈余的可能性。故式（2）中，用户侧结算价格修正Eys表示为式（4）：Eys=Ey-iΣ（Egi+Em）·Qi+（Eg+Em）·Qg-jΣ+（Efj+Em）·Qfi+（Ef+Em）·Qf=iΣ（Fi+Efi）·Qi+jΣ（Gj+Egj）·Qj+（Eg+Em）·Qg+（Ef+Em）·Qf（4）式中：Eg、Ef分别为两省联网对应的交流电压等级输配电价。由用户侧结算电费扣除电厂结算电价费用后，电力交易机构分别结算给F省电网、G省电网、联网线路的输电费用为式（5）～（7）：F省电网：Eyf=iΣEfi·Qi+EfQf（5）G省电网：Eyg=ijΣEgj·Qj+EgQg（6）联网线路：Eym=Em（Qg+Qf）（7）分析结果表明，跨省电力交易实际结算时，省级电网输配电价结算机制为本省交易用户的用电量输配电费，叠加本省电厂跨省送电量的输电价格。跨省联网线路输电价格结算机制为实际输送电量与单位输电价格的乘积。

2储能式的联网线路运行模式

2.1联网线路运行思路分析

以备用或联络为功能定位的联网线路，一般具有互为备用、相互支援等方面作用，可等效为省级电网外接1个大型储能电站。与储能电站相比，该类联网线路工程可发挥作用与储能基本类似，均具有负荷、电源双重特性，并可起到调峰、备用作用。两者最大的区别主要是，储能依托自身库容进行充放电，运行过程需要保证充放电平衡；联网线路工程依托省级电网供电及受电能力，在合理调度安排下，可持续长时间输电或者受电。但联网线路一般受到两省电网隔离作用（避免事故扩大），无法对两个电网之间实现调频、调压等快速调节作用，主要适用于大容量、稳定输送电量的场景。结合储能站的功能作用，备用联络型联网线路可考虑的运行思路主要包括2方面：①为2省电力系统提供备用，实现系统的备用功能；②从2省电力交易中，发现电力市场差价，以“低充高放”的储能式运营思路，参与省间电力市场交易，实现省级电网间的错峰供电。

2.2联网线路的运营模式

跨省联网线路由国家发改委按照合理的收益率核定容量电价或者输电价格。容量电价由2省电网按比例进行合理分摊，输电价格则根据实际输电量进行收取。以备用或联络为主的联网线路，年输电量利用小时数很小，该类型线路主要发挥2省备用、联络、支援等方面作用，社会效益明显，但实际利用效率相对较低。为满足项目投资回收要求，线路实际运营时，接受调度指令发挥备用作用，通过容量电费回收保障合理的收益水平。在具备错峰交易条件的省级电网中，拓展省间电力交易是未来全国电力市场建设的发展趋势。跨省联网线路运营公司在电力市场中，主要的运营模式有2种。（1）被动参与市场交易。2省电力市场主体可通过联网线路进行直接对接协商交易或者集中式交易，联网线路运营公司根据交易合同情况，按照调度指令输送电量，满足电力市场交易履约要求，并根据结算机制收取跨省输电费用。（2）主动参与市场交易。除2省市场主体可参与省间电力市场交易外，联网运营公司也可成立售电公司，同时作为送端省的购电主体和受端省的售电主体，或者作为2省市场主体的集中购电商。联网运营公司主动从现货市场中发现2省市场差价，按照储能运营模式，实现“低充高放”运营。但与储能有区别的是，联网运营公司需要同时保障售电合同与购电合同，运营过程相对复杂，但可带来输电以外的交易收益。

3储能式的联网线路运行模式

以闽粤联网为例，开展对闽粤2省的错峰市场交易模式研究。广东和福建同处于沿海地区，电源装机结构、负荷特性等相似但又有所不同，具备错峰交易的条件。2022年在建的闽粤联网线路功能定位为“互补余缺、互为备用、紧急事故支援”，在物理上实现了闽粤互联，并可为2省扩大电力市场交易创造了条件。

3.1闽粤两省电价机制

我国已出台政策取消煤电上网标杆电价和工商业目录电价，由电力市场竞争形成电价。为评估2省的电价差异，以取消前的电价作为平段电价标准进行分析。发电基准电价方面，福建省发电基准电价为0.3932元/kWh，广东省为0.4530元/kWh。工商业电价方面，福建省以福州、广东省以广州为例，对比分析可知，广东省发电价格和用电价格总体上高于福建省。结合2省的分时电价政策机制，峰谷时段各不相同，以10kV单一制用户为例，2省分时段电价情况如图1所示。其中广东省7月～9月以及其他月份高温天气执行尖峰电价政策。由图1可知，闽粤2省用电价存在较大的差异，其中8∶30～12∶00、14∶00～21∶00时段，2省的用电电价差异尤为明显，为闽粤2省错峰交易提供了可能。

3.2闽粤2省错峰交易模式

研究闽粤2省规划的电源装机方案均能满足本省用电需求，闽粤联网线路最大输送容量为200万kW，在功能定位基础上可发挥错峰电力市场交易作用。按照储能式“低充高放”的运营模式，结合2省电价机制，最大限度发挥闽粤联网工程输电作用。理论计算上，2省错峰市场交易的日交易电量最大约2700万kWh，年最大交易电量可达约76.65亿kWh，具备经济输送条件的错峰交易时段及交易规模情况具体见表2。结合错峰交易情况，以福建侧送电广东的功率为正值，广东侧送电福建的功率为负值，则日电力错峰交易功率曲线见图2。在2省清洁电源可完全消纳的情况下，闽粤联网线路运行的日输送功率换向2次即可满足运行要求（即10∶00换向1次、19∶00换向1次）。

3.3运营效益分析

按照闽粤2省理论的错峰交易规模及电价空间进行测算，通过省间电力市场交易后，2省理论上存在的年最大效益空间约为14.54亿元，主要由闽粤联网线路、2省市场主体共同分享。对于闽粤联网线路运营公司而言，若采用“被动参与市场交易”模式，则主要收取输电费用，年均输电收益约7000万元～8000万元左右，相比线路总投资32亿元而言，输电效益远远不足；若采用“主动参与市场交易”模式，通过“低充高放”的储能式运营思路，发现两网电力市场价差，则除输电费用收益外，可额外获取电力市场交易的差价收益，有望进一步提升运营收益水平，达到线路投资回收的收益要求。对全社会而言，通过联网线路扩大市场交易，可实现2省电力资源在更大范围内优化配置，降低企业用电成本，提升设备利用效率，促进社会效益最大化。

4结语

碳达峰、碳中和目标下，我国将步入构建新型电力系统的全新阶段。跨省互联电网建设为新型电力系统提供了重要支撑，有利于在全国范围内统筹能源资源配置。以备用、联络为主的联网线路设备利用率低，具有进一步挖潜的空间。本文分析了跨省互联电网开展错峰交易的运行条件、交易模式以及电价结算机制，并以联网线路运营公司的角度，提出类似储能的“低充高放”运营模式。结合闽粤联网工程的实例，分析了闽粤2省错峰交易的可行性及错峰交易规模和效益。研究表明，储能式的错峰交易运营模式可适用于备用联络型跨省联网线路，有助于实现电力资源优化配置，提高联网线路的利用效率，促进社会效益最大化。

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作者：姚德全 陈卫中 郑宁敏 陈世勇 郑子墨 单位：中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司 闽粤联网电力运营有限公司