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引言

建設跨省跨區互聯電網，是統籌解決我國資源與負荷分布不均衡、促進清潔能源在全國范圍內消納的重要手段。互聯電網的發展帶來巨大效益［1］：①保障大容量機組、大水電、核電、可再生能源開發和利用，提高能效，降低運行成本；②減少系統備用容量，推動多種電源互補調劑，節省發電裝機；③實現能源資源的大范圍優化配置，有利于競爭性能源電力市場拓展；④提高電網整體效率和安全可靠性。我國大電網互聯起步比發達國家約晚20年，目前仍處于較快發展時期。總結國際大電網，尤其是北美、歐洲、俄羅斯等國家和地區的電網發展規律與特征［2］，對我國電網在以新能源快速發展為標志的能源電力變革時代實現科學發展具有重要借鑒意義。基于互聯電網的重要作用，不少學者對跨區電力市場交易進行了思考及研究：文獻［3］結合歐洲電網互聯運行構架和交易機制的實踐經驗，為全國電力市場交易體系建設提供了借鑒；文獻［4］提出了跨區電網互聯市場化運行的保障要素；文獻［5］系統性構建了10種符合中國國情的電力市場體系模式，并進行比較和研究；文獻［6］研究了區域電力市場的選擇及其運營模式。目前，學者們對于跨省聯網線路的運營方面研究相對較少，其主要依托國家發改委《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法》予以明確。以輸電為主的聯網線路發揮的供電作用明顯，而以備用、聯絡為主的聯網線路利用小時數低，在互聯電網中仍有較大的挖潛空間。本文結合儲能的運營思路，針對備用聯絡型的聯網線路，提出跨省錯峰交易模式及聯網線路運營模式，并以閩粵聯網工程為例，分析錯峰交易時段及交易規模，促進兩網擴大電力市場交易規模。

1跨省電網錯峰交易模式及要求

1.1跨省電網錯峰交易條件

不同省級電網間的電力負荷高峰存在一定的差異性，通過跨省電網聯絡后，聯合運行電網的總負荷必定不超過各省電網負荷的數學疊加，因此，省級電網聯合運行具有錯峰效益［7］。省間負荷差異越大，則聯網后兩省的錯峰效益規模越為明顯。發揮跨省聯網工程的錯峰效益，可以優化高峰時段負荷需求，適度降低全省系統備用容量，節約全社會投資成本。開展電力錯峰交易具有一定的條件，主要表現為以下3個方面。（1）聯網線路功能定位。省間電網互聯是開展電力市場的必要條件。開展電力錯峰交易，主要適用于以聯絡或備用為主的聯網功能定位。此種條件下，省間主要結合各自負荷特性差異情況，進行錯峰送電，共同優化兩網負荷曲線，凸顯線路的錯峰效益。而對送電功能為主的聯網線路而言，送端省與受端省潮流方向固定，主要是實現削峰的價值。（2）存在跨省交易電價的優惠空間。省間電力市場交易主要以市場經濟為導向，在具備跨省交易電價優惠的條件下，才能形成跨省電力交易合同。一般而言，跨省購電需要承擔兩級電網輸配電價和聯網輸電價格，跨省購電價格比省內交易電價要高。但由于不同省份分時電價政策差異，現貨市場價格存在較大差別，需要存在特定時段的跨省購電價低于省內電價的情況，才能促成錯峰電力交易。（3）政策機制支撐。結合跨省電力聯網工程的建設，逐步完善省間電力市場交易機制，支持和鼓勵兩省市場主體參與省間市場錯峰交易，并確保合理的錯峰交易盈利空間。在具備上述條件的跨省聯網工程線路中，可積極探索并擴大省間電力市場交易，加強跨省電網聯合調度運行，將錯峰電力轉換為減少全省裝機的容量效益，提升跨省聯網線路的利用效率。

1.2跨省電力交易模式

跨省電力交易模式［8］主要是雙邊交易和集中交易2種模式。雙邊交易主要是參與交易的跨省市場主體通過雙方洽談協商，開展電力交易的機制，以中長期交易為主。集中交易是市場主體通過交易機構統一集中開展交易，一般以短期交易為主。雙邊交易模式［9］主要有2種方式：一種是由2省電力公司或者代理機構，代理本省統一開展購售電協商，形成跨省輸電交易方式；另一種是由2省市場主體進行直接對接協商，達成協議后在規定時間內將結果提交至電力調度、交易機構進行安全校核和執行。集中交易［10］主要是市場主體在交易平臺上開展競價與出清，達成電力交易協議的機制。以輸電線路的容量約束條件為前提，形成跨省聯合出清交易結果。

1.3電力交易結算機制

電力市場結算主要分為電力批發市場結算（電力中長期交易）和電力零售市場結算（電力現貨交易），二者相對獨立開展。電力批發市場結算按照日清月結，即按日出具清算臨時結算結果，按月發布正式結算依據；零售市場結算，按月出具電力市場結算依據［11］。除本省統一代理購售電模式外，在市場主體集中競價方式下，可能存在購售電合同交叉的情況。電力交易機構實際結算時，應按實際跨省輸送電量進行結算。例如G省A用戶向F省X電廠購電5億kWh，F省B用戶向G省Y電廠購電3億kWh，若兩個合同電量的購售電時段相同，則實際F省向G省輸電量約2億kWh，合同實際結算輸配電價時，應按照實際輸電量2億kWh進行結算。按照上述原則，假定t時段，F省第i個用戶簽訂的合同電價為Fi，用電量為Qi，G省第j個用戶簽訂的合同電價為Gi，用電量為Qj，對應的F省、G省、聯網線路的輸電價分別為Efi、Egi、Em。合同電價為出廠側電價，交易機構向電廠支出的結算電價Ed見式（1）：Ed=iΣFi·Qi+jΣGj·Qj（1）若按照用戶側合同電價疊加輸網加價的情況進行分析，則交易機構與用戶側結算的價格Ey為式（2）：Ey=iΣ（Fi+Efi+Egi+Em）·Qi+jΣ（Gj+Efj+Egi+Em）·Qj（2）由于兩網實際交易時，存在輸送電量低于合同電量的可能性，即交易過程在本省電網實現部分電量自平衡。假設聯網線路計量的G省送電量為Qg，F省送電量為Qf，則有式（3）：Qg≤iΣQiQf≤jΣQj直接按照出清電價疊加輸配電價的情況下，存在輸配電價收取過多、結算盈余的可能性。故式（2）中，用戶側結算價格修正Eys表示為式（4）：Eys=EyiΣ（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分別為兩省聯網對應的交流電壓等級輸配電價。由用戶側結算電費扣除電廠結算電價費用后，電力交易機構分別結算給F省電網、G省電網、聯網線路的輸電費用為式（5）～（7）：F省電網：Eyf=iΣEfi·Qi+EfQf（5）G省電網：Eyg=ijΣEgj·Qj+EgQg（6）聯網線路：Eym=Em（Qg+Qf）（7）分析結果表明，跨省電力交易實際結算時，省級電網輸配電價結算機制為本省交易用戶的用電量輸配電費，疊加本省電廠跨省送電量的輸電價格。跨省聯網線路輸電價格結算機制為實際輸送電量與單位輸電價格的乘積。

2儲能式的聯網線路運行模式

2.1聯網線路運行思路分析

以備用或聯絡為功能定位的聯網線路，一般具有互為備用、相互支援等方面作用，可等效為省級電網外接1個大型儲能電站。與儲能電站相比，該類聯網線路工程可發揮作用與儲能基本類似，均具有負荷、電源雙重特性，并可起到調峰、備用作用。兩者最大的區別主要是，儲能依托自身庫容進行充放電，運行過程需要保證充放電平衡；聯網線路工程依托省級電網供電及受電能力，在合理調度安排下，可持續長時間輸電或者受電。但聯網線路一般受到兩省電網隔離作用（避免事故擴大），無法對兩個電網之間實現調頻、調壓等快速調節作用，主要適用于大容量、穩定輸送電量的場景。結合儲能站的功能作用，備用聯絡型聯網線路可考慮的運行思路主要包括2方面：①為2省電力系統提供備用，實現系統的備用功能；②從2省電力交易中，發現電力市場差價，以“低充高放”的儲能式運營思路，參與省間電力市場交易，實現省級電網間的錯峰供電。

2.2聯網線路的運營模式

跨省聯網線路由國家發改委按照合理的收益率核定容量電價或者輸電價格。容量電價由2省電網按比例進行合理分攤，輸電價格則根據實際輸電量進行收取。以備用或聯絡為主的聯網線路，年輸電量利用小時數很小，該類型線路主要發揮2省備用、聯絡、支援等方面作用，社會效益明顯，但實際利用效率相對較低。為滿足項目投資回收要求，線路實際運營時，接受調度指令發揮備用作用，通過容量電費回收保障合理的收益水平。在具備錯峰交易條件的省級電網中，拓展省間電力交易是未來全國電力市場建設的發展趨勢。跨省聯網線路運營公司在電力市場中，主要的運營模式有2種。（1）被動參與市場交易。2省電力市場主體可通過聯網線路進行直接對接協商交易或者集中式交易，聯網線路運營公司根據交易合同情況，按照調度指令輸送電量，滿足電力市場交易履約要求，并根據結算機制收取跨省輸電費用。（2）主動參與市場交易。除2省市場主體可參與省間電力市場交易外，聯網運營公司也可成立售電公司，同時作為送端省的購電主體和受端省的售電主體，或者作為2省市場主體的集中購電代理商。聯網運營公司主動從現貨市場中發現2省市場差價，按照儲能運營模式，實現“低充高放”運營。但與儲能有區別的是，聯網運營公司需要同時保障售電合同與購電合同，運營過程相對復雜，但可帶來輸電以外的交易收益。

3儲能式的聯網線路運行模式

以閩粵聯網為例，開展對閩粵2省的錯峰市場交易模式研究。廣東和福建同處于沿海地區，電源裝機結構、負荷特性等相似但又有所不同，具備錯峰交易的條件。2022年在建的閩粵聯網線路功能定位為“互補余缺、互為備用、緊急事故支援”，在物理上實現了閩粵互聯，并可為2省擴大電力市場交易創造了條件。

3.1閩粵兩省電價機制

我國已出臺政策取消煤電上網標桿電價和工商業目錄電價，由電力市場競爭形成電價。為評估2省的電價差異，以取消前的電價作為平段電價標準進行分析。發電基準電價方面，福建省發電基準電價為0.3932元/kWh，廣東省為0.4530元/kWh。工商業電價方面，福建省以福州、廣東省以廣州為例，對比情況見表1。對比分析可知，廣東省發電價格和用電價格總體上高于福建省。結合2省的分時電價政策機制，峰谷時段各不相同，以10kV單一制用戶為例，2省分時段電價情況如圖1所示。其中廣東省7月～9月以及其他月份高溫天氣執行尖峰電價政策。由圖1可知，閩粵2省用電價存在較大的差異，其中8∶30～12∶00、14∶00～21∶00時段，2省的用電電價差異尤為明顯，為閩粵2省錯峰交易提供了可能。

3.2閩粵2省錯峰交易模式研究

閩粵2省規劃的電源裝機方案均能滿足本省用電需求，閩粵聯網線路最大輸送容量為200萬kW，在功能定位基礎上可發揮錯峰電力市場交易作用。按照儲能式“低充高放”的運營模式，結合2省電價機制，最大限度發揮閩粵聯網工程輸電作用。理論計算上，2省錯峰市場交易的日交易電量最大約2700萬kWh，年最大交易電量可達約76.65億kWh，具備經濟輸送條件的錯峰交易時段及交易規模情況具體見表2。結合錯峰交易情況，以福建側送電廣東的功率為正值，廣東側送電福建的功率為負值，則日電力錯峰交易功率曲線見圖2。在2省清潔電源可完全消納的情況下，閩粵聯網線路運行的日輸送功率換向2次即可滿足運行要求（即10∶00換向1次、19∶00換向1次）。

3.3運營效益分析

按照閩粵2省理論的錯峰交易規模及電價空間進行測算，通過省間電力市場交易后，2省理論上存在的年最大效益空間約為14.54億元，主要由閩粵聯網線路、2省市場主體共同分享。對于閩粵聯網線路運營公司而言，若采用“被動參與市場交易”模式，則主要收取輸電費用，年均輸電收益約7000萬元～8000萬元左右，相比線路總投資32億元而言，輸電效益遠遠不足；若采用“主動參與市場交易”模式，通過“低充高放”的儲能式運營思路，發現兩網電力市場價差，則除輸電費用收益種合作模式將為智能化綜合充電站建設提供了基礎支撐。

4“風光儲充”一體化商業模式

國內目前投入的“風光儲充”微電網項目大部分是示范項目或有特殊用途的項目。根據“風光儲充”系統建設及運維階段投資主體、以及投資主體之問合作方式的不同，參考較為成熟的分布式光伏投融資模式，用于微網系統的投融資模式有政府投融資、用戶自投資、第三方融資等模式。福建省內某“風光儲充”微電網項目總投資約135萬元。項目收益主要來源于充電電費及服務費用以及儲能峰谷電價差套利，資本金內部收益率約7%。“風光儲充”微電網項目收益尚可，且作為微電網示范項目具有宣傳和推廣企業形象等潛在收益，建議探索通信服務、廣告收益等增值服務，采用合作運營模式降低項目投資成本，提高項目收益。

5冷/熱、電、氣三聯供

利用燃氣能源站一站式解決包括電、供冷/暖、蒸汽和天然氣等多種用能需求的優勢，為用戶提供多種能源解決方案。分布式熱電聯產系統遵循“以熱定電”原則，給園區內用戶提供電、冷、熱、氣服務，其中對CCHP供給用戶的電、冷、熱、氣部分的價格給予10%的讓利。在輔助服務情況下，CCHP聯合儲能系統，適當調整機組出力水平，參與外部大電網的調峰調頻，獲取額外收益。

6電力需求側管理商業模式

電力需求側管理主要有優化用電方案、用電診斷、配售電一體化、電力運維、能源托管和虛擬電廠互聯網售電等服務［4］。優化用電方案服務根據具體用戶用能負荷、電量曲線，結合不同時段電價，以實現用戶用能成本最低為目標，優化用電時間。用電診斷服務針對用電量大但峰谷電量使用不合理的客戶進行全面的用電分析，提出相應的專業化建議，包括更換老舊設備以降低損耗、合理錯時用電等方面，指導企業自覺避開用電高峰。配售電一體服務依托增量配電網資源，開展園區配電網規劃-設計-建設-運維一體化服務，提高增量配電網智能化水平。研究增量配電網園區售電模式，建設信息服務平臺，形成園區有效競爭的售電業務格局。電力運維服務主要為其他用戶提供現場運維服務，包括配電設備運維、搶修等。隨著信息化水平的提高，未來可能出線“線上+線下”運維等新型業務，有利于降低運維投入的人工成本，提高運維效率。能源托管服務打造以園區主導、服務商接入、用能單位受益的能源總體服務。虛擬電廠服務［5］為售電公司總體利用分布式電源、分布式儲能和其他可調負荷資源提供了新途徑。

7結語

本文結合福建電力系統實際，對各類型綜合能源服務商業模式進行了定性或定量的研究分析，對相關能源企業相關業務投資具有重要意義。

參考文獻

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5楊曉巳，陶新磊，韓立，等.虛擬電廠技術現狀及展望［J］.華電技術，2020，42（5）：73-78.

作者：姚德全 陳衛中 鄭寧敏 陳世勇 鄭子墨 單位：中國電建集團福建省電力勘測設計院有限公司 閩粵聯網電力運營有限公司