促进西北地区新能源消纳的跨省 （区）交易机制研究 西安交通大学 2018 年 9 月 摘 要 西北地区资源丰富，在拥有良好的可再生能源基础上，近年来新 能源装机量仍保持快速增长，使得发电资源产生了较大富余。通过跨 省跨区电力交易实现资源配置是解决电力富余和新能源消纳问题的 有效手段。 本报告针对促进西北地区新能源消纳的跨省跨区交易机制开展 了调研和研究工作。总结了西北地区跨省跨区交易情况和新能源消纳 现状，并对跨省跨区输送通道容量进行了分析。发现系统稳定性和市 场交易机制均会对输送能力产生影响。随后对跨省跨区的受端地区接 受意愿进行了分析，发现跨省跨区输送会受到受端省份接受能力的影 响和省间壁垒的制约。对西北地区现行交易机制进行了分析和研究， 认为现有机制初步满足跨省跨区交易需求，但交易种类尚不够完善。 最后，基于前述研究，提出了西北区域促进新能源消纳的跨省跨 区综合交易机制。该机制可改善现行机制的不足，使得省间壁垒等制 约区域输送的问题得到一定的缓解。在此基础上，根据报告所提交易 机制，分不同场景对其实施效果进行了模拟计算，验证了交易机制的 可行性和有效性。 目 录 1 西北地区跨省跨区交易及新能源消纳现状调研.......................... 1 1.1 西北地区交易跨省跨区交易概况调研 .......................................................... 2 1.1.1 跨区电量交易现状调研 ....................................................................................... 2 1.1.2 跨省电量交易现状调研 ............................................................................. 4 1.2 西北地区新能源消纳现状调研 ...................................................................... 4 2 西北地区传输通道可用输送容量分析................................. 10 2.1 现有输送通道传输容量调研 ........................................................................ 10 2.1.1 跨区传输通道容量调研 ..................................................................................... 10 2.1.2 跨省传输通道容量调研 ..................................................................................... 12 2.2 通道输送能力影响因素分析 ........................................................................ 14 3.跨省跨区输电受端地区接受意愿分析................................. 17 3.1 跨区输送受端地区接受意愿分析 ................................................................ 17 3.2 跨省输送受端地区接受意愿分析 ................................................................ 22 4.跨省跨区交易机制分析............................................. 26 4.1 国内外跨省跨区交易机制及政策调研分析 ................................................ 26 4.1.1 国外典型电力市场交易机制调研 ..................................................................... 26 4.1.2 我国跨省跨区交易规则 ..................................................................................... 32 4.2 西北地区跨省跨区交易机制分析 ................................................................ 35 5 西北地区促进新能源消纳的跨省跨区交易机制研究 ..................... 40 5.1 西北地区促进新能源消纳的跨区交易机制研究 ....................................... 40 5.2.1 跨区电力交易机制设计 ..................................................................................... 40 5.2.1 跨区电力交易机制运营流程 ............................................................................. 46 5.2 跨省输送电力交易机制研究 ........................................................................ 48 5.2.1 跨省中长期交易机制设计 ................................................................................. 49 5.2.2 跨省短期交易机制设计 .................................................................................... 53 5.2.3 跨省电力交易机制运营流程 ........................................................................... 59 6 跨省跨区交易机制实施效果分析..................................... 61 6.1 跨省跨区交易机制新能源消纳效果分析 .................................................... 61 6.2 跨省跨区交易机制参与各方收益分析 ........................................................ 68 7 小结 ............................................................. 71 参考文献 .............................................................................................................. 73 1 西北地区跨省跨区交易及新能源消纳现状调研 西北地区可再生资源丰富，近年来新能源装机量快速增长。但是由 于西北地区负荷增长缓慢，使得发电资源产生较大富余。伴随着新能源 机组占比的不断升高，产生了电源增长大幅领先负荷增长，新能源机组 预测准确率不高，系统网络建设滞后电力无法送出等多方面问题。如何 有效消纳西北地区新能源，成为急需解决的问题。 西北五省区在解决新能源消纳问题中自身的现状和遇到的问题各 不相同。甘肃省、新疆省新能源装机量大，本省全部消纳存在很大困难； 青海省水资源丰富，水电机组占比高，但随着近年来光伏电站迅猛发展， 青海出现了中午电源出力大无法消纳，夜间电源出力小无法满足负荷需 求的特点；陕西、宁夏新能源消纳压力较小，但在冬季火电机组调峰容 量有限时，中午仍存在弃风弃光的情况。从上面的分析可以看出，西北 地区整体电力富余，需要通过外送解决电力的消纳问题；同时，西北地 区不同省份的电网运行特点差异较大，但也具有一定的互补潜力，因此 省间电力互济是帮助解决电力消纳问题有效手段。 西北地区的跨省跨区交易主要分为通过直流通道送往中、东部省份 的跨区域电量交易以及西北地区内部五省份之间的省间电量交易。跨区 跨省电量交易针对不同时间尺度、不同电量种类拥有不同的交易机制 [3-4]。电力市场环境下的交易机制是决定市场运行效率和交易规模的核 心因素[5-6]。有效的交易机制可以促进供需双方积极参与市场，实现资 源优化配置。 1 1.1 西北地区交易跨省跨区交易概况调研 1.1.1 跨区电量交易现状调研 西北地区直流外送通道包括：灵宝直流、德宝直流、天中直流、银 东直流、灵绍直流、祁韶直流、柴拉直流。2018 年还将完成昭沂直流和 吉泉直流线路建设，开始电力外送。 2017 年西北电网全年完成跨区交易电量 1151.53 亿千瓦时，同比 2016 年增长 35.38%，占西北电网全年总发电量（6941.24 亿）的 16.59%。 跨区交易电量已经超过甘肃（954.33 亿）、宁夏（886.75 亿）和青海（683.46 亿）的年用电量。跨区电力外送逐年快速增长，并已经成为消纳西北地 区富余电力的重要手段。 表 1-1 2017 年跨区交易情况 正向电量 反向电量 跨区工程 同比 同比 （亿 kWh） （亿 kWh） 灵宝直流 88.15 21.55% 0 银东直流 302.02 3.23% 0 天中直流 359.69 11.40% 0 灵绍直流 201.26 176.96% 0 祁韶直流 66.55 - 0 德宝直流 48.9 58.65% 68.69 52.78% 柴拉直流 9.16 27.45% 7.12 2.15% 西北地区跨区交易主要以中长期双边交易为主。中长期交易可以提 前锁定稳定交易需求，为跨区电力输送奠定基础。但受制于新能源出力 无法准确预测的问题，中长期交易往往需要通过火电机组与新能源打捆 形成稳定出力再进行外送。2017 年西北地区跨区外送 1151.53 亿千瓦时， 2 其中新能源电量 291.86 亿千瓦时，占比 25.34%。 图 1-1 西北地区 2017 年跨区输电新能源占比 跨区电量交易中不仅包含中长期交易，在 2017 年 8 月开始试行了 跨区富余可再生能源现货交易。这一机制定位于发电计划落实后仍存在 的富余可再生能源的市场交易，可促进预计弃水、弃风、弃光电量的有 效消纳，针对性强，效果明显。交易机制实施以来，截至 2017 年底西 北地区共完成交易 3555 笔，电量 55.75 亿千瓦时，具体如表 1-2 所示。 通过这一灵活交易机制将跨区交易的新能源消纳量提升了 19.1%。可以 看出现货交易作为灵活的短期交易机制，是针对新能源出力不确定性的 重要补充。 表 1-2 2017 年跨区现货交易电量 跨区工程 正向电量（亿 kWh） 反向电量（亿 kWh） 银东直流 1.33 0 天中直流 32.12 0 灵绍直流 23.19 0 祁韶直流 4.52 0 德宝直流 1.41 1.82 灵宝直流 0.36 0 3 1.1.2 跨省电量交易现状调研 西北地区甘肃省位于五省的中间位置，甘肃电网与其余 4 省区电网 相连，区域内各省间交易均通过甘肃电网。2017 年西北电网省际间交易 电量合计 176.51 亿千瓦时，较 2016 年 149.94 亿千瓦时同比增长 17.72%。 跨省交易以甘肃、宁夏、新疆送青海为主。 表 1-3 2017 年跨省交易电量 省际交易 净交易量（万 kWh） 陕西送甘肃 4302 陕西送青海 235470 陕西送新疆 198 甘肃送青海 485223 甘肃送宁夏 8170 宁夏送陕西 39026 宁夏送青海 157554 新疆送甘肃 4127 新疆送青海 81215 新疆送宁夏 15866 跨省电量交易中不仅包含中长期交易，还包括日前、实时交易。2017 年累计完成省间日前、实时交易 9971 笔，电量 138.12 亿千瓦时，短期 实时交易占总交易电量的 78.25%。可以看出省间交易频繁，但是交易电 量不大，西北地区省间互济仍有很大潜力有待开发。 1.2 西北地区新能源消纳现状调研 西北地区具有丰富的风力资源和太阳能资源，近年来西北地区新能 源发展迅速，新能源装机量快速增长，新能源机组占比不断升高。截止 4 到 2017 年底，西北地区总装机容量 238657.1MW，其中火电 125649.7MW, 占总装机容量的 52.64%；水电 30974.8MW，占总装机容量的 12.98%； 风电 45593.2MW，占总装机容量的 19.10%；光伏 34998.2MW，占总装 机容量的 14.66%；其他 1441.2MW，占总装机容量的 0.6%。其中各省 的装机如下图所示。各省份新能源装机占总装机占比分别为陕西 18.9%、 甘肃 42.0%、青海 38.65%、宁夏 38.0%、新疆 33.4%。可以看出除陕西 外其他各省的新能源装机占比均较大。 图 1-2 西北地区 2017 年跨区输电新能源占比 伴随着西北地区新能源的快速增长，由于负荷增长缓慢、调峰容量 不足、新能源出力不确定性、系统网络建设滞后电力无法送出等方面的 原因造成的弃风弃光问题愈发突出。西北各省的资源分布和发展状态各 有其特点，需要分别根据其实际情况具体分析新能源消纳问题。 根据西北地区不同季节的供电形势以及新能源出力特点，课题选取 夏季典型日和冬季典型日两种典型运行方式进行重点分析。 1）夏季典型日 夏季典型日方式选取 2017 年夏季某典型日系统实际运行情况进行 分析，夏季典型日西北各省新能源消纳情况如下图。 5 图 1-3 夏季典型日西北各省新能源消纳情况 夏季西北地区光照强，风力资源丰富，新能源出力往往较大。同时 可以看出西北各省的新能源出力及特性均有一定差异，并且由于各省电 源结构不同，各省的新能源消纳情况都不一样。甘肃、新疆正处于新能 源大发时期，新能源理论出力大大高于往常时间，由于新能源装机较高， 火电调峰能力及外送电量不足，新能源消纳困难，造成严重弃风弃光， 其中在中午时段新能源消纳压力最大，弃风弃光最严重。陕西、宁夏以 火电机组为主，新能源装机比例小，本省调峰能力较大，新能源基本能 消纳。同样青海省装机以水电为主，新能源比例小，新能源基本能消纳。 各省新能源发电量对比如下图所示: 6 图 1-4 夏季典型日各省新能源发电量对比 陕西、青海、宁夏仍有部分弃风弃光，根据国网公司新能源消纳评 价报告显示，应主要为省内断面受阻新能源电量。 2）冬季典型日 冬季典型日方式选取 2018 年初某典型日进行分析，冬季典型日西 北各省新能源消纳情况如下图： 7 图 1-5 冬季典型日西北各省新能源消纳情况 与夏季典型日相比，冬季光照强度减弱，西北地区整体新能源理论 出力下降不少，因而弃风弃光情况较夏季典型日方式轻微。主要弃风弃 光集中在陕西、宁夏的正午时段和甘肃、新疆下午以前的时段。其中陕 西、宁夏正午以及甘肃下午以前时段的弃风弃光主要是因为新能源出力 超出火电调峰能力，新能源消纳能力不足。而陕西和新疆火电的可调出 力仍有较大剩余，其弃风弃光主要来自于断面受阻。而青海省同样由于 新能源装机较小，新能源基本能全部消纳。西北地区各省新能源发电量 对比见下图： 图 1-6 冬季典型日各省新能源发电量对比 冬季典型日下西北地区主要的弃风弃光来自于新疆、甘肃、宁夏， 8 其中非断面受阻占比原因的弃风弃光主要来自于甘肃宁夏。 对比上述两个典型日的新能源消纳情况的分析可以看出，夏季时由 于风、光资源充足，新能源的理论出力较大，使得系统具有很大消纳压 力，弃风弃光情况较为严重。冬季时新能源消纳虽然受到火电机组因供 暖需求无法深度调峰的影响，但由于新能源理论出力小于夏季时刻，消 纳压力也会减轻。综合两个典型时刻来看，不同的季节新能源出力和消 纳特性存在差异性，跨省跨区交易机制的影响也不尽相同，因而在分析 交易机制的效果时应对不同的典型季节分别予以研究。 9 2 西北地区传输通道可用输送容量分析 2.1 现有输送通道传输容量调研 2.1.1 跨区传输通道容量调研 近年来我国大力发展跨区域超高压、特高压输送通道建设来解决电 力供需不平衡的矛盾。西北地区跨区输送通道共有 9 条，其中已投运 7 条，计划 2018 年投运 2 条。西北地区直流外送通道是连接西北能源基 地和中、东部用电需求大的省份主要输送走廊，为消纳西北地区富余电 力，实现资源优化配置起到关键作用。 图 2-1 西北地区跨区输送通道示意图 （1）灵宝直流：投运时间 2009 年，线路电圧 120kV，通道容量 1100MW。 （2）德宝直流（双向，冬季西北送华中，夏季华中送西北）：投运 10 时间 2009 年，电压等级±500kV，额定功率 3000MW，送受电输送能力 3000MW。 （3）银东直流：投运时间 2011 年，电压等级±660kV，额定功率 4000 MW，输送能力 4000MW。 （4）天中直流：投运时间 2014 年，电压等级±800kV，额定功率 8000 MW，直流输送能力 8000 MW，因受端电网接纳能力制约，实际输 送能力 5400 MW。 （5）灵绍直流：投运时间 2016 年，电压等级±800kV，额定功率 8000 MW， 输送能力 6400MW。 （6）柴拉直流（双向，冬季西北送藏中，夏季藏中送西北）：投运 时间 2016 年，电压等级±400kV，输送能力 600MW。 （7）祁韶直流：投运时间 2017 年，电压等级±800kV，额定功率 8000 MW，最大输送功率 4000 MW。 （8）昭沂直流：计划投运时间 2018 年，电压等级±800kV，额定功 率 10000 MW，输送能力 4500MW。 （9）吉泉直流: 计划投运时间 2018 年，电压等级±1100kV，额定 功率 12000MW，2018 最大输送能力 7000MW。 西北地区直流输送通道线路电压等级高，输送容量大。同时，线路 平均输送功率高，灵宝直流、银东直流、天中直流年平均负载率均超过 75%。部分线路虽然目前负载率不高，但随着配套电源的投运、交易合 约的丰富，线路输送功率将进一步提升。其中灵绍直流随着 2018 年配 套电源的建设，将有效提高线路输送功率水平。 11 表 2-1 西北跨区输送通道传输容量及输送功率 稳定极限 2017 年平均功率 2017 年平均负 外送通道 （MW） （MW） 载率 灵宝直流 1110 1006 90.60% 德宝直流 3000 1342 44.73% 银东直流 4000 3448 86.20% 天中直流 5400 4106 76.04% 灵绍直流 6400 2297 35.89% 祁韶直流 4000 1519 37.97% 柴拉直流 600 186 31.00% 吉泉直流 7000 昭沂直流 4500 2.1.2 跨省传输通道容量调研 甘肃位于西北电网中间位置，承担着西北电网各省际电力流输送作 用。因此西北地区的电力交换主要通过甘肃省实现。西北地区各省间断 面主要包括陕甘断面、甘宁断面、甘青断面、甘新断面。 哈敦线 烟沙线 白黄线 东官线 武郭线 凉盘线 沙鱼线 凉乾线 麦宝线 图 2-2 西北地区省间输送通道示意图 12 （1）陕甘断面 西 电 东 送 ： 750 凉 乾 双 回 线 +750 麦 宝 双 回 线 ， 通 道稳 定 极 限 7000MW。 东 电 西 送 ： 750 乾 凉 双 回 线 +750 宝 麦 双 回 线 ， 通 道稳 定 极 限 6000MW。 陕甘断面在大负荷方式将以西电东送为主，在小负荷方式（德宝直 流为受电方）以东电西送为主。 （2）甘宁断面 南 电 北 送 ： 750 白 黄 双 回 线 +750 凉 盘 双 回 线 ， 通 道稳 定 极 限 7000MW。 北 电 南 送 ： 750 黄 白 双 回 线 +750 盘 凉 双 回 线 ， 通 道稳 定 极 限 7000MW。 因昭沂直流无配套电源，目前以南电北送为主。 （3）甘青断面 青海受电：750 东官双回线+750 武郭双回线+750 沙鱼双回线 ，通 道稳定极限 4100MW。 青 海 送 出 ： 750 官 东 双 回 线 +750 武 白 双 回 线 ， 通 道稳 定 极 限 6200MW。 青海省间电力交换主要以受电为主。 （4）甘新断面 主要为新疆外送西北：750 哈敦双回线+750 烟沙双回线。 西北地区运行方式复杂，省间断面在不同运行方式下潮流方式会发 13 生改变。陕甘断面在大负荷方式下将以西电东送为主，在小负荷方式下 若德宝直流受电则以东电西送方式为主。对于青海电网，由于夏季黄河 汛期水电开机方式较大和全网调峰调频的需要，存在青海水电送出的方 式，但随着青海负荷增长，青海电网全年主要以电量收入为主。对于宁 夏电网主要以南电北送方式为主。对于新疆电网，甘新断面主要以新疆 外送西北主网方式为主。 表 2-2 西北省间输送通道传输容量及输送功率 稳定极限 2017 年省间交换 传输通道裕 2017 年平均 断面 潮流方向 （MW） 最大电力（MW） 度 负载率 西电东送 7000 5290 24.43% 14.81% 陕甘 东电西送 6000 5150 14.17% 19.07% 南电北送 7000 4840 30.86% 19.54% 甘宁 北电南送 7000 2960 57.71% 6.83% 青海受电 4100 4070 0.73% 36.61% 甘青 青海送出 6200 4270 31.13% 13.02% 新疆送西北 3000 3000 - 30.5% 甘新 新疆受电 2500 2040 18.4% 12.32% 从上表可以看出，西北地区省间通道传输容量整体充足。2017 年通 道平均负载率基本在 12%-20%区间，省间输送通道均维持在低负载率。 同时，按照 2017 年最大电力交换计算，除甘青通道接近满功率输送外， 其他线路仍然具有较大容量空间。各省间传输通道均丰富的可利用空 间。 2.2 通道输送能力影响因素分析 电网输送通道外送能力是表示在满足系统稳定运行条件下，从送 14 端区域向受端区域可输送的最大功率。通道输送能力受到电网暂态约 束、稳态约束等多方面系统情况影响。在输送通道容量充足情况下，实 际输送功率则会受到电源发电能力、受端电网接纳能力、电力交易开展 情况等多方面因素的影响。因此需要对西北地区现有跨区跨省输送通道 的输电能力及实际输送情况进行分析研究，为促进通道有效利用，提升 电能优化配置打下基础。 电网传输线路在建设时根据电压等级和线路参数的差异拥有不同 的额定传输功率，但在运行中线路的实际输送能力往往受到电力系统发 电机出力特性、电网结构、电网安全稳定约束、电力系统负荷特性等多 方面因素制约。特别是对跨区域直流外送通道由于其电压等级高，输送 距离远，输送功率大，送、受端系统状态对于输送功率会产生更大的影 响。下面对因为系统稳定要求而对线路输送能力产生的制约进行梳理和 分析： 1）祁韶直流：主要受换相失败导致的风机端电压暂态压升约束。 输送能力 4000MW。 2）昭沂直流：目前无配套电源，需要依次从甘宁断面（输送能力 7000MW）、贺湖+川湖断面（输送能力 6600MW）、伊克昭联变断面（输 送能力 5200MW）依次组织电力。考虑直流双极闭锁，换流站母线电压 升高，为控制事故后母线电压，需控制直流功率。综合考虑昭沂直流最 大输送能力 4500MW。 3）吉泉直流：目前无配套火电投运，受制于前端 750 千伏乌北-五 彩湾同杆双回线 M-2 故障问题制约，输送功率不大于 7000MW。 15 4）柴拉直流：输送能力受制于直流闭锁稳控切负荷后藏中电网频 率稳定制约，直流正送能力最大 314MW，返送能力 430MW。2018 年 7 月藏中—昌都联网后，柴拉直流正反送能力最大可达 600MW。 目前西北地区跨区直流外送线路中，近年建设的祁韶直流、昭沂直 流和吉泉直流由于配套电源及控制设备还在建设中，输送通道的外送能 力受到一定制约，暂时还无法达到设立额定功率。随着今年来各线路配 套设备逐步完成建设，外送通道的输送能力将进一步提升。 16 3.跨省跨区输电受端地区接受意愿分析 西北地区除青海省外各省份总体发电量富余，外送电量意愿较强。 其中不同省份的电网运行特点差异较大，电源出力特性和负荷特性各不 相同，具有一定的互补潜力。同时，西北五省份均有外送直流通道，因 直流通道具有较强的输送能力，通过跨区电力外送已经成为西北地区消 纳富余电力的主要形式。 3.1 跨区输送受端地区接受意愿分析 西北地区跨区输送电量会受到输送通道容量、电网稳定性、电源发 电能力等多方面因素制约，除此之外受端电网的接纳能力和接纳意愿也 是电力外送的关键因素。其中跨区输送电力的经济性、受端省份电网运 行能力、跨区交易及新能源消纳政策等多方面的因素都会对受端省份的 接纳意愿和接纳能力产生影响。下面将从这几方面分别进行分析。 1）经济性 西北地区拥有良好的煤炭资源和丰富的可再生能源，机组平均发电 成本较低。同时由于西北大部分省份发电量较为富余，各省电力外送意 愿强烈，因而外送电力价格往往较低。 西北地区跨区外送直流通道主要送往中、东部山东、河南、浙江、 湖南、四川等负荷大省，而浙江、河南和山东省的电源结构中火电机组 装机占比均超过 80%，其中浙江省达到 95%，河南省 83%，山东省 82%， 具体对比如下图所示。这些省份的火电企业受到煤炭资源分布、企业运 17 营成本的影响，省内发电成本往往高于西北地区。 图 3-1 跨区输送落地省份火电装机占比 对比下表中数据可以看出西北地区外送的电力与受端省份本省上 网电价相比具有 40%-10%的价格优势。同时，随着 2017 年跨区域省间 富余可再生能源电力现货交易的试点运行，西北地区的富余可再生能源 往往以 0.05~0.2 元/kWh 的低廉价格参与竞价。这一价格大大低于国内 的平均发电成本，具有很强的经济性。 表 3-1 部分直流通道 2017 年送受端电价对比 受端省份上 送端省 平均上网电 平均输配电 平均出口电 受端省 直流通道 网电价（元 份 价（元/kWh） 价（元/kWh） 价（元/kWh） 份 /kWh） 祁韶直流 甘肃 0.1841 0.0950 0.2791 湖南 0.4471 银东直流 宁夏 0.2782 0.0600 0.3382 山东 0.3729 灵绍直流 宁夏 0.2661 0.0959 0.3620 浙江 0.4153 天中直流 新疆 0.2317 0.0704 0.3021 河南 0.3551 因此从经济性角度考虑，受端省份接受西北地区输送的电力，可以 有效降低购电成本，实现资源的优化配置。受端省份应当具备接受外送 电力的动力，跨区电力输送具有良好的发展潜力。 2）受端电网接纳能力 18 价格低廉是跨区电力输送的重要动力，但除此之外受端省份电网的 接受能力也是影响跨区交易的重要因素。西北地区跨区域直流外送线路 投运时间各不相同，灵宝直流、银东直流、天中直流等直流线路建设时 间较早，经过几年的稳定运行，线路已经具有较高的输送功率和负载率。 祁韶直流于 2017 年投运，目前已经成为湖南地区重要的电能来源点， 但同时祁韶直流的外送功率还具有进一步提高的可能，现对该直流通道 受端情况进行研究分析。 祁韶直流始于甘肃酒泉祁连换流站，止于湖南湘潭韶山换流站，线 路额定直流电压±800kV，额定输送功率 8000MW，于 2017 年 6 月投运。 祁韶直流的投运为湖南送入了大量的清洁能源，也帮助湖南优化电源供 给，降低用电成本。祁韶直流 2017 年跨区交易电量 66.55 亿千瓦时，线 路平均输送功率 1519MW。湖南省 2017 年全省用电量 1581.51 亿千万时， 祁韶直流外送电量占比 4.2%。 表 3-2 祁韶直流 2017 年输送电量情况 额定功率 输送能力 2017 年交易电 2017 年线路平 （MW） （MW） 量（亿 kWh） 均功率（MW） 祁韶直流 8000 4000 66.55 1519 湖南电网电源构成包括火电、水电、风电、光伏和生物质电能， 主要以水电和火电为主，其中火电装机占 51.2%，水电装机占 40.1%， 新能源装机量目前占比较少[7]。具体如下图所示： 19 图 3-2 湖南省电源结构 湖南电网电源中水电机组占比较大，受来水量的影响，水电出力存 在明显的丰水期和枯水期。丰水期一般在 4 月~6 月，枯水期一般在 9 月 ~次年 3 月。同时，根据气象站多年风速数据分析，湖南省湘南、湘中、 湘西北的大风月主要集中在春夏季，湘东和湘西地区的地区大风月主要 集中在春冬季。风电的集中发电与水电的集中大发在春夏季存在一定的 重叠。 图 3-3 湖南水电及负荷季节特性 在丰水期到来时，4-6 月同时伴随省内风电的大风月，此时湖南省 20 本省可再生能源消纳压力大，接受祁韶直流电量能力有限。特别是在来 水集中期，以用电水平最低、可能出现极端失衡情况的 5 月为例进行假 设分析，可能会产生弃水的情况。 3）阻碍因素 西北地区连接中、东部省份的多条跨区外送线路输送电量大，已经 成为受端地区的重要电能供给来源。但与此同时，每年接受大量的外购 电量也一定程度上挤压了本地企业的发电空间，会对本地的经济效益产 生一定的影响。以湖南省为例，湖南省火电机组装机占比过半，是省内 主要能源供给。2017 年，祁韶直流送湘电量 66.55 亿千瓦时，与上年相 比，湖南省因停购其他省区电量约 20 亿千瓦时，实际增加购外省电量 约 50 亿千瓦时，相当于影响省内公用火电利用小时 265 小时。考虑负 荷增长及风电等新增装机、水电来水等因素后，公用火电利用小时在 2800 小时左右，基本维持上年水平。但如果祁韶直流进一步加大输送电 量，可能会进一步影响湖南省火电的利用小时数，这样虽然会可以降低 社会用电成本，但在一定程度上会影响湖南省火电企业的经济效益。 由于目前跨区外送电量仍以中长期交易为主，其中包含很大一部分 的计划电量。而计划电量的确定会受到当地政府意愿、电网公司指导分 配等多方面非市场因素的影响。电力用户希望接受价格更低的外送电力 以降低用电成本的意愿与当地政府希望本地发电企业产生更多产值促 进经济发展的意愿存在一定的矛盾。因而在市场化交易机制还不够完善 的情况下，西北地区电能价格低廉的优势往往无法完全体现。因此在负 荷量没有大幅增长的情况下，受端省份进一步接受更多西北外送电量的 21 意愿较弱。 3.2 跨省输送受端地区接受意愿分析 西北地区目前各省之间的电力输送通道建设已经较为完善，具备开 展一定规模跨省交易的物理基础。而且西北地区不同省份的电网运行特 点差异较大，电源出力特性和负荷特性各不相同，区域省间互济可以提 升各省电网的可靠性，优化电力资源的有效率用。但同时跨省电力输送 也会受到受端地区接纳能力、接纳意愿等多方面因素的影响。下面将从 几方面分别进行分析。 1）经济性 西北地区地域广阔，资源分布存在一定的差异，各省的上网电价也 不尽相同。对于火电机组，各省电源结构中陕西、宁夏和新疆的火电机 组装机占比较高，分别为 87.66%、81.70%和 76.46%。而新疆和宁夏上 网电价最低，陕西的上网电价最高，具体如下表所示。可以看出陕西与 新疆和宁夏的火电机组上网电价存在一定的价格差异，考虑电力输送加 上输电费用后，新疆、宁夏的火电价格依然低于陕西，但价格差距已经 不大。 表 3-3 西北各省 2018 年火电上网电价 省份 新疆 宁夏 甘肃 青海 陕西 上网电价 0.25 0.2595 0.2978 0.3247 0.3346 （元/kWh） 对新能源机组，国家将风电和光伏根据资源分布划分为不同的资源 区，各区域价格各不相同。总体而言西北地区新能源分布广泛，属于能 源富集区域。同时近年来部分时段有较高的弃风弃光率，由于新能源机 22 组具有边际成本低特点，使得将要弃置的新能源的市场价格往往较低， 以跨区现货交易为参照，西北地区将要弃置的新能源价格往往只有 0.1~0.2 元/kWh，远低于火电机组 0.3~0.4 元/kWh 的上网电价。这部分 价格具有很强的经济性，如果配合合适的市场机制完成交易将有效降低 用户的用电成本。 2）受端电网接纳能力 西北地区省间输送通道基本完善，以 750kV 线路为主的输送通道可 以满足各省之间的输送需求。但是具体省间输送通道的利用情况还需考 虑各省电网的接纳能力。 随着近年来新能源装机占比的不断增高，新能源消纳成为西北各省 的难题。由于西北各省电网运行情况各不相同，因而在部分省份新能源 消纳压力大时，省间互济成为帮助新能源消纳的重要方式。由于新能源 出力具有不确定性，因而省间互济以短期交易为主。2017 年短期交易 138.12 亿千瓦时，占省间交易电量的 78.25%，是西北地区跨省电力输送 的主要形式。可以看出西北区域内各省份对短时省间互济具有较强的需 求。 同时，西北地区目前除青海省外其余各省份总体发电量较为富余。 2017 年全网总发电量 6941.24 亿千瓦时，总用电量 5931.83 亿千瓦时， 发电量超出用电量 17.02%，其中各省发用电情况如下图所示。从图中可 以看出 2017 年西北地区仅青海省的用电量超过发电量，存在电力短缺 情况，其余省份均有不同程度的富余。这种现状使得电量富余省份具有 较强的电力外送意愿而接受邻省电力意愿较弱。而这一情况与目前西北 23 地区实际省间输送的现状相吻合。根据 1.1 节调研数据可知，2017 年西 北地区跨省交易主要为 4 省份支援青海，共计 115.87 亿千瓦时，占省间 总交易电量的 65.64%。而电量富余的 4 个省份之间以临时省间互济为 主，交易电量较小。因而虽然从电网结构角度，各省均可以吸收一定量 跨省输送电力，但是由于考虑各省供需平衡，除了青海对跨省输送的电 力有较大需求外，其余 4 省份因为电量富余均难以接纳大量的跨省输送 电量。 图 3-4 西北各省 2017 年发用电量对比 3）阻碍因素 从前文分析可以看出，由于除青海外的西北 4 省整体电力富余，西 北区域内省间电力输送的接受意愿较弱。同时，对于省间交易目前部分 省份存在省间壁垒的情况。目前中国电网采取省为实体的方式，各省电 网运行相对独立，使得省间交易收到更多因素的制约。如果接受大量的 外送电量，会挤压本省发电企业的生存空间，影响省内的经济产值。因 而从省内经济发展考虑，在没有出现电力短缺的情况下，当地政府往往 并不支持外省电力的送入，跨省输送的省间壁垒一直存在。部分省份甚 24 至存在规定年度外购电力限额的情况，以防止过多的电力送入本省，影 响本地发电企业生产。这一情况使得一些廉价的清洁能源往往只能弃 置，不利于资源的优化配置，同时也制约了跨省电力交易的发展。 25 4.跨省跨区交易机制分析 在电力系统建设发展过程中，往往存在能源中心和负荷中心分离的 情况，跨省跨区电力输送是实现电能资源优化配置的核心方式。而良好 的市场交易机制是实现跨省、区电力输送的基础和有力保障。 许多发达国家的电力市场机制发展较为完善，灵活有效的市场机制 为促进其电能跨区域的优化配置提供了有力的帮助。在跨省跨区交易机 制的研究中，应调研国外的跨区交易市场机制，分析其对于西北地区的 借鉴意义。并在此基础上对我国的跨省跨区交易政策和西北现行的交易 机制进行研究和分析。 4.1 国内外跨省跨区交易机制及政策调研分析 4.1.1 国外典型电力市场交易机制调研 国外电力市场化启动较早，电力工业经过了多年的改革，已经发展 成了成熟的电力市场模式。分析西北地区的交易机制，应先对国外典型 电力市场的交易机制进行调研和对比。通过对国外交易机制的调研，有 利于分析西北地区交易现状以及现有交易机制，给出合适的建议。 根据其特点，典型电力市场模式可分为分散式电力市场和集中式电 力市场。两种类型电力市场都采取中长期交易和现货市场相结合的形 式，区别在于不同时间尺度的市场采取的模式[8]。 分散式电力市场以中长期物理合同为基础，主要代表为英国、德国 26 电力市场。分散式电力市场的中长期合同为物理合同，以双边协商或者 集中交易的方式进行，根据物理合同进行实物交割。物理合同作为调度 的依据，发用双方在日前根据合同，自行确定第二天发用电曲线，经调 度安全校核后在次日执行。日前调度曲线与日内实时的偏差通过现货市 场偏差电量竞价调节。实时的发用电调度计划由次日发用电计划曲线和 平衡市场交易曲线共同形成。分散式电力市场的特点在于规则简单，受 电价波动风险影响较小，但相应地，要求电网电源结构有足够的承受能 力、市场主体足够成熟，调度和交易机构之间也要求做到良好的衔接。 集中式电力市场则以金融性合同为主，主要代表为美国 PJM、加拿 大电力市场。集中式电力市场的中长期合同为金融性合同、挂牌等，只 进行结算，不用于实物交割，目的是通过金融合同规避市场风险。现货 交易采用全电量竞价，通过日前、实时阶段的全电量竞价确定调度结果。 对于实际调度的电量，合同电量按合同价格结算，偏差电量按现货市场 价格结算。集中式电力市场的特点在于资源配置效率高，能体现不同时 间和空间的电能价值，但相对而言受电价波动风险的影响较大，同时市 场规则较为复杂，监控难度大，调度和交易机构通常为一个主体。 除了分散式和集中式，还可以采取一种两者混合的电力市场，这种 电力市场结合了分散式和集中式的特点，具体代表有北欧电力市场。 1）美国 PJM 电力市场[9-11] 美国 PJM 作为美国最大、最复杂调度区的区域性 ISO，负责其调度 区内的电网运行管理、市场运行管理和区域电网规划。 27 平衡市场 日前市场 期货市场 运行期 双边合同 5年 日前0:00 日前16:00 0:00 5min 图 4-1 美国 PJM 电力市场 PJM 市场分为中长期市场、日前市场和实时平衡市场。其中，中长 期市场包括双边市场、容量市场、金融输电权市场，双边市场作为金融 市场，签订金融性合同，规避市场风险；容量市场基于市场成员必须遵 守的四大基本协议要求，市场成员需要持有足够的容量，保证自己的容 量义务；金融输电权作为对冲阻塞成本的金融工具或金融投资，档电网 发生阻塞时可获取利润或支付费用，没有实际输送电能的权利。日前市 场包括电能市场、计划备用市场，日前电能市场每小时计算一次出清价 格并进行结算，确定日前发电计划；计划备用市场为获取 30min 备用资 源而建立，与日前电能市场联合优化、同步出清。实时市场包括电能市 场、调频市场和同步备用市场，实时电能市场基于物理系统实际状态， 每 5 分钟计算一次价格，每小时出清一次，调频市场和同步备用市场与 时时惦念市场进行联合优化。 对于跨区域电力交易，美国 PJM 建立了统一平衡的区域现货市场。 区域现货市场由多个区域实体组成，各个区域主体在唯一的交易机构中 采用唯一的市场规则进行交易，并由唯一的区域调度进行统一平衡。PJM 作为区域电网的独立调度交易中心是区域市场唯一的权威性电力交易 平台，负责运行管理美国 13 个州所形成的区域现货市场的电力系统。 2）英国电力市场[12-14] 28 英国到目前为止已经完成了 3 次电力市场改革，前两次改革分别相 继建立了 Pool、NETA 和 BETTA 三种模式，第 3 次电力市场改革是为 应对全球气候变化和保证供电长远安全进行的低碳化电力市场改革。 运行期 不平衡 结算 平衡机制 现货市场 期货市场 双边合同 1年或几年前 1个月 T-24h T-1h T-0.5h T 图 4-2 英国电力市场 英国电力市场由主要包括电能市场、容量市场和辅助服务市场。电 能市场中的中长期市场包括远期合约、期货市场、差价合约，远期合约 是为了保证年度基本负荷的销售和发电的基本容量；期货市场则是在临 近发电时买卖双方为满足最新发电计划和负荷曲线进行的 0.5h 电量买 卖，采用集中撮合的方式出清；差价合约则是低碳化市场改革中引入， 为提高低碳发电企业积极性，由政府管理的专门机构与低碳发电企业签 订的保证上网电价长期稳定的合约。除了中长期市场，电能市场还分为 现货市场和平衡机制，现货市场在发电前 1~24h 之间进行，采用集中撮 合方式出清 0.5h 电量，目的在于进一步修补中长期交易的不足；平衡机 制采用 Offer/Bid 报价，为调节实际发电中的不平衡量。容量市场也是低 碳化电力市场改革的一项内容，目的在于应对旧电厂关闭和新建电厂的 间歇性和灵活性较差的问题，采用集中竞价或双边交易的交易方式，可 进行物理交易或容量期货交易。 3）北欧电力市场[15-18] 北欧电力市场是世界上第一个跨国电力交易市场，从 1993 年挪威 29 电力交易所成立开始，经过了多年的发展，不断扩大规模和完善市场机 制。北欧各国的能源结构各有差异，通过北欧电力市场，各国的能源类 型得到了互补优化，对目前西北地区的电力市场交易机制的建设有很大 的参考价值。 实时市场 平衡市场 运行期 现货市场 金融市场 双边合同 4年 日前0:00 日前14:00 T-1h T 图 4-3 北欧电力市场 北欧电力市场包括双边合同、金融市场、现货市场、平衡市场和实 时市场。双边合同最多提前 4 年交易，买卖双方通过协商签订合同，交 易额较大；电力金融市场的交易品种包括期货合同、差价合同和期权合 同，市场成员可通过金融市场交易规避市场价格风险；现货市场与 PJM 的日前市场类似，覆盖第二天 24 个交易时段，根据申报方式不同交易 品种有小时合同、分段合同和灵活小时合同。市场采用统一出清，当系 统发生阻塞时形成分区电价进行结算；平衡市场在现货市场和发电前 1h 之间进行，为了在现货市场后进一步调整发购电需求，采用集中撮合出 清；实时市场由各电力系统 TSO 运营，在运行前 1h 内系统频率波动超 过范围时启动。 对于区域电量交易，北欧采用分区平衡的区域市场模式。该模式由 多个不同市场组成，各市场内可以分别使用不同的市场模式和交易品 种。北欧同时存在两级电力市场，包括跨区域的现货市场（日前、日内） 30 和价区内的中长期交易和实时平衡市场。北欧交易所 Nord Pool 是负责 组织各成员国家市场主体参与跨国、跨价区的日前、日内市场交易以及 中长期场内交易的唯一权威性电力交易机构，而中长期交易只允许在同 一价区内进行。北欧区域电网采取跨国交易计划统一编制、各国分区平 衡的方式。北欧交易所组织日前市场平衡绝大多数电力供需，编制跨国 跨价区交易计划并下发给各国电力调度机构执行；各国电力调度交易机 构负责执行本国各价区内部的中长期合约。实时运行阶段，价区间传输 阻塞和价区内的功率瞬时平衡，由各国电力调度机构运行本国实时平衡 市场的方式解决。 可以看出，国外典型电力市场都有完善的市场结构，通过远期、现 货、平衡市场相互结合，可以解决不同时间尺度上的交易需求。日前、 日内的电力电量平衡问题主要通过平衡/现货市场解决。 表 4- 1 国外典型电力市场机制对比 市场 市场模式 中长期市场 日前市场 日内市场 实时市场 美国 PJM 电力市场 集中式 √ √ √ √ 英国电力市场 分散式 √ √ √ √ 北欧电力市场 偏混合 √ √ √ √ 国外成功的电力市场对于西北地区电力交易机制的建设有很大的 参考价值。国外交易机制市场模式健全，形成了中长期、短期和实时相 结合的完备的交易机制。市场阻塞、功率平衡等问题均可通过市场机制 予以解决。在几种典型电力市场模式中，北欧模式采取分区平衡的区域 市场模式，与中国国家电网下设几个区域电网以及区域电网内部再设立 分省电网的形式较为相似。在市场模式的建立和交易机制的设置方面可 以予以借鉴和参考。采用“国家和省”或“国家、大区和省”分级市场 31 结构模式，构建统一市场，打破省间壁垒。但在机制建设中也不能完全 照搬国外的交易模式。西北地区电力交易机制的建设需要根据国外经 验，结合西北地区实际情况，稳步进行。 4.1.2 我国跨省跨区交易规则 自 2015 年 9 号文颁布，中国开启了新一轮的电力市场改革。在电 力交易方面，近年来不仅逐步细化了中长期交易的实施办法，还尝试探 索了现货交易等短期市场化交易方式。 随着我国近年来跨省跨区电力输送通道的逐步建设，跨省跨区输送 电量越来越多。跨省跨区输电对于电力优化配置越来越重要。针对这一 现状，国家多个部门、单位制定了跨省跨区电力交易的相关规则。 能源局于 2016 年 12 月颁布了《电力中长期交易基本规则》，明确 了在各省区交易平台开展的跨省跨区中长期交易规则。2018 年 2 月北京 电力交易中心针对在其平台开展的跨省中长期交易制定了《北京电力交 （报送稿） 易中心省间电力中长期交易实施细则》 。除中长期交易外，针 对目前三北地区弃风弃光严重的问题，北京交易中心于 2017 年 8 月颁 布了《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则》，国家电网 开始试行针对富余可再生能源的跨区现货交易。在日前和日内环节，如 果送端电网调节资源已经全部用尽，各类可再生能源外送交易全部落实 的情况下，当水电、风电、光伏仍有富余发电能力，预计产生的弃水、 弃风、弃光电量可以参与跨区域现货交易。这一机制实施，不仅丰富了 我国电力市场短期交易的手段和品种，而且直接针对富余可再生能源的 32 交易措施，可以有效促进可再生能源的消纳。除此之外，借鉴国外电力 市场中较为成功的配额制机制，能源局于 2018 年提出了《可再生能源 》 电力配额及考核办法（征求意见稿），开始考虑采用配额制机制进一步 促进可再生能源的合理发展和地方电源结构的优化配置。主要规则文件 梳理如下表所示： 表 4- 2 全国跨省跨区交易机制规则文件 序 颁发机 文件名 范围 性质 内容 时间 执行时间 号 构 适用范围包括 在各省区交易 电力中长期交易 交易 2016.1 发布日起， 1 全国 平台开展的跨 能源局 基本规则（暂行） 规则 2 有效期 3 年 省跨区中长期 交易 北京电力交易中 适用于北京交 心省间电力中长 北京电 交易 易中心开展的 2018.2 试 2 期交易实施细则 全国 2018.1 力交易 规则 跨省中长期交 运行 （暂行）（报送 中心 易 稿） 跨区域省间富余 适用于可再生 北京电 可再生能源电力 交易 发布日起 3 全国 能源跨省跨区 2017.8 力交易 现货交易试点规 规则 有效期 1 年 现货交易 中心 则（试行） 各省可再生能 可再生能源电力 考核 源配额、考核办 发布日起 4 配额及考核办法 全国 2018.3 能源局 办法 法及其计算方 实行 （征求意见稿） 法 可再生能源电力 上述内容编制 5 配额及考核办法 全国 说明 2018.3 说明 编制说明 上述我国跨省跨区交易机制规则分别针对中长期、短期交易方式都 做了明确的规定。上述交易规则在交易类型、交易品种以及交易的流程 均有各自不同的侧重点，下面对各条交易机制的特点进行总结和分析： 1） ： 《电力中长期交易基本规则》 a）省内交易于跨省跨区交易次序可根据情况安排，各地区可根据自 33 身情况确定优先顺序； b）采取预挂牌和紧急支援交易制度。在发展现货交易前的电力市 场，有利于保持系统平衡稳定运行，适应新能源出力的不稳定性； c）同类型交易执行的优先级划分中，优先跨省跨区交易以及新能源 交易。 2） 》 《北京电力交易中心省间电力中长期交易实施细则（暂行） ： a）新能源直接交易有对应时段对应容量的优先发电权； b）规则考虑了抽蓄电站。抽蓄电量交易在一定程度上可以消纳富 余的新能源，同时也可以提供调峰； c）新能源预挂牌交易针对新能源低谷电量，能更好利用不同时段的 新能源； d）新能源发电企业因自身少发时需要交付考核费用，在一定程度 上促进新能源企业提高自身预测精度。 3） ： 《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则》 a）当省内调节资源用尽，新能源外送交易全部落实的情况下，若可 再生能源仍有富余，可对预计弃水、弃风、弃光电量进行现货交易，能 进一步利用可再生能源的发电能力； b）偏差电量调整时，优先调整火电，滚动调整月计划，已成交的 可再生能源现货交易量不变，能促进可再生能源现货交易的积极性； c）明确了新能源富余发电能力的界定原则，便于操作； 4） ： 《可再生能源电力配额及考核办法》 a）通过配额制可以促进各地区新能源的消纳，给新能源的消纳设置 34 了一个最低保证，同时也促进当地新能源政策的发展和实施； b）可再生能源电力证书制度可作为一个新能源消纳的凭证，方便 配额制的管理。 从表 4-2 梳理的我国跨省跨区交易机制规则中可以看出，目前跨省 跨区电量交易以中长期为主，辅助以短期现货交易。同时，随着新能源 配额制政策的逐步完善、推行，将进一步促进新能源的消纳。 4.2 西北地区跨省跨区交易机制分析 为了更好的提升新能源消纳，需要对西北地区现有的跨省跨区交易 机制进行分析。目前西北地区跨省跨区交易机制包括中长期和短期交易 两种形式，其中跨省和跨区中长期交易均包括双边协商、优先发电和计 划电量等多种交易方式，跨区短期交易主要为富余可再生能源现货交易 机制，跨省短期交易包括框架协议、电量置换交易等形式。交易机制结 构图如下图所示。 跨区交易 跨省交易 双边交易 双边交易 中长期交易 计划电量 计划电量 富余可再生能 框架协议 短期交易 源现货交易 置换电量 图 4-4 西北地区现行交易机制结构图 现行的中长期交易机制主要根据能源局颁布的《电力中长期交易基 35 本规则》，其中对双边交易、计划电量、优先发电等方面做了详细的规 定。短期交易中跨区交易执行的是北京交易中心与 2017 年 8 月颁布的 《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则》。跨省交易机制 中的框架协议类似于双边协议的运行机制，电量置换则为解决西北地区 省间互济的需要而设立的地区特色的交易机制，具体如下表所示： 表 4- 3 西北地区交易机制现状 交易周期 适用范围 西北地区现状 相关政策 跨区交易 双边交易 中长期交易 电力中长期交易基本规则 计划电量 跨省交易 跨区域省间富余可再生能源电 跨区交易 现货竞价交易 力现货交易试点规则 短期交易 框架协议 跨省交易 置换电量 下面将对现行的中长期和短期中不同交易机制的交易流程和实施 效果等方面进行具体的研究和分析。 1）跨省跨区中长期交易 跨省跨区中长期交易包括双边协商、优先发电和计划电量等方式， 送受端省份签订双边协议，可以锁定交易电量，稳定电价。中长期交易 根据不同时间尺度可以划分为多年、年度、季度、月度、多日交易等， 通常以年度和月度交易为主。一般的交易时序安排为：先进行年度交易， 再进行月度交易。年度交易先确定优先发电，落实国家计划、地方政府 协议送电量，然后再开展年度双边交易，年度交易后剩余购电需求则作 为基数电量，即计划电量；月度交易则在年度交易分解到月的基础上进 行，流程与年度交易类似，月度发电安排根据各年度合同中约定的月度 电量分解安排和各类月度交易成交结果形成。对于发电侧的偏差电量， 36 采用按月滚动调整的方式进行平衡。 中长期交易作为锁定交易电量，稳定电价的交易方式，涵盖了大部 分的发电量。优先发电保证了国家计划和地方政府协议的送电量的优先 执行，首先确保了国家能源发展战略的落实，使清洁能源得以优先送出， 以及地方政府间的发展规划。 但是，在现有的中长期交易机制下，未必能充分利用全网的新能源 消纳能力。双边协商交易的确能引入市场化竞争，给交易双方提供更自 由的选择，但在优先发电和计划电量的制约下，市场的资源调节能力可 能未能体现。在此基础上，需要完善现有的交易机制，逐步缩减计划电 量的比例，开放市场竞争。同时，由于新能源出力难以提前准确预测， 无法深度参与到中长期电力合约中。目前西北地区中长期跨区外送合 约，新能源外送电量仅占约 30%。因而中长期交易机制在确定交易曲线 时，应更加贴合新能源出力特点。同时随着省间互济能力不断加强，邻 省电源可以考虑作为本省的备用支撑，在系统可靠性得到保证的情况下 可以进一步加大新能源在外送电量的占比，提高新能源消纳能力。 2）跨省跨区短期交易 （1）跨区短期交易 目前的跨区短期交易主要为富余可再生能源现货交易，当各省份的 可再生能源存在富余时，可向国调申报参与日前或日内环节的现货市场 交易。富余可再生能源现货交易的交易对象为送端电网本地调节资源用 尽和外送交易全部落实的情况下的富余发电能力，对此甘肃对富余新能 源电量的定义为某一时刻省内考虑断面安全约束的新能源日前预计划 37 曲线大于新能源消纳空间发电曲线的部分。这种现货交易类似于美国的 联络线交易，在统一的交易平台上，由于富余可再生能源电价较低，各 省大部分的交易需求都可以满足，从而可以大大减少新能源弃电量，利 于新能源消纳。从实施效果上看，2017 年通过这一灵活交易机制将跨区 输送的新能源消纳量提升了 19.1%。 但是目前的跨区现货也可能存在一些不足。由于出清方式的特点， 跨区现货交易的出清结果是离散的，这可能会导致跨区直流输电计划频 繁波动，加大跨区直流的运行风险和运维成本。同时，由于目前市场主 体主要为电网公司，加上地方政府省间壁垒的影响，市场活跃度未能充 分释放。因此，跨区现货交易需要进一步完善出清机制，形成考虑跨区 通道波动的出清结果，使跨区直流功率计划尽量平滑；同时还有进一步 完善市场监管机制和开放市场，消除省间壁垒，让更多市场主体参与交 易，充分释放市场活跃度。 （2）跨省短期交易 跨省短期交易包含框架协议、电量置换交易等形式。其中框架协议 是不同省份间提前签订一份长期锁定交易价格的框架协议，具体短期交 易时仅处理交易电量。电量置换是需求省份根据实际运行及新能源消纳 需求向目标申请电量输送，但交易电量不直接进行实际结算，而是在月 度结算前完成反向输送电量的回补，这样就形成一次电力的等量置换， 无需产生交易结算。通过这一系列的交易，可以在很大程度上发挥西北 网调的职能，提升新能源消纳。 但这种跨省交易主要依赖于西北网调的执行能力，未必能体现市场 38 的调节能力，西北地区可能缺乏一个统一竞争的交易平台。西北地区各 省的新能源消纳情况特点各不相同，一些省份新能源装机较大，仍存在 较大消纳压力，而另一些省份传统能源装机较大，新能源消纳能力仍有 剩余。为充分利用西北地区本地的新能源消纳能力，参考跨区域省间富 余新能源现货交易，西北地区也可增加跨省富余新能源现货交易，充分 利用本区域内资源，提升新能源消纳。 39 5 西北地区促进新能源消纳的跨省跨区交易机制研究 随着西北地区新能源装机占比的不断增高，新能源消纳的压力不断 增大。在负荷没有大幅增长的情况下，需要寻求更加完善和灵活的市场 机制来促进新能源的有效消纳。 西北地区目前已经拥有基本的中短期相结合的跨省跨区市场交易 机制，已可以完成一定程度的交易需求。但跨省跨区交易机制仍不够完 善，未能充分发挥西北地区的新能源消纳能力。西北地区各省的新能源 消纳情况特点各不相同，一些省份新能源装机较大，仍存在较大消纳压 力，而另一些省份传统能源装机较大，新能源消纳能力仍有剩余。同时 现行中依然存在一些壁垒影响区域电力输送的发展，为了更好的实现能 源的优化配置，逐步打破现有的交易壁垒，充分利用西北地区本地的新 能源消纳能力，需要研究更加完善的跨省跨区交易机制。 5.1 西北地区促进新能源消纳的跨区交易机制研究 5.1.1 跨区电力交易机制设计 西北地区现行中长期与现货相结合的跨区交易机制已经较好的完 成跨区交易的基本需求。通过第 3 章分析可知，目前影响跨区交易进一 步发展的主要因素是落地省份的接收能力和接收意愿。在保证本地发电 企业效益和接收外送低价格电能相矛盾的情况下，我们考虑通过寻求灵 活的市场机制缓解交易壁垒[19-20]。 40 结合西北电网运行特点以及目前跨区输送存在的问题，综合考虑各 类市场交易方式的特性，建议在现有机制的基础上加入发电权交易，以 帮助打破省间壁垒促进新能源的消纳。具体综合交易机制如下图所示： 一级市场 中长期交易 短期交易 交 易 计划电量 种 类 二级市场 双边合约 发电权交易 富余可再生能 源现货交易 时间尺度 年 月 周 日前 日内 实时 图 5-1 跨区电力市场交易机制结构图 针对建议加入的中长期发电权交易机制，下面将从机制对西北地区 的适用性、机制的实施方式和实施边界条件等方面分别对发电权交易机 制进行分析： 1）适用性分析 跨区发电权交易机制涉及到输送线路送端新能源机组和受端火电 机组。下面将结合西北电网跨区输送的特点从不同方面研究发电权交易 机制的适用性： （1）输送通道裕量充足 根据前文 2.1 节调研分析可知。目前西北地区跨区输送通道整体利 用率较高，但各线路均有一定的可用传输容量，可以在现有传输的基础 上进一步提升输送电量。因而跨区发电权交易具有实施的物理基础。 （2）受端地区火电机组占比高 西北地区外送直流通道主要送往中、东部山东、河南、浙江、湖南、 41 四川等负荷大省，而浙江、河南和山东省的电源结构中火电机组装机占 比均超过 80%，其中浙江省达到 95%，河南省 83%，山东省 82%。火电 机组占比高使得电网的电源端具有更多的调峰空间和灵活性，同时也具 备了发电权交易的市场基础。火电机组中部分机组由于建设时间较早， 机组容量小、技术落后，使得发电成本高企，利润率低。对于此类火电 机组，具有与新能源机组进行发电权交易的动力和潜力。新能源机组具 有发电边际成本低的特点，在保证成本的基础上将部分发电收益让利给 火电机组，可以有效保证火电机组效益，使火电机组具有参与市场交易 的积极性。同时也可以保证受端地区经济效益，缓解省间壁垒的影响。 图 5-2 跨区发电权交易示意图 （3）新能源发电边际成本低 通过前文 3.1 节分析可知，西北地区跨区输送的电能具有明显的价 格优势，落地电价均大幅低于当地火电上网电价。同时，考虑新能源机 组具有发电边际成本低的特性，对于将要弃置的新能源其市场价格会进 一步下降。参考短期富余新能源现货交易的价格，大部分新能源机组的 市场报价在 0.1~0.2 元/kWh，甚至有部分地区试点的局部新能源发电权 交易中，有参与交易的新能源机组报价为 0，依靠补贴回收成本。从这 些情况可以看出，西北地区的新能源机组具有开展发电权交易的价格基 础。 （4）可再生能源配额制逐步开展 42 在节能减排的发展形势下，目前能源局《可再生能源电力配额及考 核办法》正在征求意见阶段。随着这一政策的逐步推行，通过发电权交 易购入外省清洁能源替代火电机组发电完成配额指标将成为重要的能 源优化配置方式。 综合上述四点不同角度的分析，西北跨区输送交易机制在现有中长 期双边协商为主的基础上，加入发电权交易机制具有良好的可行性。西 北地区新能源可与外送通道落地省份的火电机组逐步尝试开展跨区域 发电权交易。发电权交易可以挖掘跨区输送受端省份的接纳能力，在保 证新能源和停发火电机组双方利益的基础上，进一步促进新能源消纳。 加入发电权交易后，西北地区的跨区交易机制将更加完善。 表 5- 1 西北地区跨区交易机制 交易周期 交易机制 机制现状 特点 双边交易 实际运行 锁定主要基础电量 计划电量 中长期交易 突破省间壁垒，实现送端新能源 发电权交易 建议补充 机组和受端火电机组共赢 短期交易 现货竞价交易 实际运行 短期灵活消纳新能源 2）实施方案 课题提出的跨区发电权交易主要针对于跨区输送中送端地区新能 源机组与受端地区火电机组进行的发电权的转让交易。下面将对机制具 体实施的要点进行研究。 （1）交易类型 交易期限：中长期交易，分为年度、季度、月度。 交易组织方式：初期为双边协商交易，逐步实施后可开展集中撮合 交易和挂牌交易。 43 （2）市场成员 市场成员包括市场交易主体、电网运营企业和市场运营机构三类。 其中市场交易主体包括各类发电企业，分为替代方和被替代方。 市场交易主体--被替代方：跨区交易受端省份拥有计划电量或者合 约电量的火电机组。 市场交易主体--替代方：跨区交易送端省份（西北五省）可再生能 源发电机组。 电网运营企业：发电权替代交易的输电方，保障输配电设施的安全 稳定运行，为市场交易主体提供公平的输配电服务、电网接入服务和售 电服务；按规定披露和提供电网相关信息；按规定收取输配电费，代收 代付电费和政府基金及附加等。 市场运营机构：指电力交易机构。负责管理市场交易主体的注册、 注销、变更；负责组织开展年度、季度、月度交易；负责交易合同及协 议管理；负责编制月度交易计划；负责交易电量抄录、结算和统计分析； 负责发布电力市场信息；经授权对市场采取干预措施；负责电力交易平 台（含电力市场交易运营系统，简称交易运营系统）的管理；负责执行 有序用电方案；负责发电侧计量关口点和计量装置管理；负责交易相关 业务咨询。 跨区发电权交易应由跨区电力交易中心负责组织，各区域和省电网 公司组织省内发电企业参与交易，发电企业按照交易规程参与交易披露 信息。 （3）交易价格 44 交易价格包含电网结算电价、替代方所得电价和被替代方所得电价 等。 替代方所得电价 = 替代方与被替代方所签订的合约价格。 被替代方费用结算 = 电网结算电价 – 支付替代方的合约价格 （4）交易流程 a)双边协商交易：替代双方自由选择交易对象，自主协商年度发电 权替代交易意向，同时综合考虑各种可能中标的交易合同电量后，经交 易中心调度机构安全校核后，双方按照安全校结果签订合同(或协议)并 执行。协议应包括交易电量、执行时段和电价。 b）集中撮合交易：首先通过电力交易运营平台申报交易需求（包 含交易执行时间、电量、价格），由电力交易运营平台按照选定的出清 方法（可考虑高低匹配出清、统一边际出清）进行预出清计算，确定发 电权替代交易双方(替代方和被替代方)主体参与交易电量和电价，形成 无约束交易结果(预出清)，经电力调度机构安全校核后形成有约束出清 (交易结果和正式出清)，各方依据交易结果签订发电权替代交易合同(或 协议)，落实中标交易电量、电价并执行。 3）机制实施边界条件 发电权交易在运行过程中，具体的实施效果需要涉及到三方面因 素：第一是新能源机组可参与交易的发电出力，第二是被替代的火电机 组可让出的发电出力，第三是通道的可用输送能力裕度。这三点因素都 将对最终的交易结果产生影响，因而交易机制实施的边界条件可以按照 这三方面的最小量进行评估。具体如下式所示： 45 Q F K min( P  Pi,T ,act * i ,  Ck ,r ) i , N , plan *， （5-1） i =1 i =1 k =1 式中，Q 和 F 分别为新能源弃风弃光省份和新能源消纳能力富余省 份的集合， Pi , N , plan 为省 i 新能源计划出力，α为新能源计划出力参与发 电权交易所占比例， Pi ,T ,act 为省 i 火电实际出力，βi 为火电实际出力参 与发电权交易的比例，K 为 Q 与 F 间输电通道的集合，Ck ,r 为通道 k 的 剩余容量。式中第一部分为可参与交易的新能源发电出力。第二部分为 可参与发电权交易的火电机组出力。第三部分为输送通道可用容量裕 度。 5.1.2 跨区电力交易机制运营流程 根据前一节研究，建议西北地区跨区交易机制在中长期交易的二级 市场中加入发电权交易机制，以帮助突破省间壁垒，在保证受端省份利 用小时的情况下，促进西北地区新能源的消纳。 完善后的西北地区跨区电力市场交易机制包含中长期交易市场和 短期交易市场。其中中长期交易市场包含双边协议、计划电量和发电权 交易三个子市场，短期交易为富余可再生能源现货交易。具体运营周期 如下图所示： 46 中长期交易 日前计划 --双边交易 日内现货 --计划电量 交易出清 --发电权交易 日前现货 交易出清 执行计划 合约分解 开机方式 日内调整 修改日前 计划 年 月 周 日前 日内 实时 图 5-3 跨区电力市场交易机制运营流程 （1）中长期交易 跨区中长期电力交易市场主要开展多年、年、季、月周等日以上的 电力交易，包含有双边协议、计划电量和发电权交易等不同形式。 双边协商交易买卖双方通过协商交易电量、电价，形成双边协商交 易初步意向后经安全校核和确认后签订购售合同。一般交易电量大，是 交易电量的主要组成部分。 计划电量（含优先发电）一般为落实国家计划、政府间协议等方式 确定。执行方式与双边协商交易基本相同。 发电权交易是为促进新能源消纳实现互利共赢，由跨区输送送端新 能源机组替代受端火电机组发电。 交易流程：a)确定年度优先发电;b)开展年度双边交易和年度发电权 交易。完成年度交易后经安全校核，于 12 月底前将结果汇总发布;c）开 展月度交易。在年度合同分解到月的基础上，如果仍有交易需求，开展 月度双边交易和发电权交易。 （2）短期交易 短期交易包含从日前（T-1）开始一直到实际运行前（T）的市场交 47 易机制。调度机构一般会根据中长期交易的结果在日前确定系统下一日 的计划开机运行方式，在日内和实时环节考虑系统实际运行情况和最新 的交易结果再进行日内的调整。 跨区交易机制中，短期交易主要实施富余可再生能源现货交易机 制。该交易机制包含日前和日内交易。a)日前环节：调度中心根据年度、 月度交易曲线确定次日发电计划。送端可再生能源企业上报发电计划并 经调度校核；受端调度上报购电计划并校核。国调汇集购售双方申报信 息进行出清，并校验交易结果，确认无误后编入次日计划。b)日内环节： 购售双方申报后，国调组织日内出清并校核，随后下发交易结果，各地 方调度修改发电计划并执行。 5.2 跨省输送电力交易机制研究 目前西北地区跨省交易机制以中长期交易为主，短期交易作为补 充，其中中长期交易均包括双边协商、优先发电和计划电量等多种交易 方式，跨省短期交易则包括框架协议、电量置换交易等形式。西北地区 现行交易机制促成了西北各省间频繁的电力交易，有效提升了西北地区 各省间资源调节的灵活性。但省间交易电量不大，西北地区省间互济仍 有很大潜力有待开发。通过第 3 章分析可知，目前影响西北地区跨省交 易进一步发展的主要因素也是落地省份的接收能力和接收意愿。在经济 发展和接收邻省低价电能相矛盾的情况下，我们考虑从市场机制上寻求 灵活性建议缓解省间壁垒。 结合西北电网运行特点以及目前西北省间互济存在的问题，综合考 48 虑各类市场交易方式的特性，建议在现有机制的基础上加入中长期省间 发电权交易和短期省间富余新能源现货交易，以帮助打破省间壁垒，利 用西北地区内部资源促进新能源的消纳。具体综合交易机制如下图所 示： 一级市场 中长期交易 短期交易 交 易 计划电量 种 类 二级市场 双边合约 发电权交易 省间框架协议 省间富余新能 源现货交易 时间尺度 年 月 周 日前 日内 实时 图 5-4 跨省电力市场交易机制结构图 5.2.1 跨省中长期交易机制设计 针对西北电网的运行情况和目前西北地区的中长期交易机制，建议 在现有中长期交易机制的基础上加入省间发电权交易。下面从不同方面 分别对这一机制进行分析： 1）适用性分析 跨省发电权交易机制涉及到输送线路送端新能源机组和受端火电 机组。下面将结合西北电网省间互济的特点从不同方面研究发电权交易 机制的适用性： （1）输送通道裕量充足 根据前文 2.1 节分析可知，目前西北地区省间传输通道普遍均维持 49 在低负载率，大部分通道仍然具有较大容量空间。因而具有实现跨省发 电权交易的物理基础。 （2）受端地区火电机组占比高 西北地区各省资源分布不均衡，电源结构也有很大差异。不同的电 源结构将对电网运行方式产生很大影响。2017 年西北地区各省份发电情 况如下图所示： 图 5-5 2017 年西北地区各省电源发电情况对比 图中显示，西北地区新能源发电量主要在甘肃、新疆、宁夏，而陕 西、宁夏、新疆发电量以火电机组为主。火电发电量占比高的地区具有 更高的灵活性和更大的调峰能力，具备发电权交易空间。在调峰压力增 大的情况下，可以通过省间发电权交易，置换邻省新能源机组，在保障 火电机组利益基础上，促进新能源的消纳。对于部分建设时间较早的火 电机组，由于灵活性改造困难和机组容量较小等原因，发电运行和启停 成本较高，造成利润率较低的情况。面对成本较低的新能源电能，此类 火电机组都有进行发电权交易的意愿和能力。同时，通过发电权交易， 也能使受端地区火电机组获得部分发电收益，平衡新能源机组和火电机 50 组之间的利益，同时保证当地经济效益，在一定程度上打破了省间交易 壁垒。 （3）新能源发电边际成本低 根据 3.2 节的分析，西北地区新能源充裕地区的电能具有明显的价 格优势，落地电价均大幅低于当地火电上网电价。西北地区新能源分布 广泛，属于能源富集区域。同时近年来部分时段有较高的弃风弃光率， 由于新能源机组具有边际成本低特点，使得将要弃置的新能源的市场价 格往往较低，这部分价格具有很强的经济性，配合中长期的跨省发电权 交易机制，不但能使本来将要弃置的新能源获取收益，还能有效降低用 户的用电成本。 （4）优先区域内资源优化配置 中国的资源与负荷分布严重不均衡，需要通过跨省跨区输送电能进 行大范围资源配置。而西北地区各省的能源结构也具有较大差异，对于 火电机组，各省电源结构中陕西、宁夏和新疆的火电机组装机占比较高， 分别为 87.66%、81.70%和 76.46%，西北地区内部仍有很大的新能源消 纳潜力。合理优先利用区域内消纳潜力，一方面能充分调用区域内资源 进行优化配置；另一方面也减轻了跨区长距离消纳新能源的压力。 （5）可再生能源配额制逐步开展 如上一节所述，在节能减排的发展形势下，可再生能源配额制政策 逐步推行，通过发电权交易购入外省清洁能源替代火电机组发电完成配 额指标将成为重要的能源优化配置方式。 综合上述五点不同角度的分析，西北跨省中长期交易机制在现有双 51 边协商为主的电能交易的基础上，加入发电权交易机制具有良好的可行 性。西北地区各省有消纳困难的新能源可与相邻火电比例较高省份的火 电机组逐步尝试开展跨省发电权交易。发电权交易可以进一步挖掘西北 地区本地的新能源接纳能力，在保证新能源和停发火电机组双方利益的 基础上，促进新能源消纳。发电权交易完善了西北地区的现有的跨省中 长期交易机制。 表 5- 2 西北地区跨省中长期交易机制 交易周期 交易机制 机制现状 特点 双边交易 实际运行 锁定主要基础电量 计划电量 中长期交易 突破省间壁垒，实现送端新能源 发电权交易 建议补充 机组和受端火电机组共赢 2）实施方案 课题提出的跨省发电权交易主要针对于西北地区跨省输送中送端 地区新能源机组与受端地区火电机组进行的发电权的转让交易。机制具 体实施的要点与跨区发电权交易基本近似，具体参考上节内容，不再陈 述。 3）机制实施边界条件 发电权交易在运行过程中，具体的实施效果需要涉及到三方面因 素：第一是新能源机组可参与交易的发电出力，第二是被替代的火电机 组可让出的发电出力，第三是通道的可用输送能力裕度。这三点因素都 将对最终的交易结果产生影响，具体实施边界条件与跨区发电权交易基 本近似，具体参考上节内容，不再陈述。 52 5.2.2 跨省短期交易机制设计 针对西北电网的运行情况和目前西北地区的短期交易机制，建议在 现有短期交易机制的基础上加入省间富余新能源现货交易。同时结合西 北地区青海省水电占比大的特点，建议设立青海水电错峰调节的机制。 表 5- 3 西北地区跨省短期交易机制 交易周期 交易机制 机制现状 特点 框架协议 跨省交易 通过调度职能提升新能源消纳 置换电量 省间富余新能 突破省间壁垒，实现送端新能源 短期交易 建议补充 源现货交易 机组和受端火电机组共赢 利用水电一定程度的灵活性，进 水电错峰调节 建议补充 行日内的错峰调节 1）省间富裕新能源现货交易机制 省间富余新能源现货交易机制借鉴跨区交易的可再生能源现货交 易机制（因主要弃电问题发生在风电、光电，因而在这里结合西北地区 现状，只考虑新能源的现货交易），针对即将弃置的新能源开展短期现 货交易。考虑下面从不同方面分别对这一机制进行分析： 跨省富余新能源交易机制涉及到输送线路送端新能源机组和受端 火电机组。下面将结合西北电网省间互济的特点从不同方面研究发电权 交易机制的适用性： （1）适用性分析 a）输送通道裕量充足 根据前文 2.1 节分析可知，目前西北地区省间传输通道普遍均维持 在低负载率，大部分通道仍然具有较大容量空间，能够应对现货交易结 果所带来的波动影响，因而具有实现跨省现货交易的物理基础。 53 b）各省新能源日出力特性差异 从 1.2 节的分析可以看出，西北地区各省新能源日内集中出力时段 存在差异，一些省份新能源无法消纳的时候邻省可能仍有较大消纳空 间。如夏季典型日时候，甘肃、新疆新能源难以消纳，陕西、宁夏火电 仍有较大下调空间；冬季典型日时候，甘肃夜间新能源消纳困难，陕西、 宁夏火电下调空间较大。因此，各省新能源的日出力特性上的差异为省 间现货交易提供了可行性。通过开展省间富余新能源现货交易，可以实 现省间互济，促进消纳。 c）受端地区调峰能力强 从上一节的分析可知，西北地区新能源发电量主要在甘肃、新疆、 宁夏，而陕西、宁夏、新疆发电量以火电机组为主。火电发电量占比高 的地区具有更高的灵活性和更大的调峰能力。可以针对短时的出力变化 进行调整，消纳现货交易的新能源电力。 d）新能源发电边际成本低 西北地区新能源充裕地区的电能具有明显的价格优势，落地电价均 大幅低于当地火电上网电价。由于新能源自身出力具有不确定性，参与 富余新能源现货交易的新能源电量通常为发电计划中将要弃置的部分， 相当于零发电成本，因而其市场价格往往非常低，具有很强的经济学， 配合跨省富余新能源现货交易机制，不但能使本来将要弃置的新能源获 取收益，还能有效降低用户的用电成本。 e）可再生能源配额制逐步开展 如上一节所述，在节能减排的发展形势下，可再生能源配额制政策 54 逐步推行，通过富余新能源现货交易购入外省清洁能源替代火电机组发 电完成配额指标将成为重要的能源优化配置方式。 综合上述五点不同角度的分析，在西北跨省短期交易机制在现有框 架协议、电量置换交易为主的电能交易的基础上，加入省间富余新能源 现货交易机制具有良好的可行性。西北地区各省在即将发生新能源电量 弃用的时段与相邻火电比例较高且有剩余调峰容量省份的火电机开展 省间富余新能源现货交易。省间富余新能源现货交易完善了西北地区的 现有的跨省短期期交易机制，在保证新能源和火电机组双方利益的基础 上，促进新能源消纳。 （2）实施方案 省间富余新能源现货交易主要针对于西北地区跨省交易中送端地 区新能源机组的将要弃用电量与受端地区电网或火电机组进行的现货 竞价交易。交易机制借鉴北京交易中心现行的跨区域省间富余可再生能 源现货交易机制，下面将对机制具体实施的要点进行研究。 a）交易类型 交易期限：现货交易，分为日前和日内现货交易。其中日前交易每 日按 96 个时段进行；日内交易按五个交易段（0:15-8：00、8:15-12：00、 12:15-16：00、16:15-20：00、20:15-24：00）进行。 交易组织方式：集中撮合交易。 b）交易对象 送端电网弃风、弃光电能。 定义：当送端电网调节资源已经全部用尽，各类新能源外送交易全 55 部落实的情况下，风电、光伏仍有富余发电能力时预计产生的弃风、弃 光电量。 界定原则：当某一时刻省内考虑断面安全约束的新能源日前预计划 曲线大于新能源消纳空间发电曲线时，新能源电站富余发电能力曲线为 新能源电站申报发电预计划曲线与省调下发的新能源消纳发电曲线之 差。 c）交易主体 卖方：送端电网内风电和光伏等新能源发电企业。 买方：受端电网企业、大用户、售电公司和火电企业；初期受端电 网企业可以代理电力用户和售电公司参与。 d）交易价格 输电电价：按照最优交易路径（输电费用最低）确定唯一的输电电 价。由买方按照交易路径承担输电电价和线损折价。 送端电网企业和受端购电主体的结算电量费用： 结算电量费用 =日前交易电量×日前价格 +日内交易电量×日内价 格-减发电量×标杆电价+增发电量×标杆电价 e）出清方式 西北地区省间富余新能源现货交易采用考虑通道安全约束的集中 竞价出清机制，按时段出清。按照高低匹配的方式，将卖方报价按照从 低到高排序，将按照可能的交易路径折算到送端的买方报价按照从高到 低的顺序排序，按照买卖双方报价价差递减的原则依次出清。存在价差 相同的多个交易对按申报电力比例进行分配。 56 f）交易流程 在日前，双方根据发电预计划申报日前交易“电力-电价”曲线以及 次日日内交易报价。日内交易由西北网调，形成考虑通道安全约束和交 易品种的联合出清结果，经安全校核后下发相应调度机构执行。日内交 易在发电前一小时由西北网调集中出清，经安全校核后下发相应调度机 构执行。 （3）机制实施边界条件 富余新能源现货交易在运行过程中，具体的实施效果需要涉及到三 方面因素：第一是新能源机组可参与交易的发电出力，第二是可短期调 节的发电出力，第三是通道的可用输送能力裕度。这三点因素都将对最 终的交易结果产生影响，因而交易机制实施的边界条件可以按照这三方 面的最小量进行评估： Q F K min(（Pi , N , q -Pi , N , r）* i ,  (Pi ,T ,act − Pi ,T ,r )* i . C p , r） （5-2） i =1 i =1 k =1 Pi , N ,q Pi , N ,r 式中， 为省 i 新能源弃电量， 为省 i 新能源参与发电权部分，  i 为新能源弃电量参与现货交易的比例，Pi ,T ,r 为省 i 火电参与发电权交易 部分。式中第一部分为可参与交易的发电出力，即剔除了参与发电权交 易后仍将弃置的新能源出力。第二部分为可提供短时调峰的火电机组， 即剔除了参与发电权交易的火电机组后仍可提供调峰电量的机组。第三 部分为输送通道可用容量裕度。 2）水电错峰调节 （1）适用性分析 青海省火电资源占比很少，通过火电调峰可消纳的新能源空间有 57 限。但青海省水电装机占比较高，在不影响水电日流量的基础上，可通 过错峰发电协助邻省新能源消纳。 水电的出力受到上下游等多因素的制约，因此考虑青海错峰发电主 要在日内进行，计及到水电日流量约束，在邻省新能源消纳困难时段下 调青海水电出力，帮助邻省消纳新能源，而在其他时段邻省新能源消纳 压力较轻时，下调邻省出力，上调青海水电出力，保障青海水电日流量 平衡。青海错峰发电可以有效减轻本省及邻省新能源消纳压力。 （2）实施方案 因为水电错峰调节不涉及报价和竞价过程实施过程较为成熟，主要 为新能源消纳困难省份提出需求，青海省提供错峰调峰支持，按照调节 电量，当日（或约定时间期限内）新能源消纳压力少的时段回补。 （3）机制实施边界条件 水电错峰调节在运行过程中，具体的实施效果需要涉及到三方面因 素：第一是青海水电机组机组可参调节的发电出力，第二是可短期调节 的发电出力，第三是通道的可用输送能力裕度。这三点因素都将对最终 的交易结果产生影响，因而交易机制实施的边界条件可以按照这三方面 的最小量进行评估： Q min( ( Pi , N ,q -Pi , N ,r -Pi , N ,s )*  i , P青, H ,act * ，C青,r ) i =1 （5-3） 式中， Pi , N ,s 为省 i 新能源参与现货交易部分， P青, H ,act 为青海水电实际 出力。式中第一部分为式中需要参与调解的新能源发电出力，即剔除了 参与发电权交易和现货交易后仍将弃置的新能源出力。第二部分为可提 供错峰调节的水电机组出力。第三部分为输送通道可用容量裕度。 58 5.2.3 跨省电力交易机制运营流程 根据前一节研究，建议西北地区跨省交易机制在中长期交易的二级 市场中加入发电权交易机制，在短期交易中加入省间富余新能源现货交 易和水电错峰调节，以帮助突破省间壁垒，在保证受端省份利用小时的 情况下，充分利用西北地区本地新能源消纳潜力，促进新能源的消纳。 完善后的西北地区跨区电力市场交易机制包含中长期交易市场和 短期交易市场。期中中长期交易市场包含双边协议、计划电量和发电权 交易三个子市场，短期交易为富余新能源现货交易和框架协议（水电错 峰调节和电量置换不涉及交易结算，这里不做详细研究）。具体运营周 期如下图所示： 日前计划 --日内现货 中长期交易 交易出清 --双边交易 --日内框架 --计划电量 --日前现货 协议确认 --发电权交易 交易出清 --日前框架 执行计划 合约分解 协议确认 开机方式 日内调整 修改日前计 划 年 月 周 日前 日内 实时 图 5-6 跨区电力市场交易机制运营流程 （1）中长期交易 跨省中长期电力交易市场主要开展多年、年、季、月周等日以上的 电力交易，包含有双边协议、计划电量和发电权交易等不同形式。 双边协商交易买卖双方通过协商交易电量、电价，形成双边协商交 59 易初步意向后经安全校核和确认后签订购售合同。一般交易电量大，是 交易电量的主要组成部分。 计划电量（含优先发电）一般为落实国家计划、政府间协议等方式 确定。执行方式与双边协商交易基本相同。 发电权交易是为促进新能源消纳实现互利共赢，由跨区输送送端新 能源机组替代受端火电机组发电。 交易流程：a)确定年度优先发电;b)开展年度双边交易和年度发电权 交易。完成年度交易后经安全校核，于 12 月底前将结果汇总发布;c）开 展月度交易。在年度合同分解到月的基础上，如果仍有交易需求，开展 月度双边交易和发电权交易。 （2）短期交易 短期交易包含从日前（T-1）开始一直到实际运行前（T）的市场交 易机制。调度机构一般会根据中长期交易的结果在日前确定系统下一日 的计划开机运行方式，在日内和实时环节考虑系统实际运行情况和最新 的交易结果再进行日内的调整。 跨区交易机制中，短期交易主要实施框架协议、富余新能源现货交 易机制、电量置换交易和水电错峰调节。框架协议是不同省份间提前签 订一份长期锁定交易价格的框架协议，具体短期交易时仅处理交易电 量。电量置换及水电错峰调节是需求省份根据实际运行及新能源消纳需 求向目标申请电量输送，但交易电量不直接进行实际结算，而是在月度 结算前完成反向输送电量的回补，形成电力的等量置换。富余新能源现 货交易机制包含日前和日内交易。a)日前环节：调度中心根据年度、月 60 度交易曲线确定次日发电计划。送端新能源企业上报发电计划并经调度 校核；受端调度上报购电计划并校核。国调汇集购售双方申报信息进行 出清，并校验交易结果，确认无误后编入次日计划。b)日内环节：购售 双方申报后，国调组织日内出清并校核，随后下发交易结果，各地方调 度修改发电计划并执行。 6 跨省跨区交易机制实施效果分析 6.1 跨省跨区交易机制新能源消纳效果分析 西北地区新能源消纳困难，但省间传输通道输送容量充裕，利用上 节建立的市场交易机制，可进一步促进新能源消纳。下面针对前文介绍 的扩展的跨省交易机制可能产生的消纳效果进行分析研究： 1）夏季典型日的消纳效果 三种交易方式分层次逐步开展。首先进行中长期发电权交易。然后 在此基础上，在日前日内环节，先开展富余新能源现货交易，再开展青 海错峰发电。依照上节所建立的交易机制，进行消纳效果分析: 夏季典型日时，结合 1.2 节西北地区新能源消纳现状，和 5.2 节中 建立跨省交易机制，应由陕西、宁夏火电与甘肃、新疆新能源进行发电 权交易和现货交易，青海水电与甘肃、新疆新能源进行错峰发电。参与 三种交易的交易电量按照 5.2 节中机制边界条件进行评估。计算式中比 例参数选取方法为：新能源会受到断面受阻、接纳能力受阻和调峰受阻 等多方面因素制约而造成无法消纳。认为非断面受阻原因造成的新能源 61 弃电，可以一定程度上通过灵活的市场机制帮助消纳。所以新能源参与 交易的比例根据国网公司西北地区新能源消纳报告中各省份新能源受 阻电量中的非断面受阻部分所占比例来确定；火电参与交易比例根据西 北各省火电利用小时数与西北地区平均利用小时数对比得出。根据电力 市场的发展程度，参数分为市场交易比例高和交易比例低两种情况，具 体参数取值如下： 表 6- 1 夏季典型日参数选取 参数 α β陕 β宁 γ甘 γ新 ε 市场交易比例低 5% 3.5% 10% 23.82% 13.31% 20% 市场交易比例高 7% 5.5% 12% 28.82% 18.31% 20% 根据上述计算方法，可以得到夏季典型日下通过上节提出的交易方 式提升新能源消纳效果如下图所示： 图 6-1 夏季典型日下交易比例低时提升新能源消纳 图 6-2 夏季典型日下交易比例高时提升新能源消纳 62 可以看出，通过三种交易机制，新能源剩余省份甘肃和新疆的新能 源消纳量都有了很大的提升。不同交易机制提升新能源消纳量的百分比 如表 6-2 所示。通过这些措施可以使西北地区的弃风弃光率得到进一步 降低，具体效果如表 6-3 所示。 表 6- 2 不同交易机制促进西北新能源消纳提升的百分比 交易机制 发电权交易 现货交易 整体 市场交易比例 低 高 低 高 低 高 甘肃 4.15% 5.81% 10.69% 14.47% 14.84% 20.28% 新疆 5.27% 7.38% 7.42% 11.07% 12.69% 18.46% 总体 4.86% 6.80% 8.64% 12.34% 13.49% 19.13% 表 6- 3 交易机制对西北新能源弃电率影响 综合市场交易机制实 初始弃电率 弃电降低比率 施后弃电率 市场交易比例 低 高 低 高 甘肃 42.83% 34.35% 31.24% -8.48% -11.59% 新疆 44.89% 37.90% 34.73% -6.99% -10.17% 总体 44.15% 36.61% 33.46% -7.54% -10.69% 发电权交易和现货交易都对西北地区新能源消纳量的提升起到了 很大作用，其中省间现货交易的提升较为明显。而青海水电错峰发电由 于在新能源消纳压力相对减缓的时段需要上调青海水电出力以保证水 电日流量平衡，因而这些时段的新能源出力被下调，从日新能源总消纳 量上看并未起到提升作用，但能使新能源的出力曲线更贴近弃风弃光曲 线，使新能源出力在消纳压力较大的时候相对增大，在消纳压力小的时 候相对减小，更符合新能源消纳原则。 63 在提升西北地区新能源消纳的同时，提出的交易机制还对省间传输 通道产生了影响。 图 6-3 交易前后各输电通道曲线对比 各通道交易前后日平均利用率对比如下： 表 6- 4 省间通道交易前后日平均利用率对比 交易前 市场交易比例低 市场交易比例高 西电东送 13.64% 18.52% 21.44% 南电北送 22.67% 32.89% 37.17% 青海受电 21.92% 12.39% 9.22% 新疆受电 24.21% 19.34% 37.33% 通过省间发电权交易和省间富余新能源现货交易，西电东送、南电 北送通道和新疆受电的通道利用率都得到了提升。同时新能源消纳量也 得到了提升。而青海受电通道由于受电水电错峰发电的影响，通道曲线 收窄，整体利用率降低，但其本质是利于新能源消纳。 2）冬季典型日消纳效果 64 三种交易方式分层次逐步开展。首先进行中长期发电权交易。然后 在此基础上，在日前日内环节，先开展富余新能源现货交易，再开展青 海错峰发电。依照上节所建立的交易机制，进行消纳效果分析: 冬季典型日时，结合 1.2 节西北地区新能源消纳现状，和 5.2 节中 建立跨省交易机制，在下午以前的时段应由陕西火电、宁夏中午以前时 段的火电与甘肃、宁夏进行发电权交易和现货交易，青海水电与甘肃、 宁夏正午时段新能源和下午时段火电进行错峰发电。参与三种交易的交 易电量按照 5.2 节中机制边界条件进行评估。计算式中比例参数选取方 法为：新能源参与交易的比例根据国网公司西北地区新能源消纳报告中 新能源受阻电量里非断面受阻所占比例；火电参与交易比例根据西北各 省火电利用小时数与西北地区平均利用小时数对比得出。根据电力市场 的发展程度，参数分为市场交易比例低和市场交易比例高两种情况，具 体参数取值如下： 表 6- 5 冬季典型日参数选取 参数 α β陕 β宁 γ甘 γ宁 ε 市场交易比例低 5% 3.5% 10% 23.82% 40.15% 20% 市场交易比例高 7% 5.5% 12% 28.82% 45.15% 20% 根据上述计算方法，可以得到冬季典型日下通过上节提出的交易方 式提升新能源消纳效果如下图所示： 65 图 6-4 冬季典型日下市场交易比例低时提升新能源消纳 图 6-5 冬季典型日下市场交易比例高时提升新能源消纳 可以看出，通过三种交易机制，新能源剩余省份甘肃和新疆的新能 源消纳量都有了很大的提升。不同交易机制提升新能源消纳量的百分比 如表 6-6 所示。通过这些措施可以使西北地区的弃风弃光率得到进一步 降低，具体效果如表 6-7 所示。 表 6- 6 不同交易机制促进西北新能源消纳提升的百分比 交易机制 发电权交易 现货交易 青海错峰 整体 市场交易比例 低 高 低 高 低 高 低 高 甘肃 3.02% 4.23% 3.90% 4.72% 2.88% 2.95% 9.80% 11.89% 宁夏 0.28% 0.39% 0.34% 0.39% 2.59% 2.66% 3.21% 3.44% 总体 1.53% 2.36% 1.96% 2.36% 2.72% 2.79% 6.21% 7.29% 表 6-7 交易机制对西北新能源弃电率影响 66 综合市场交易机制实 初始弃电率 弃电降低比率 施后弃电率 市场交易比例 低 高 低 高 甘肃 16.96% 8.82% 7.09% -8.14% -9.88% 宁夏 6.71% 3.71% 3.50% -3.00% -3.21% 总体 11.68% 6.19% 5.24% -5.49% -6.44% 三种交易都对西北地区新能源消纳量的提升起到较明显的作用。由 于冬季典型日下西北地区弃风弃光情况相比夏季典型日较轻，因而新能 源消纳提升空间较小。同时由于新能源富余省份并非全天弃风弃光，在 其他时段火电仍有可下调出力，在青海错峰发电中可以通过下调其他时 段火电上调青海水电出力，使青海水电保证日流量平衡，对新能源消纳 的提升也起到了作用。 在提升西北地区新能源消纳的同时，提出的交易机制还对省间传输 通道产生了影响。 67 图 6-6 交易前后各输电通道曲线对比 各通道交易前后日平均利用率对比如下： 表 6- 8 各通道利用率对比 交易前 市场交易比例低 市场交易比例高 西电东送 29.05% 31.56% 32.28% 南电北送 14.60% 14.45% 14.60% 青海受电 47.18% 47.33% 47.29% 通过三种交易机制，西电东送通道利用率得到了提升。但南电北送 和青海受电的通道利用率没有太大的变化，这主要是由于青海水电错峰 的正反送电影响相抵以及本来通道曲线的正反向特性。尽管通道利用率 上没有太明显提高，但其本质是利于新能源消纳。 从上面对两种运行方式下交易效果的分析，可以看出，上节提出的 交易机制不仅能有效促进西北地区新能源消纳，对省间输电通道的利用 率率也有一定的改善。同时，在新能源弃风弃光严重的时候新能源消纳 的提升也较为明显。该交易机制可以作为西北地区现有交易机制的补 充，充分发挥市场的调节作用，促进西北地区新能源本地消纳。 6.2 跨省跨区交易机制参与各方收益分析 西北地区新能源发电资源丰富，同时新能源具有发电边际成本低的 特点。课题前述对跨区交易受端省份接受意愿分析可知，受端省份火电 机组占比较高。利用上节建立的跨区市场交易机制，可在促进新能源消 纳的同时平衡交易双方利润。下面针对前文介绍的扩展的跨区交易机制 可能产生的各方受益情况进行分析研究。 68 跨区发电权交易为受端地区火电交易与西北地区新能源机组进行 发电权的转让，新能源机组为保证火电机组效益需要支付火电机组一定 的转让费用。本地火电机组直接发电，其每度电的收益为上网电价与发 电成本的差额。因新能源机组的边际发电成本可以认为近乎于零，火电 机组将电量转让给新能源机组可以将其原本的发电成本转化为新能源 机组的收益。 西北区域有多条跨区交易交易线路，模拟交易机制运行效果，跨区 交易落地省份的火电机组上网电价选取各省份上网电价的加权平均价 格，经计算为 0.3976 元/kWh。火电机组的发电成本对不同地区、不同 电厂、不同机组均不相同，本课题采用 0.2500 元/kWh 的近似成本价格 代表各地区火电机组的平均发电成本。新能源机组的边际发电成本近似 为零，此处按照零元计算。跨区输送将产生跨区输电费用，根据课题第 三节调研，西北区域平均输电费用为 0.0803 元/kWh。进行跨区发电权 交易，如果保持受端区域火电机组收益不变，对比发电权交易前后结果 为： 表 6- 9 各通道利用率对比 火电机组收益 新能源机组收益 跨区传输费用 （元/kWh） （元/kWh） （元/kWh） 本地火电机组发电 0.1476 -- -- 跨区发电权交易 0.1476 0.1697 0.0803 通过对比分析可知，通过跨区发电权交易，火电机组收益不变的情 况下，减少煤炭的损耗和二氧化碳的排放，并使新能源机组获得收益， 达到多赢的局面。在实际运行中，各省的火电上网电价和火电机组的发 电成本不尽相同，交易的价格和各方受益会有一定的偏差。但去除跨区 69 传输费用后，交易双方均可受益的整体趋势不会发生变化。同时对于部 分发电成本较高的技术落后机组，开展发电权交易甚至可能在一定程度 上会提高其收益。对于整个电力发展而言，随之可再生能源发电技术的 不断成熟，同时对于低碳环保要求的不断提升，新能源的发电占比将逐 步上升。通过发电权交易让新能源逐步替代火电机组，在促进资源优化 配置的同时，也为发电端的发展和升级提供了一条可行的道路。 70 7 小结 西北地区资源丰富，在拥有良好的可再生能源基础上，近年来新能 源装机量仍保持快速增长，使得发电资源产生了较大富余。伴随着新能 源机组占比的的不断升高，产生了电源增长大幅领先负荷增长、新能源 机组无法准确预测、系统网络建设滞后电力无法送出等多方面问题。如 何有效消纳西北地区新能源，成为急需解决的问题。 本报告针对促进西北地区新能源跨省跨区交易机制开展了调研和 研究工作。项目首先调研了西北地区跨省跨区交易的现状，总结了交易 的特点。随后对西北地区新能源消纳现状进行了调研，发现西北地区目 前新能源消纳存在一定困难，并且在不同的典型时刻，西北地区新能源 消纳呈现出不同的问题。 项目为明确西北地区跨省跨区输送的潜力，对现有输送通道容量进 行了梳理和研究，分析输送通道容量的影响因素。通过分析发现跨省跨 区输送通道仍有较大空间，可进一步挖掘输送潜力。其中跨区输送通道 中灵宝直流、银东直流和天中直流的线路利用率较高，其他部分线路有 进一步提升空间。省间传输电量交易频繁，对省间电力互济起到很好的 支撑作用。但通道平均传输功率不大，有很大的输送空间可供挖掘。 项目研究跨省跨区输送的影响因素，对跨省跨区输送受端地区的接 受意愿进行了分析。跨区输送的受端地区可以通过直流通道接受低成本 电力，但同时接受能力会受到本地电网运行特点影响。跨省输送主要以 短期省间互济为主，省间壁垒存在成为影响省间电力输送的重要因素。 71 项目随后对跨省跨区交易机制进行了研究。首先调研了国外电力市 场模式，总结国外电力市场机制的特点。国外电力市场模式发展成熟， 有中长期、短期、实时等针对不同时间尺度的较为完善的交易机制，电 力平衡主要依靠市场方式予以调节。随后对国家颁布的跨省跨区交易规 则进行了梳理和分析，在此基础上，对西北地区现行交易机制进行了研 究。跨省跨区以中长期交易为主，跨区交易短期交易为富余可再生能源 现货交易机制，跨省交易主要为省间框架协议和电量置换方式。目前西 北地区跨省跨区交易量已经成为消纳西北地区富余电力的重要手段。中 短期相结合的交易机制已初步可以满足跨省跨区交易需求，但交易品种 可进一步完善，促进能源优化配置。 在前述研究的基础上，结合西北地区特点，提出了进一步完善促进 新能源消纳的跨省跨区交易机制的建议。跨区交易中长期以双边交易为 主，可同时针对火电机组占比高的受端省份开展新能源与火电机组的发 电权交易。短期交易为富余可再生能源现货交易。跨省交易中长期以双 边交易为主，同时针对火电机组占比高的省份（宁夏、陕西）开展省际 间新能源与火电机组的发电权交易。短期交易为省间框架协议和电量置 换交易，同时开展富余新能源的省际间现货交易。在此基础上，报告对 相关机制在西北地区的适用性和实施方案都进行了研究和分析。 随后，针对上述交易机制的实施效果，进行了模拟测算。经过模拟 计算，通过发电权交易和省际间现货交易可以在夏季典型日时提升西北 地区新能源消纳量 13%--20%，冬季典型日时提升消纳量 6%-8%。 72 参考文献 [1] 中国电力企业联合会. 中国电力行业年度发展报告 2018. 2018-06-14. 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