天津發電權交易網損補償測算研究

趙 新，魏 珍，王 濤，王 楠

（1.天津市電力公司，天津 300010；2.華北電力大學，北京 102206）

天津發電權交易網損補償測算研究

趙 新1，魏 珍1，王 濤1，王 楠2

（1.天津市電力公司，天津 300010；2.華北電力大學，北京 102206）

在我國目前的輸配電價機制下，發電權交易引起的系統損耗變化將直接影響電網企業的經濟利益，需要對其進行合理的補償。針對我國發電權交易的特點，分析了發電權交易的責任主體，并對網損補償的范圍進行了界定。結合國內外電力市場中網損處理的實踐經驗，歸納了網損補償的3種途徑。闡述了天津電網現行發電權交易網損補償的基本原則及計算方法，并對該方法的利弊進行了算例分析，提出了天津電網理論網損補償方案。

發電權交易；網損分攤；網損補償

為了貫徹國家能源政策，根據《國務院批轉發展改革委、能源辦關于加快關停小火電機組若干意見的通知》［1］的精神，國家電網區域內均已開展了替代發電的實際工作。我國發電權交易主要以年度協商交易為主，由政府主導，電網公司搭建交易平臺，秉承公開、公平、公正的原則，盡最大努力保持不同發電企業之間、發電企業和電網企業之間的利益格局相對穩定。目前我國的發電權交易主要有“上大壓小”以及水電與火電之間的置換2種類型，本文主要研究燃煤發電機組之間的“上大壓小”發電權交易。

我國主要依據各發電機組容量分配年發電利用小時數，按照各機組的合同完成率盡量趨同的原則進行發電調度，發電調度過程中產生的輸、配電損耗，按照《輸配電價暫行管理辦法》［2］第18條中的規定，依據電壓等級核定并列入銷售電價中。但是，年度發電權交易改變了各機組的年度電量分配格局，在該電量結構下進行的發電調度改變了系統原有的潮流分布，并引起了輸電損耗的變化。然而這部分輸電損耗并沒有列入銷售電價中，電網公司無法通過購銷差價對其進行分攤，這將對電網公司的經濟利益造成損害。因此，作為責任主體的發電權交易方應對其引起的網損變化部分，對電網公司進行合理補償。

1 發電權交易的特點和網損補償范圍的界定

隨著“上大壓小”與節能減排政策的實施，同時為履行對納入各省“十一五”小火電關停規劃并按期關停的機組在一定期限內（最多不超過3年）給予的發電量指標，各省區都在積極組織開展高效低耗機組替代低效高耗機組的發電權置換工作。發電權交易的交易規模逐年增加，對優化發電資源、促進電源結構調整具有重要意義，其主要特點如下：

（1）發電權交易中，替代機組多處于電網負荷邊緣，均為500 kV及220 kV電壓等級，裝機容量較大，效率較高；被替代機組則多處于電網負荷中心，均為110 kV及以下電壓等級，裝機容量較小，供電煤耗較高。

（2）發電權交易類型多樣，按照交易對象劃分，不僅涉及不同發電企業之間的替代交易，同一發電企業不同發電廠之間的替代交易，還包括同一發電廠不同機組之間的本廠替代交易；按照交易機組性質劃分，包括停機替代交易和非停機替代交易；按照交易范圍劃分，包括全省內機組之間和區域內機組之間的相互替代，即本區發電權交易和跨區域發電權交易。

由發電權交易的特點可知，發電權交易主要是處于電網負荷邊緣的機組替代位于負荷中心的機組發電。為保證地區電力電量平衡，遠距離的電力輸送將相應增加，可能會增加系統的傳輸損耗。另外，高電壓等級的機組替代低電壓等級的機組發電也將增加系統的變壓損耗。因此必須合理界定網損歸屬，對電網公司進行網損補償。

由于系統網損受電網運行方式的影響，因此不同電壓等級間的替代交易，同一電壓等級不同并網點的替代交易，均會對電網的潮流分布產生影響，進而影響系統的網損。因此，無論本區交易、跨區域交易或本廠發電權交易，如果其替代機組和被替代機組并網點不同，均應納入發電權交易網損補償的范疇。

2 網損補償的補償途徑

按照國內外電力市場的實踐經驗，在電力市場機制下，網損補償主要有3種途徑：①網損在輸電價格之外單獨補償，澳大利亞電力市場［3］和我國東北區域電力市場初期［4］實行這種網損補償機制；②通過輸電費回收網損，即按照一定的網損率計算網損，核算到輸電價格中，英國電力市場［3］采用這種機制以激勵電網公司采取有效的降損措施；③通過節點邊際電價結算體系補償，美國賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭電力市場［5］和我國華東區域電力市場［6］采用這種機制，以日前市場開放并通過節點邊際電價對競價上網電量進行結算為前提。

途徑②是將核算進入銷售電價中的輸電損耗由用戶承擔，而發電權交易后，增加的這部分網損電量應由發電權交易雙方，即參加發電權交易的發電企業來承擔，因而無法按照途徑②對這部分網損進行回收。途徑③是建立在節點電價基礎之上的，顯然不適合當前我國電力系統的現實環境。因而，可以借鑒第一種機制在輸電價格之外對發電權交易產生的網損進行單獨補償。

鑒于此，國家電力監管委員會在2008年頒布了《發電權交易監管暫行辦法》［7］，規定了發電權交易引起網損變化時，按照核定的網損率或交易各方協商的網損補償方式進行有關網損補償。當前，在我國的年度發電權交易中，主要是采用核定網損率的方法進行有關網損的補償工作。

3 天津發電權交易增量網損分攤方案選擇

3.1 網損分攤理論與方法研究

輸電損耗的分攤不僅直接影響各輸電責任主體的經濟利益，而且對于引導輸電用戶合理利用輸電資源有著重要作用。然而由于電力系統網損是電源及負荷功率的非線性函數，而功率一經注入難以區分，如何公平、合理地確定各用戶應承擔的損耗責任成為一個難題。國內外在理論方面已提出了多種分攤方法，目前主要有郵票法、潮流追蹤法、損耗增量法和邊際網損系數法，不同方法會對電網用戶分攤的網損造成很大的差異，但并沒有一種通用的、能得到大家一致承認的方法。

郵票法實際上是一種平均網損分攤方法，它根據輸電用戶功率大小按比例將輸電網總損耗分攤給各用戶。該方法與電能交易的功率注入點和流出點的位置、電網的拓撲結構以及功率流動路徑無關，在全網范圍內按相同的網損系數進行分配，故稱為郵票法。

潮流追蹤法是基于潮流追蹤的網損分攤方法，首先通過潮流追蹤確定所有用戶對每個輸電設備的利用份額，然后將相應輸電設備的輸送損耗分配給每個輸電用戶。

邊際網損系數法是一種靈敏度方法，即根據節點注入功率的單位變化引起的全網損耗變化量的大小，對各節點上的負荷或發電機進行網損分攤。

損耗增量法是針對雙邊交易（尤其是轉運交易）提出的，它根據每個輸電轉運服務用戶的功率總量對系統損耗的影響來確定其應當承擔的輸電損耗。

各方法具有如下特點：①郵票法簡單易行，但不利于發電權交易增量網損分攤的公平性；②潮流追蹤法由于均是針對節點而不是針對交易，在處理發電權交易的增量網損分攤問題時具有局限性；③邊際網損系數法也是針對節點的分攤方法，同時分攤結果與平衡節點的選擇有關；④損耗增量法雖然是針對交易方式的，但損耗分攤結果受交易追加次序的影響，容易受到各方的質疑。

3.2 增量網損分攤方法選擇及其合理性分析

發電權交易雙方應共同承擔增量網損的責任，依據以下原則設計適合于天津發電權交易的增量網損分攤方法：①公平合理：參加發電權交易的各方應承擔相應的增量網損電量；②計算簡單：采用方法易于理解和計算，便于實現；③過程透明：各發電權交易方可清晰地掌握自身和其他交易方承擔的增量網損電量的額度；④收支平衡：各發電權交易方增量網損分攤數量之和與系統總增量網損電量相等。

按照以上設計原則，綜合邊際網損系數法和損耗增量法的優點，針對天津發電權交易增量網損分攤問題，提出一種新的針對交易對的網損分攤方法——發電權交易對微增微減分攤法。這里稱發電權交易中替代和被替代雙方所在節點為替代節點和被替代節點，該方法根據替代節點的微增功率、被替代節點的微減功率引起全網損耗變化量的大小來確定每一對發電權交易分攤的網損，進而來度量每個發電權交易對對全系統增量網損的責任。

從以下幾個方面分析論證發電權交易對微增微減分攤法的合理性：

（1）該方法基于邊際思想，反映了每對發電權交易對全網損耗的邊際影響。此外，該方法以交易對為網損分攤單元，與損耗增量法相似，合理反映了交易對間電氣距離對系統網損的影響，同時避免了平衡節點的選取對分攤結果的影響。具體公式推導與理論解釋如下：

在發電權交易中以交易對為分攤單元，按照邊際網損系數法的思想，各交易對分攤的增量網損體現為替代機組所在節點注入單位功率，平衡節點流出單位功率，被替代機組所在節點減少單位功率（等效為注入單位負功率），平衡節點增加單位功率（等效為流出單位負功率）所引起的系統網損變化，如式（1）所示。

式中：C為發電權交易對；L為網損；P為功率；i為替代機組所在節點；j為被替代機組所在節點；s為平衡節點。

發電權交易對微增微減分攤法實際是以替代機組和被替代機組邊際網損系數的疊加效果規避了平衡節點的影響，并反映了發電權交易對對系統損耗的邊際影響。

（2）計算簡單，過程透明，能夠合理反映不同發電權交易對的網損成本。

（3）與邊際網損系數法一樣，該方法不能保證全網網損與分攤給各用戶的網損之和相等，但是可以通過數據處理，即通過網損調整系數保證兩者平衡。

4 天津現行發電權交易網損補償方法

4.1 網損補償基本原則

（1）電量平衡與電量流向：測算網損采用的輸入電量即為替代雙方的替代上網電量，電量流向由替代機組上網側經電網傳輸至被替代機組上網側。

（2）變壓升損：測算網損采用的輸入電量在傳輸過程中，經過電壓變換的，電網網損升高，每變換一次電壓，產生一次網損電量；未經過電壓變換的，不考慮電網網損的變化（基于發電權交易初期承擔節能減排社會責任）。

（3）網損率取值：網損率取潮流所經電網各電壓等級上年度統計網損率（即全年平均值）。省內的本區替代交易和區域內的跨省替代交易計算用的網損率，分別取相應省網及區域網的上年統計網損率。

（4）上網電量取值：補償網損測算采用機組間的替代上網電量。替代發電量、被替代發電量與替代上網電量三者之間關系如下所示。

替代發電量=替代側上網電量÷（1-替代側廠用電率）

替代側上網電量=被替代側上網電量 （2）被替代側上網電量=被替代發電量×

（1-被替代側廠用電率）

式中：替代側廠用電率采用統調發電量計劃中的取值；被替代側廠用電率取最近一年的實際值。

為促進本廠“以大代小”發電權交易，本廠替代交易不列入補償網損的測算范圍。區域網公司和省網公司在資產范圍內收取網損補償，即區域公司收取區域內500 kV電壓等級的網損補償，省網公司收取省內220 kV及其以下電壓等級的網損補償。

4.2 補償網損電量測算公式

天津替代交易中，替代機組上網電壓等級等于或低于被替代機組上網電壓等級時，網損電量視同為0。替代機組上網電壓等級高于被替代機組上網電壓等級，有一次或多次變壓過程時，網損電量

式中：X為發電權交易產生的總網損電量；Xi為第i次變壓所處電壓層產生的網損電量；U為總變壓次數；Ci為替代機組第i次變壓所處電壓層的上年統計線損率；A為替代上網電量。

例如：在500 kV機組替代35 kV機組的發電權交易網損測算中，設500 kV、220 kV、110 kV電壓層上年統計網損率分別為C1、C2、C3，由于該發電權交易中替代機組上網電壓等級高于被替代機組上網電壓等級，同時經歷3次變壓（分別是500 kV/220 kV、220 kV/110 kV、110 kV/35 kV），則網損電量

5 現行網損補償方法的利弊分析

合理的發電權交易網損補償方法對電網企業和發電企業都具有重要意義。電網企業可以以節能減排為目標，綜合替代及被替代機組的發電能耗和增量網損來撮合發電企業進行發電權交易，實現節能降耗效益的最大化；發電企業可將補償網損納入其發電權交易中進行綜合決策，以確定最佳的交易對象、交易電量，以最大程度的減少因發電權交易產生的網損補償問題，促進電源結構調整。

天津電網現行網損補償方法簡單易行，具有一定的可操作性，但是該方法中補償網損電量的計算僅與發電權交易電量、平均網損率以及交易機組所處電壓等級相關，計算結果不能體現實際因發電權交易產生的網損變化量。發電權交易改變了替代機組及被替代機組的年度發電計劃，會使得系統潮流分布發生改變，從而使得系統輸送損耗發生變化。實際上，在一個調度時段的補償網損功率是在該時段下有發電權交易和無發電權交易兩種運行方式下全系統網損的差額。也就是說，有發電權交易情況下和無發電權交易情況下的負荷相同，但發電機功率分配不同，增量網損就是由發電權交易引起電網增加的損耗，如圖1所示。

圖1 補償網損功率示意圖

此外，現行方法中的變壓升損原則規定處于同一電壓等級的替代交易基于其他原因不考慮補償網損電量，同時本廠替代交易也基于其他原因未列入補償網損的范疇。但是，按照對發電權交易網損補償范圍的界定，如果其替代機組和被替代機組并網點不同，均應承當發電權交易的網損補償責任。

6 天津發電權交易增量網損計算方案

為簡化計算，以典型日的增量網損分攤系數近似計算各用戶分攤的年實際增量網損電量，典型日的增量網損分攤系數采用一天峰、平、谷時段增量網損分攤系數的加權平均值。

假設一個典型日中峰、平、谷3個時段的增量網損分攤系數，增量網損收支平衡比例調整系數，發電權交易電量，以及各時段包含的時段數均已知。則該典型日中第j對發電權交易t時段的增量網損電量為

式中：αt為t時段的收支平衡比例調整系數；為第j對發電權交易t時段的增量網損分攤系數；為第j對發電權交易t時段的交易電量。

則該典型日第j對發電權交易的增量網損電量為

式中：T為該典型日中峰、谷、平時段的集合；St為該典型日中t類時段所包含的小時數。

該典型日第j對發電權交易的增量網損分攤系數為該發電權交易對的日增量網損電量與其日交易電量的比值，表示為

按照線損理論計算選取典型日計算的方法，一年12個月共選擇12個典型日，其中第i個典型日可以表征的天數有R（i）天，第j對發電權交易在R（i）天的總交易電量為Qj（i），則第j對發電權交易的年增量網損分攤系數，即發電權交易的平均網損率

式中：D為一年中12個典型日的集合。

1968年，我作為知青下放回東鄉縣虎圩鄉爐前山科村勞動。在近十年的農村生產勞動中，我看到了當時農業生產經營體制的弊端，“大鍋飯”式的生產勞動體制，使大多數社員都在集體勞動中“磨洋工”“混工分”“出工不出力”。當時村里私下流傳的順口溜是“生產隊田養精神，自留地里鼓干勁”“集體效益無所謂，大鍋飯里有靠山”。

則該發電權交易對分攤的年增量網損電量

式中：Q0j為發電權交易對的年度發電權交易量。

7 算例分析

天津電網2009年發電權交易共6對（不含軍廠內部替代），其中跨省交易2對，本廠替代交易1對，總替代上網電量1.155 TWh。其替代交易量及替代發電范圍如表1所示，所在省網及區域電網的平均網損率如表2所示。

表1 替代交易量及替代發電范圍

表2 省網及區域網平均網損率

按照現行發電權交易網損補償方法對該省網的補償網損電量進行測算，測算結果如表3所示。

表3 發電權交易對補償網損量

交易對1、2中被替代機組雖然分別處于110 kV和35 kV電壓等級，按照網損測算公式，補償網損量不但與交易量相關，同時還受替代及被替代機組的電壓等級的影響；交易對4由于是本廠替代交易，因此未列入補償網損的測算范疇；交易對5為本省500 kV電壓等級的機組替代外省110 kV電壓等級的機組，按照補償網損測算原則，跨省交易不考慮對本省220 kV電壓等級的影響，因此本省內的補償網損量為零；交易對6為本省220 kV電壓等級的機組替代外省110 kV電壓等級的機組發電，因此，網損電量測算采用的網損率為區域網的平均網損率。

2009年不同增量網損分攤方法下，220 kV系統發電權交易對平均網損率如圖2所示。

圖2 平均網損率對比

由圖2可知，現行方法中未針對本廠替代交易（交易對11、12）進行補償網損結算，但是采用本文方法進行測算表明，本廠替代交易由于其替代機組及被替代機組處于不同的接網點，替代交易后將明顯增加220 kV系統的送電損耗并負有主要的網損責任。此外，現行方法中，涉及500 kV電壓等級的替代機組的跨區交易（交易對7、8、9）不考慮對220 kV電壓等級的增量網損的影響，計算結果表明該類交易改變了220 kV系統的潮流分布，承擔了一定的網損責任。

2009年不同增量網損分攤方法下，220 kV系統發電權交易主體分攤的年增量網損電量如圖3所示。

圖3 系統交易主體分攤網損電量對比

由圖3可知，如采用本文方法進行年增量網損電量的分攤，將對本廠替代交易主體（電廠C、E）的利益產生較大影響。假若現行方法中納入本廠替代交易，計算交易主體分攤的網損電量與本文計算結果較為接近。

8 結論

（1）發電權交易產生的網損電量應在輸電價格之外對其進行單獨補償。

（2）發電權交易隸屬于雙邊交易的范疇，發電權交易后增加的網損電量應由發電權交易雙方，即由參加發電權交易的發電企業來承擔相應的網損責任。

（3）如果替代機組和被替代機組并網點不同，均應納入發電權交易網損補償范疇。

（4）本文提出的天津電網發電權交易增量網損計算方案，使發電權交易機組承擔的網損分攤責任與其實際對電力系統網損的影響程度相吻合，但是與現行發電權增量網損分攤方法相比，該方法改變了各發電廠之間原有的利益格局，特別是將本廠替代發電交易納入增量網損分攤范疇后，將明顯影響本廠替代交易主體的利益。

（5）天津現行補償網損測算方法簡單易行，具有一定的可操作性，但實際操作中未針對本廠替代交易進行補償網損結算，使得實際結算的增量網損電量相對較小，造成了天津電力公司損失；如果將本廠替代發電交易納入增量網損的計算及其分攤范疇后，現行方法計算的增量網損將與本文提出的天津發電權交易網損測算方案接近。

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［1］國家發展和改革委員會.國務院批轉發展改革委、能源辦關于加快關停小火電機組若干意見的通知［EB/OL］.（2007-01-26）［2010-07-01］.http：//www.gov.cn/zwgk/2007-01/26/content509911.htm

［2］國家發展和改革委員會.國家發展改革委關于印發電價改革實施辦法的通知［EB/OL］.（2005-03-28）［2010-07-01］.http：//www.sdpc.gov.cn/jggl/zcfg/t20050527_4698.htm.

［3］國家電力監管委員會.歐洲、澳洲電力市場［M］.北京：中國電力出版社，2005.

［4］王海霞，李衛東，陶家琪，等.東北區域電力市場發電報價網損修正算法［J］.電網技術，2005，29（13）：73-79.

［5］國家電力監管委員會.美國電力市場［M］.北京：中國電力出版社，2005.

［6］周堅，蔣逸靜，嚴正，等.網損因子法在華東區域電力市場的應用分析［J］.電力系統自動化，2008，32（3）：76-81.

［7］國家電力監管委員會.電監會關于印發《發電權交易 監 管暫行辦法》的通知［EB/OL］.（2008-03-17）［2010-07-01］.http：//www.gov.cn/gongbao/content/2009/content_1205399.htm.

Research of loss compensation calculation of generation right trading in Tianjin

ZHAO Xin1，WEI Zhen1，WANG Tao1，WANG Nan2
（1.Tianjin Electric Power Company，Tianjin 300010，China；2.North China Electric Power University，Beijing 102206，China）

In our current electricity transmission and distri?bution price mechanism，the power system losses change caused by generation right trading will directly affect the economic inter?ests of power companies.Reasonable compensation is needed.In connection with the characteristics of national generation right trading，the main responsibility part is analyzed and the scope of the grid loss compensation is defined.Combined with the practi?cal experience of electricity market network loss dealing at home and abroad，the network loss compensation is summed 3 kinds of ways.The paper describes the basic principles and calculation methods of the current generation right trading power loss com?pensation in Tianjin.The advantages and disadvantages of this method are analyzed by a numerical example.Tianjin power net?work theory loss compensation program is presented.

generation right trading；loss allocation；loss compensation

F407.61

A

1009-1831（2010）06-0016-05

2010-08-02；修回日期：2010-09-30

趙新（1966—），女，高級工程師，本科，從事電力市場交易計算管理工作；魏珍（1964—），女，高級工程師，本科，從事電力系統節能降損管理工作；王濤（1972—），女，高級工程師，本科，從事電力市場交易管理工作；王楠（1983—），男，博士研究生，研究方向為電力系統優化、電力系統經濟調度。