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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省电力公司或者代理机构，代理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，按月发布正式结算依据；零售市场结算，按月出具电力市场结算依据［11］。除本省统一代理购售电模式外，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=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代理商。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，对比情况见表1。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，则除输电费用收益种合作模式将为智能化综合充电站建设提供了基础支撑。

4“风光储充”一体化商业模式

国内目前投入的“风光储充”微电网项目大部分是示范项目或有特殊用途的项目。根据“风光储充”系统建设及运维阶段投资主体、以及投资主体之问合作方式的不同，参考较为成熟的分布式光伏投融资模式，用于微网系统的投融资模式有政府投融资、用户自投资、第三方融资等模式。福建省内某“风光储充”微电网项目总投资约135万元。项目收益主要来源于充电电费及服务费用以及储能峰谷电价差套利，资本金内部收益率约7%。“风光储充”微电网项目收益尚可，且作为微电网示范项目具有宣传和推广企业形象等潜在收益，建议探索通信服务、广告收益等增值服务，采用合作运营模式降低项目投资成本，提高项目收益。

5冷/热、电、气三联供

利用燃气能源站一站式解决包括电、供冷/暖、蒸汽和天然气等多种用能需求的优势，为用户提供多种能源解决方案。分布式热电联产系统遵循“以热定电”原则，给园区内用户提供电、冷、热、气服务，其中对CCHP供给用户的电、冷、热、气部分的价格给予10%的让利。在辅助服务情况下，CCHP联合储能系统，适当调整机组出力水平，参与外部大电网的调峰调频，获取额外收益。

6电力需求侧管理商业模式

电力需求侧管理主要有优化用电方案、用电诊断、配售电一体化、电力运维、能源托管和虚拟电厂互联网售电等服务［4］。优化用电方案服务根据具体用户用能负荷、电量曲线，结合不同时段电价，以实现用户用能成本最低为目标，优化用电时间。用电诊断服务针对用电量大但峰谷电量使用不合理的客户进行全面的用电分析，提出相应的专业化建议，包括更换老旧设备以降低损耗、合理错时用电等方面，指导企业自觉避开用电高峰。配售电一体服务依托增量配电网资源，开展园区配电网规划-设计-建设-运维一体化服务，提高增量配电网智能化水平。研究增量配电网园区售电模式，建设信息服务平台，形成园区有效竞争的售电业务格局。电力运维服务主要为其他用户提供现场运维服务，包括配电设备运维、抢修等。随着信息化水平的提高，未来可能出线“线上+线下”运维等新型业务，有利于降低运维投入的人工成本，提高运维效率。能源托管服务打造以园区主导、服务商接入、用能单位受益的能源总体服务。虚拟电厂服务［5］为售电公司总体利用分布式电源、分布式储能和其他可调负荷资源提供了新途径。

7结语

本文结合福建电力系统实际，对各类型综合能源服务商业模式进行了定性或定量的研究分析，对相关能源企业相关业务投资具有重要意义。

参考文献

1余晓丹，徐宪东，陈硕翼，等.综合能源系统与能源互联网简述［J］.电工技术学报，2016，31（1）：1-13.

2贾宏杰，穆云飞，余晓丹.对我国综合能源系统发展的思考［J］.电力建设，2015，36（1）：16-25.

3韩峰，张衍国，严矫平，等.综合能源服务业务和合作模式［J］.华电技术，2019，41（11）：1-4.

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5杨晓巳，陶新磊，韩立，等.虚拟电厂技术现状及展望［J］.华电技术，2020，42（5）：73-78.

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