摘要：在我国大力推进增量配电网试点的同时，与之对应的市场化运营模式及交易机制也应协同发展。不同的角色定位对应不同的市场参与方式。
摘要：在我国大力推进增量配电网试点的同时，与之对应的市场化运营模式及交易机制也应协同发展。不同的角色定位对应不同的市场参与方式。
首先从售电公司的角度出发结合不同的市场背景，提出了含分布式电源的增量配电网购售电业务模式及交易机制。
其次从负荷聚合商的角度考虑现货市场环境下用户对实时电价的敏感度，提出了增量配电网代理用户参与需求侧响应的交易机制。
最后针对增量配电网发展现状及未来一体化运营模式下面临的问题，分析了主要的技术难点，为今后增量电网相关研究提供参考。
０引言
增量配电业务是本轮电力体制改革的政策产物，也是能源革命的必然产物。增量配电业务直接面向用户，可以促进供电服务与多功能互补综合能源服务的结合，使得电力消费用户直接与分布式电源联系起来，通过综合能源商的售电服务完全耦合电能的生产端和销售端，有利于我国终端能源生产消费方式的全面升级，促进供电服务创新，推动综合能源服务发展，助力现代能源体系的建设。
综合来看，增量配电网可在其配电区域内从４类业务：供配电服务、售电服务、增值服务以及保底供电服务。除保底供电服务外，其他类服务都与市场化交易相关。增量配电网的发展对市场交易机制提出了新的要求，市场交易机制的完善也为增量配电网不同业务模式的实现提供了支撑。本文优先从基础业务模式出发，考虑市场发展的不同阶段及可实现程度，提出了适应增量配电网的两类市场交易机制。同时针对增量配电网的发展趋势，对未来运营模式进行了展望，并总结分析了增量配电网亟待突破的关键技术问题，为不同地区、不同市场背景的增量配电网交易提供参考。
１购售电业务模式及交易机制
１.１增量配电网购售电业务
增量配电网实质上是配电型售电公司，同独立售电公司一样，作为发电企业和零售用户的中间环节，参与购电和售电业务。与独立售电公司相比，增量配电网的购售电业务具备以下特点：
（１）用户资源。作为区域内唯一拥有配电网运营权的售电公司，有明显的竞争优势。
（２）收益来源。在购售电业务模式下，增量配电网除了获得售电收益外，同时还为区内用户提供了配电服务，将获得配电收益。
（３）便于整合分布式电源。分布式发电项目与增量配电网协同发展将成为一大趋势，对于接人增量配电区域内的分布式发电项目，增量配电网可以整合代理参与市场，促进分布式电源的消纳。
（４）结算业务。拥有配电网运营权的售电公司承担配电区内的结算业务。
1.２考虑分布式电源接入的交易机制
市场环境下分布式电源既可以以独立售电模式参与市场交易，也可以通过售电公司代理参与市场交易。前者通常针对容量较大且所有者资产达标的情况，后者则针对小规模分布式电源。本文主要探讨含小规模分布式电源的增量配电网购售电交易机制，在发展初期可作为常态化的运营模式实现购售电收益。分布式电源接人后将对增量配电网的购售电业务产生影响：第一，增量配电网要充分考虑分布式电源的消纳情况，有效提升分布式电源的利用率；第二，分布式电源的波动性将提升增量配电网交易的不确定性；第三，在现货市场环境下，价格信号将引导增量配电网调整其购电决策，反过来将影响分布式电源的实际发电安排。本文以增量配电网全量代理分布式电源为例，研究增量配电网的购售电交易机制。
１.2.1中长期合约交易
目前我国大多数省份仅开展中长期交易，在中长期市场环境下售电公司以电量平衡为基本原则参与中长期合约交易。分布式电源出力的波动性增大了增量配电网平衡难度，增加了增量配电网的交易风险。主要体现在２个方面：其一，分布式电源预测偏小，实际多发，在考虑优先消纳分布式电源的情况下，增量配电网将面临批发侧的负偏差考核；其二，分布式电源预测偏大，实际少发，增量配电网将以更高的成本购电，为区内用户兜底供电，存在收益风险。因此，在中长期市场环境下，为了同时保障分布式电源的消纳及增量配电网的收益，可采取＂事前约定考核模式，事后优先结算＂的交易机制。
事前约定考核模式是指提前约定分布式电源的发电量偏差考核模式。与火电等稳定电源的发电量偏差考核不同，分布式电源的考核应扣除天气因素的影响（分布式电源提供的发电量预测应带有天气信息），因天气突变造成的发电量偏差不计人考核范围。事后优先结算是指分布式电源合同的结算优先级高于区外购电合同。即以代理用户抄表电量与分布式电源市场化结算电量之差为基准，参与区外批发市场结算，含分布式电源增量配电网中长期结算流程如图１所示。
１.2.２现货市场交易
与上述中长期交易有所不同，现货市场实时的价格波动将增量配电网的购电决策延伸到日内。现货市场环境下，分布式电源的发电曲线将随着电价的波动而变化。波动性分布式电源在现货市场环境下＂被动＂出力，为避免现货电价持续低走而导致的发电收益受损的特殊情况，分布式电源与增量配电网在签订代理合约时应约定以下３项内容：
（１）分布式电源的月度预期发电量。该预期发电量应以当地相关资源分类、资源利用小时数及发电效率等相关参数为依据计算。
（２）分布式电源免补偿情况。排除天气突变、分布式电源技术条件等不可控因素的影响，因以上情况而损失的发电量不予计人补偿范围。
（３）分布式电源收益补偿方式。排除免补偿情况后，视分布式电源发电量折损情况分档进行补偿。
2 增量配电网运营模式展望
2.1 运营模式发展
以上２类业务模式相对简单，增量配电网面临的交易关系并不复杂，适用于市场主体的意识及技术水平尚不成熟的市场起步期。从远期规划定位来看，增量配电网将走向＂源－网－荷－储＂的一体化运营模式。面向区内多元化的服务关系，增量配电网将面临从单一类型资源整合到多类型资源协同调度的技术革新，增量配电网不同角色定位的技术需求如图４所示。
与此同时，随着市场环境的成熟，增量配电网可选择参与多时间周期、多品种的市场交易。增量配电网的交易关系、交易品种将从单一化发展到多元化，增量配电网运营模式的发展如图５所示。
2.２技术难点分析
增量配电网发展过程中需要突破的技术难点有３点。
（1）负荷聚合与控制
负荷聚合控制技术是实现整合用户资源（特别是零售用户）、实现需求侧响应的重要技术手段。负荷聚合又分为被动聚合与主动聚合，其中主动聚合可实现对负荷的优化聚合，更符合电力系统经济运行的要求。可被优化聚合的负荷类型有３类：不要求保持原有的用电曲线、可灵活调节各时段用电量的可转移负荷；具有瞬间断电特性的可中断负荷；受工作流程约束、只能将用电曲线在不同时段间平移的可平移负荷。
（２）信息通信
信息通信是实现负荷控制的基础。对于增量配电网区域而言，通信建设的重点在用户终端设备及数据传输，其中数据传输又涉及传输协议和传输通道。在市场化的环境下，信息通信除了基本的安全性与可靠性外，传输的及时性尤为重要，而且随着数据量及传输频次的增加，对信息通信技术提出了更高的要求。
（３）协调优化
分布式电源的接人对增量配电网而言既是机遇也是挑战。分布式电源出力的波动性将增加增量配电网的决策难度，且随着增量配电网运营模式的升级，将面临多类型分布式电源协同优化的问题。为了实现对区内资源的高效利用并产生相关收益，如何有效整合不同类型的分布式电源是增量配电网面临的重点及难点问题。
3结束语
有序放开配电网业务是本次电力体制改革的一项重要举措，目前我国已经确定了４批共４04个增量配电网试点。增量配电网的发展既要明确目标及定位，又应该循序渐进、逐步深人。除不同业务模式下所需的技术要求外，增量配电网的发展还有２个基础性问题亟待解决。
（１）增量配电网定价问题
配电价格的制定应保障增量配电网具备一定的盈利空间，各电压等级间价差合理，同时要避免配电网与区内用户不存在电压等级价差的问题。此外，由于我国存量电网中的输配电价包含交叉补贴，如果增量配电网价格中的交叉补贴问题处理不好，可能造成同一地区同一电压等级且同一类型的电力用户因为是否接人增量配电网而面临不同的交叉补贴额，从而影响市场的公平性。
（２）利益分配问题
从业务发展初期的购售电交易或需求侧响应，到业务成熟期的＂源－网－荷－储＂一体化运营模式，增量配电网都将面临利益分配的问题，且随着参与分配方的增多，分配难度也将增加。因此在设计相应业务模式及交易机制过程中理顺相关方的利益关系十分重要。
信息来源 | 北极星售电网
编辑 | 谢敏君
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